En este post vamos a analizar la posibilidad de transitar hacia un mix eléctrico 90% renovable de aquí a 2030/35 y del 100% para 2040. Algunas voces críticas han sostenido que para lograr eso habría que sobredimensionar mucho la potencia instalada e incorporar mucha capacidad de almacenamiento. Aquí trataremos de demostrar que, al menos para el caso de España es posible hacerlo sin tantos requerimientos y que si se cumplen determinados requisitos sería posible conseguirlo antes de lo que nos pensamos.

Metodología

Para realizar el análisis hemos asumido varias simplificaciones y supuestos para poder realizar una estimación aproximada razonablemente fiable.

1. Hemos usado datos históricos de generación eléctrica con granularidad horaria desde el año 2017. Ocupamos un período de unos 5 años de históricos. Un tiempo razonable para que los diversos ciclos estacionales se hayan dado varias veces.
2. A priori consideraremos que la demanda a satisfacer es igual a la actual. Hemos escogido hacerlo así para empezar por una cuestión de simplicidad y porque, de hecho, nuestra demanda lleva ya más de 10 años estancada. Algunos escenarios con mayor demanda eléctrica se analizarán al final. Así mismo, por simplicidad, no consideraremos variaciones en el patrón de demanda debidos al autoconsumo y a la gestión activa.
3. Vamos a considerar únicamente un desarrollo tanto de la eólica como de la fotovoltaica pues en suma, son las dos tecnologías renovables que en los próximos años van a aportar el grueso de la potencia instalada con enorme diferencia respecto a las demás. Así, consideraremos que Termosolar e Hidráulica se mantienen con valores fijos de potencia instalada como hasta ahora.
4. Dado que en un primer análisis vamos a tratar de ver las posibilidades de alcanzar ese 90% sin almacenamiento no vamos a considerar realmente los 4GW de bombeo que ya tenemos instalados. Eso nos permite tener un margen y pecar algo de conservadores acerca de los niveles a alcanzar.

El primer paso fue obtener de la web de la base de datos ESIOS de REE. https://www.esios.ree.es/es/analisis/1293?vis=1&start_date=25-11-2021T00%3A00&end_date=25-11-2021T23%3A50&compare_start_date=24-11-2021T00%3A00&groupby=minutes10&compare_indicators=545,544

Extraídos los datos de generación para las distintas tecnologías renovables, Eólica, Fotovoltaica, Termosolar e Hidráulica más los datos de la demanda total hicimos la siguiente manipulación de los datos. Una ventaja de tenerlos a intervalos de una hora es que la correspondencia entre MW de potencia y MWh generados durante cada hora es directa sin hacer ningún cálculo añadido.

El primer problema que encontramos es que en ese período de los últimos cinco años la potencia instalada de eólica y fotovoltaica no es constante sino que ha ido incrementándose con el tiempo, conforme se instalaban los parques. Así que los datos de potencia aportada no son homogéneos y deben normalizarse primero. Escogimos como criterio normalizarlos a potencia actual, como si todos los años desde 2017 hubiésemos tenido la misma potencia instalada que ahora. Así nos servimos de los valores de potencia instalada que REE da mes a mes para cada tecnología para ponderar la potencia generada teniendo en cuenta la que tenemos instalada ahora (a noviembre de 2021). Esto es:

1. Eólica: 28.0 GW
2. Hidráulica: 17.1 GW
3. Fotovoltaica: 13.8 GW
4. Termosolar: 2.3 GW

Una vez tenemos los datos normalizados a potencia actual trataremos primero de establecer la contribución de la solar y eólica sin tener en cuenta la hidráulica dado que esta última es gestionable, la incorporaremos al final con otras consideraciones.

En ese periodo nos sale que solar y eólica aportan actualmente en promedio un 34% de la electricidad generada. Un 45% si se añade la hidráulica. Este es el peso de las renovables en nuestro mix actual y queremos ver qué pasaría si seguimos aumentando eólica y solar como hasta ahora. Para ello calcularemos la diferencia entre la demanda y la electricidad generada por solar y eólica suponiendo que los excedentes generados se recortan (es decir se tiran) o se exportan a otras redes extranjeras. En la realidad lo normal sería además tener instalado algo de almacenamiento o que la demanda también se adaptase algo para aprovechar mejor esos excedentes y los precios bajos que producirían pero para empezar vamos a suponer que tal adaptación no ocurre y no aprovechamos los excedentes.

Resultados

Para representar las conclusiones construiremos una matriz 9×9 que contendrá 81 escenarios distintos. En el eje de las X colocaremos múltiplos de la potencia eólica actual a intervalos de 0.5 y para la fotovoltaica haremos lo mismo en el eje de las Y.

Estos resultados ya nos permiten ver que aún tenemos cierto margen antes de generar demasiados excedentes. Si bien en el caso real de nuestro mix los excedentes aparecerán antes incluso de lo que se estima en el cuadro. El motivo es nuestra potencia nuclear instalada. El plan actual de cierre nuclear prevé que este sea escalonado entre 2027 el primer reactor y 2035 el último. Es un plazo bastante generoso y que a mi entender se tendrá que acabar acortando ante la rápida expansión de las renovables. Porque el problema de la nuclear es que tiene que producir a potencia constante todos los días para funcionar a buen rendimiento tanto desde un punto de vista técnico como económico. Siendo así, lo que ocurrirá es que a medida que empiecen a surgir excedentes, las nucleares simplemente estorbarán y habrá que acelerar su cierre. El gas, sin embargo tiene la ventaja de su flexibilidad y podrá desconectarse completamente durante las horas de excedentes renovables. Esa flexibilidad, además de la razonable eficiencia de los ciclos combinados (55%) es la ventaja que hará que el gas sea la última fuente en salir del mix. Costará bastante de eliminar del todo, como veremos, aunque sí irá perdiendo peso muy rápidamente conforme crezcan solar y eólica.

Añadiendo la hidráulica al análisis

¿Y la hidráulica? Sí, nos hemos dejado la hidráulica para el final por varias razones. La primera es que es una tecnología sobre la que no se esperan más incrementos de potencia. Solo crecerá por lo que aporten los nuevos bombeos que se van a instalar pero ya hemos dicho que no van a ser objeto de consideración por ahora. Y la segunda y más importante es que es gestionable y eso es una gran diferencia. En realidad la hidráulica es generación y acumulación a la vez. Porque puede decidir a qué horas producir y cuando no, y reservarse la energía potencial de la masa de agua embalsada para cuando se requiera. ¿Cómo podemos pues estimar su contribución a la hora de acercarnos al 100% renovable?

Hemos considerado varios supuestos razonables a partir del histórico con el que trabajamos. Por una parte hemos visto que el factor de capacidad de la hidráulica está condicionado, como es natural, por cuestiones de caudales ecológicos, periodos de lluvias y sequías así como por las necesidades de capacidad mínima de los embalses para los otros usos del agua. Hemos considerado pues un factor de capacidad para empezar del 60%, esto es que de los 17GW hidráulicos solo asumiremos como disponibles en cada momento dado unos 10GW como máximo. Esta será la cifra de potencia máxima que le supondremos pues a la hidráulica. Es algo que se corresponde con el histórico de datos de generación hidráulica.

Además de eso hemos asumido que en el total de cada escenario no podremos superar nunca a la producción total realmente generada en el histórico de datos, atendiendo así a las limitaciones propias de la necesidades de capacidad de los embalses. Excluiremos del cálculo todas las horas en negativo asumiendo que la hidráulica no estaba turbinando sino solo con los bombeos activados. A partir de ahí asumiremos que la hidráulica puede hacerse cargo de todos los déficits eléctricos hasta los 10 GW. Más allá de eso será insuficiente. Es una suposición tal vez algo atrevida porque, en efecto, hay muchas variables a considerar que hacen que la potencia hidráulica realmente disponible en cada momento varíe. Pero aquí hemos considerado una cosa y es que con la expansión de las renovables esa potencia disponible cada vez será mayor porque la hidráulica se abstendrá de producir muchas más horas que ahora. Eso significa que los pantanos tendrán una capacidad mayor en promedio dando más margen para turbinar a las horas en las que eólica y solar flaqueen. Así que teniendo todo eso en cuenta hemos considerado esa suposición como válida. Y el resultado de añadir la hidráulica junto al resto de renovables es el siguiente:

Escenarios de mayor demanda eléctrica

No es esperable que la demanda eléctrica siga estancada. Debido a la electrificación de todo, especialmente del transporte, de la calefacción y de buena parte de la industria, se generará una demanda añadida. Es cierto que parte de esta podría ser atendida por el autoconsumo y por los excedentes que venimos citando pero aún así nos pondrá las cosas más difíciles a la hora de alcanzar niveles tan ambiciosos de penetración renovable en un tiempo récord como el propuesto. La IEA prevé un aumento de la demanda eléctrica de alrededor de un 30% para 2030 aunque eso probablemente sea excesivo para el caso de España ya que se correspondería a un generoso crecimiento del 3% anual. Dicho incremento de la demanda lo hemos calculado de forma homogénea, sin modificación del patrón de consumo. Esto no es del todo correcto ya que debido al autoconsumo diurno y a la carga nocturna de vehículos es muy probable que dicho incremento sea más fuerte en el horario nocturno que en el diurno, pero como es algo que tampoco está claro como evolucionará optamos por no complicarnos.

Previsiones de crecimiento renovable

Ahora que sabemos todo esto lo podemos vincular con los ritmos de crecimiento observados para fotovoltaica y eólica en los últimos tres años. Concretamente partiremos desde noviembre de 2018, que es donde marcaremos, un poco arbitrariamente, como el inicio del nuevo despertar renovable en España. Podemos verlo en el primer gráfico del post.

Desde entonces hemos instalado eólica a razón de más o menos 1.5GW al año y fotovoltaica unos 3GW anuales sin que la demanda haya aumentado. Si asumimos un crecimiento lineal a demanda constante, como hasta ahora, tendríamos lo siguiente:

Según estos resultados alcanzar el 90% no parece esperable en la próxima década, tampoco se lo proponen en el PNIEC en donde habrán hecho una proyección también lineal como la nuestra pero hay varios puntos a tener en cuenta que pueden cambiar ese cuadro.

1. Hemos asumido un crecimiento lineal. Es posible que a lo largo de la década las tecnologías tanto eólica como fotovoltaica sigan reduciendo costes lo que aceleraría los ritmos más allá de toda previsión. Claramente aquí el crecimiento flaquea del lado de la eólica, y es que la fotovoltaica cumple con creces tan solo manteniendo el ritmo lineal. Tal vez tenga cierta lógica porqué la eólica terrestre lleva tiempo desplegada mientras que es la fotovoltaica la que ahora está ganando en costes en las recientes subastas y la que estaba más rezagada. Pero sería prudente, tal y como se veía en las matrices de arriba, promover un crecimiento parejo en ambas tecnologías y ahora mismo vemos que está bastante descompensado del lado solar. La solución para desbloquear esto creo que será la eólica marina. Según la industria, el potencial ibérico en eólica marina es de 219GW (207 flotantes y 12 en base fija). La excesiva profundidad de los litorales ibéricos ha sido tal vez un punto que ha retrasado notablemente la adopción, pero con el abaratamiento de la eólica flotante cada vez hay menos excusas. De que esta tecnología explote en la próxima década puede depender el que se pueda alcanzar el 90% en tiempo récord.

2. Por último, para un análisis completo habría que tener en cuenta el almacenamiento que ya tenemos, unos 4GW de bombeo, potencia que seguirá creciendo hasta alcanzar unos 10GW a finales de la década. Eso sumado a las baterías y otros sistemas que se desplieguen contribuirá también a aumentar el % renovable aprovechado y las opciones reales de alcanzar ese ambicioso 90% renovable para 2030/35.

A continuación planteo tres escenarios de crecimiento renovable con ese mayor crecimiento eólico pero también con crecimiento de la demanda eléctrica. Hay que recordar que la demanda eléctrica hizo pico en 2008 y desde entonces el consumo se ha mantenido estable, estancado. Huelga decir que cuanto menos suba la demanda más rápido descarbonizaremos el mix.

Lograr el 100% renovable

Visto lo visto no parece que haga falta tanto almacenamiento como muchas veces se sugiere, principalmente por dos razones. Una ya la hemos visto, lo normal es que se tienda a sobregenerar y cuanto menos alcanzar en algún momento una producción alrededor de un 50% por encima de la demanda, pero podría ser más a largo plazo. Con ese colchón reduciríamos mucho las necesidades de almacenamiento y ya vemos en el cuadro anterior que con un 50% de sobregeneración nos podríamos situar en niveles del 95% renovable. El único freno a la sobregeneración es en realidad económico ya que para un mismo coste de instalación la amortización cada vez será más larga al verse reducido el retorno. Pero si los costes de las renovables siguen reduciéndose puede que sobregenerar hasta cierto nivel sea más rentable que instalar el correspondiente almacenamiento y tengamos una curva de coste similar a la siguiente:

La otra gran arma para acercarnos al mítico 100% va a ser la interconexión. En ocasiones, cuando una red vaya sobrada de recursos renovables el vecino estará débil y viceversa. Sobreproducir, nos dará margen de exportar electricidad si el vecino anda corto y paga bien. Así, una interconexión más robusta combinada con la sobregeneración que antes he comentado nos debería permitir llegar a niveles cercanos al 100% posiblemente. En ese sentido la península Ibérica es actualmente bastante isla energética a diferencia de los países centroeuropeos pero eso podría cambiar. Lo lógico sería primero reforzar la conexión que ya se tiene tanto con Francia como con Marruecos y pensar en la conveniencia de establecer proyectos de cableado submarino ya sea hacia Italia u otros países del norte de África como hacia las Islas Británicas. Tal vez aún sea pronto pero el panorama se irá clarificando en pocos años conforme sepamos a qué ritmo podemos crecer en eólica marina y cuanto crecen en potencia renovable nuestros vecinos respecto a nosotros.

Naturalmente nada nos librará de tener que instalar algo de almacenamiento pero a todas luces no hará falta tanto ni se tendrá que instalar de una tacada, sino conforme la demanda lo vaya requiriendo, es decir progresivamente. Y se va a demandar conforme aparezcan los primeros excedentes renovables que hemos mencionado al principio y para lo cual falta ya poco. Es solo con ese almacenamiento con el que se podrá completar y cerrar el mix para lograr el ansiado 100% quizá para 2040.

A vueltas con el almacenamiento

Con los datos que hemos recogido nos propusimos realizar un último experimento, el de una batería imaginaria con eficiencia perfecta, potencia ilimitada para cualquier déficit y con carga suficiente para aguantar los cinco años con un mix puro de eólica y solar sin descargarse del todo nunca. Naturalmente semejante batería es imposible pero su gráfico de descarga (que marca la evolución de su estado de la carga o SOC) nos permite realizar el ejercicio de visualizar qué es lo que pasa.

Esta simulación la hemos realizado con un mix 4X / 4X . Es decir cuadriplicando la potencia instalada tanto de fotovoltaica como de eólica. Hemos subdividido el gráfico de descarga en tres segmentos. La gracia del asunto es que para resolver todo este puzzle no se va a usar una única tecnología sino una combinación de varias según se adapten mejor a uno u otro uso.

Para cubrir el primer tramo (el delimitado por la línea roja superior) se requeriría tener unos 170GWh disponibles para ciclar con frecuencia intradiaria. Por lo menos la mitad de esa energía ya por sí sola la puede cubrir nuestra hidráulica, la interconexión podría hacerse con otra parte y el resto sería para las baterías de litio de corta duración (2 a 4h) y otras tecnologías del segundo tramo. El primer tramo es el más exigente en frecuencia pero también el que menos capacidad requiere, por ello es ideal para las baterías de litio, más eficientes, con mayor velocidad de respuesta pero de menor duración. Este es el lugar de las baterías distribuidas de uso múltiple, como backup, para hacer arbitraje energético, pero también asistiendo al equilibrio de red. El V2G (Vehicle to Grid) también podría aportar buena parte de la capacidad y potencia necesarias y ahorrar mucho el requerimiento total de baterías dedicadas.

El segundo tramo en el ejemplo (situado entre las dos rectas rojas) requiere ya disponer de unos 500GWh de capacidad adicional (670GWh los dos tramos sumados). Nuevamente, la hidráulica, la interconexión y el bombeo reversible aportarán buena parte de esa capacidad junto a nuevas tecnologías de almacenamiento de larga duración. El conocido como LDES (long duration energy storage). A este grupo pertenecen las baterías electroquímicas de flujo, de metal aire y las termoeléctricas de metal líquido. También los dispositivos GBES (Gravity Based), CAES (Compressed Air) o LAES (Liquid Air). Este tipo de instalaciones son también ya de mayor escala, y muchas estarán asociadas a parques de generación renovable. Estas tecnologías ocuparían una posición intermedia y central siendo capaces de asistir en las necesidades tanto del tramo 1 como del tercer y último tramo.

El tercer tramo sería el del almacenamiento de muy largo plazo caracterizado además por una baja frecuencia de ocurrencia. Requiere virtualmente de una capacidad brutal pero en realidad no construiremos ninguna batería para cubrirlo entero. No tendría sentido ni práctico ni económico pues aquí nos hacemos cargo de los eventos infrecuentes. Aparecen como excursiones aleatorias en el gráfico de descarga. No son muchas pero agotarían la capacidad de cualquier batería por gigante que fuera. Aquí la hidráulica seguirá echando una mano pero tendremos que contar irremediablemente también con la interconexión. Será el último reducto del gas (el gas peaking), durante un tiempo algunos ciclos combinados seguirán operativos listos para arrancar en ocasiones puntuales. Pero estas centrales podrían irse substituyendo por centros adaptados al consumo de hidrógeno electrolítico o para usar metano procedente de sistemas P2G (power to gas). La eficiencia del proceso de obtención, almacenamiento y posterior combustión del hidrógeno o cualquier otro sintético es baja pero también lo sería la frecuencia de uso. Sería la salvaguarda de último recurso y lo que garantizaría el suministro en el peor escenario posible. Los primeros años tendríamos pues una reserva estratégica de Metano fósil que pasaría progresivamente a ser de biogas, de Hidrógeno electrolítico y/o metano sintético. El tamaño de esa reserva lista para despachar no está claro porque en parte dependerá del nivel de interconexión y sobregeneración propia y de los vecinos conectados. De ahí lo importante de mejorar ese último aspecto.

¿Y para 2050 qué?

Me permito aquí hacer un ejercicio de cierta ciencia ficción cercana porque el 2050 y más allá nos queda demasiado lejos y porque creo que la transición no se detendrá aquí. La capacidad de generar energía podría seguir incrementándose y los excedentes llegar a cotas realmente absurdas. La eólica marina podría seguir expandiéndose mar adentro creando corredores conectados con generación híbrida tanto eólica como de OWC (Oscilating Water Column) y con almacenamiento por flotabilidad y electrólisis directa del agua de mar. No pararíamos hasta electrificar también la navegación ya sea directa o indirectamente pudiendo situar las hidrogeneras e incluso electrolineras en alta mar. Capaces podríamos ser ya de concebir estratégicos cables submarinos intercontinentales, flanqueados por interminables parques marinos, crear interconexiones que conecten zonas de usos horarios distintos, el día con la noche, o de hemisferios distintos, el verano con el invierno. Las pérdidas de dichas conexiones aun pudiendo ser importantes se verían compensadas por el hecho de dar utilidad a los enormes excedentes generados por algunas regiones especialmente ricas en recursos renovables que de otra forma se perderían. Es posible que la del gas peaking en realidad solo sea una fase y el estadio final sea una macro red energética global densamente interconectada, una suerte de Enernet. Una red en la cual la energía, al igual que pasa con la información en internet, dejaría de ser un bien escaso.

Conclusiones

Una de las cosas que queda clara es que existen múltiples caminos para acercarse al 100% renovable y lo más probable es que el elegido sea una combinación de todas las capacidades aquí mostradas. Es esa multiplicidad de opciones la que me convence de su factibilidad ya que es difícil que pueda existir un cuello de botella crítico pues si alguna estrategia no resulta siempre tenemos varias alternativas que sí podrían hacerlo. En nuestro caso concreto, alcanzar ese 90% antes de lo previsto vemos que requiere que se den dos elementos importantes. Primero una aceleración en el ritmo de despliegue de la eólica. Para que ello sucediera probablemente debería entrar en juego la eólica marina con un planeamiento de un mínimo de 35GW adicionales a los que se instalen de eólica terrestre. Así mismo, el consumo eléctrico no debería subir demasiado, a ser posible mantenerse. Aquí operan aspectos contradictorios por una parte la expansión de la movilidad eléctrica con los BEV presionará al alza el consumo eléctrico pero a la vez supondrá una mayor capacidad del V2G permitiendo mayores aprovechamientos renovables. Por otro lado, una expansión rápida del autoconsumo fotovoltaico contribuirá a reducir la demanda en las horas centrales del día, y habrá seguro más adaptaciones de la industria que ahora se nos escapan, así que no está claro como evolucionará la demanda. Lo que hemos tratado de explicar en este trabajo es que, llegar al 90% sin grandes requerimientos de almacenamiento adicional no es algo impensable aquí al menos y que si no ocurre tan pronto ocurrirá más tarde con seguridad. No existe inviabilidad técnica y el único limitante real será el económico que es el que dictará los tiempos así como el ritmo al que incrementemos la demanda eléctrica. Pero todo eso a lo sumo lo que puede hacer es retrasar la transición pero no evitarla.

Fuentes

Esios REE

Geophysical constraints on the reliability of solar
and wind power worldwide

GWEC Offshore Wind Resource Hub

LDES Report

Carbon Tracker Initiative – Report: The Sky’s the Limit

Rethink Report: Rethinking Energy 2020-2030