Conclusiones tras el gran apagón: necesitamos baterías grid-forming

Las 12:33h del pasado 28 de Abril ya ha quedado para la historia nacional como el momento en que 11 GW se desconectaron y provocaron el mayor apagón sufrido en España. 48h después todavía la causa raíz de la desconexión se desconoce pero con el sistema ya recuperado al 100%, es un buen momento para, de forma sosegada, analizar lo ocurrido e intentar aprender para el futuro.

 

Datos del apagón 

 

Como ya se ha dicho, el lunes 28 de Abril a las 12:33h, el sistema peninsular (Canarias y Baleares son sistema casi independientes y no se vieron afectados) experimentó una brusca desconexión de generación, provocando que hubiera que desconectar la demanda pasando de los 25,1 GW de demanda a las 12:30h a 14,2 GW a las 12:35h. El sistema siguió desconectándose hasta llegar al mínimo de 10,4 GW a las 13:35h

 

En cuanto a la estructura de generación, en el momento del evento, la solar fotovoltaica aportaba el 60% de la generación (17,7 GW) con la eólica y nuclear aportando cada una en torno al 10% y el sistema estaba exportando más de 4 GW.

A las 12:35h vemos que 10 GW de solar, 3,3 GW de nuclear, 1,5 GW de eólica y 0,5 GW de ciclos combinados entre otros se han desconectado así como las interconexiones que están a cero. La hidráulica sin embargo, es la única que crece en generación.

 

 

Estos datos “cincominutales” no dan mucha información ya que 5 minutos es una eternidad en el mundo eléctrico. REE posteriormente ha publicado un timeline algo más detallado de qué pasó e incluso ha afirmado que se llegó al “cero energético” con la pérdida total de la generación

 

1. A las 12:33 PM la red sufrió un «evento» similar a una pérdida de generación eléctrica.
2. Casi inmediatamente la red se autoestabilizó y se recuperó
3. Aproximadamente 1,5 segundos después se produjo un segundo evento similar a una pérdida de generación eléctrica.
4. Aproximadamente 3,5 segundos después, la conexión entre España y Francia se interrumpió debido a la inestabilidad de la red.
5. Inmediatamente después, una pérdida masiva de energía renovable afecta al sistema.
6. La red eléctrica cae en cascada hasta el colapso.

 

Para el que quiera más detalles de qué paso, recomiendo visitar la página de datos en tiempo real de REE y darse una vuelta por linkedin donde bastantes expertos han publicado información interesante.

 

¿Pero cuál a sido la causa del “evento”?

48h después todavía no se sabe con certeza. Habrá que esperar al informe final para tenerlo claro y hasta ese momento, todo son hipótesis. En las horas posteriores al evento se han oído multitud de posibles explicaciones, algunas muy posibles y otras descabelladas pero no hay todavía una explicación completa a qué desencadenó la secuencia de desconexiones.

 

Pero aunque entender qué evento fue el causante de todo es importante, este artículo va a tratar sobre cómo preparar la red para que aguante este tipo de perturbaciones y sea capaz de estabilizarse

 

Conceptos básicos de estabilidad de red

La red eléctrica es un sistema realmente complejo pero se basa en algunos conceptos bastante sencillos. [Aviso a tecno-puristas, a partir de aquí el rigor técnico pasa a un segundo plano para priorizar “que se entienda”.]

 

• Generación y Demanda deben de ser iguales.
• La frecuencia de red debe de ser constante (50 Hz en nuestro caso) y para ello la generación y la demanda deben ser iguakes.
• Todos los sistemas de generación están sincronizados a 50Hz, creando lo que se denomina inercia del sistema.
• Esta inercia es aportada por los generadores rotatorios físicos que giran a 50Hz (generadores de las turbinas hidráulicas o térmicas por ejemplo).
• Cuando hay desajustes entre generación y demanda, la frecuencia varía. Sia hay más generación, la frecuencia sube y si hay más demanda, baja. La velocidad de esta variación viene dada por la cantidad de inercia en el sistema. A mayor inercia, menor velocidad de variación (RoCof : “Rate of Change of Frequency”)
• Las variaciones de frecuencia son muy peligrosas y no deben superar ciertos límites. Si se superan, saltan las protecciones de los equipos y se desconectan por seguridad. Este rango de variación se define en el código de red de cada pais y un valor típico suele se +-1%
• Cuando hay variaciones de frecuencia, existen mecanismos para compensar que se denominan regulaciones o control de frecuencia. Las hay de varios tipos (primarias, secundaria) pero básicamente se basan en regular la energía activa del sistema para volver a igualar generación y demanda.
• Las solar genera en corriente continua (DC) y tiene inversores que lo transforman en corriente alterna (AC). Los inversores son dispositivos de electrónica de potencia.
• La eólica aunque tiene elementos rotatorios y dispone de generador físico, son en su mayoría generadores asíncronos y los que son asíncronos, se conectan a través de convertidor que lo aísla de la red.

 

 

La inercia y las renovables distribuidas

Hemos visto que la inercia es clave para atenuar las perturbaciones de frecuencia. Pero con la retirada paulatina de centrales de generación convencionales y sus sustitución por renovables distribuidas basadas en electrónica de potencia, los sistemas están perdiendo capacidad de inercia. Es decir, en sistemas con gran penetración de solar y eólica, la inercia del sistema es menor y el RoCof es mayor, haciendo que cualquier perturbación se propague más rápido.

 

Evidentemente estamos hablando de conceptos generales. Para cada red, el operador del sistema (REE en España) mantiene unos parámetros de seguridad y calcula la inercia necesaria del sistema para integrar las renovables. De hecho, hace pocos días se alcanzó un hito cuando en un momento del día, el 100% de la demanda se cubrió con solar + eólica, demostrando que el sistema puede gestionarlo.

 

Conviene aclarar que todas las centrales de generación renovable en España cumplen unos requisitos de conexión a red bastante exigentes que les obliga a permanecer conectados durante las perturbaciones e incluso a inyectar activa o reactiva para ayudar a estabilizar, pero no tienen capacidad de crear la red (tensión y frecuencia) por lo que en eventos graves como este, se desconectan y esperan a que la red se regerenere.

 

 

Ojalá hubiera renovables que aportaran estabilidad a la red

La buena noticia es que existen y están totalmente disponibles. Aunque es probable que este apagón se utilice por algunos como argumento antirenovable, lo cierto es que no hay ninguna barrera técnica para seguir integrando renovables y al mismo tiempo incrementar la estabilidad de red, gracias a los inversores grid-forming.

 

¿Qué son los inversores grid-forming?

Es la tecnología que permite que una renovable distribuida disponga de funcionalidades avanzadas de red. Básicamente es software de control que permite a los inversores y convertidores solares, eólicos y de baterías pasar de un funcionamiento que sigue a la red o “grid-following” a otro que permite crear las red o “grid-forming”. Para más detalles, recomiendo la lectura del White Paper que Gamesa Electric publicó sobre este tema hace un tiempo.

 

Estas nuevas funcionalidad son variadas pero entre ellas se encuentran dos que nos interesan especialmente en este momento: la inercia sintética y el black-start. Con estas nuevas funcionalidades, los equipos renovables pueden emular a las centrales convencionales y ser elementos activos a la hora de estabilizar la red ante perturbaciones, en lugar de ser una ficha de dominó más en la secuencia de desconexiones.

 

Aunque cualquier dispositivo con inversor o convertidor es susceptible de ser grid-forming, son las baterías por su disponibilidad de energía y su velocidad de reacción los dispositivos perfectos para explotar todas las ventajas de estas funcionalidades avanzadas. También existen comercialmente dispositivos HVDC y Statcoms con estas funcionalidades como los comercializados por Siemens Energy, que son una buena alternativa a las baterías.

 

¿Cuándo habrá baterías con grid-forming?

Ya están disponibles y operando por todo el mundo. De hecho, hay países muy avanzados en estos temas como Australia donde a raíz del apagón en 2016, empezaron a impulsar este tipo de soluciones y hoy en día, ya hay 8 megabaterías funcionando o en desarrollo con estas funcionalidades. En esta página hay un listado de algunos de los proyectos más importantes a nivel mundial pero veamos algunos ejemplos repartidos por el mundo:

 

• Hornsdale (Australia): es la batería más famosa de Australia. Con 150/194 MWh, fue una de las primeras megabaterías en ser instalada en 2017 por Tesla y en 2020 se actualizó con funcionalidades grid-forming como la inercia sintética.

 

 

• Liddell (Australia): con 500/1000MWh, cuando se conecte este año, será la batería con grid-forming más grande de Australia. Esta siendo desarrollada Por AGL y los inversores son de la empresa valenciana Power Electronics.

 

 

• Red Sea new city (Arabia Saudi): otro pais que está apostando fuerte por estas baterías es Arabia Saudí y como ejemplo este mega proyecto no conectado donde las baterías de 1300MWh son capaces de generar y mantener la red de forma autónoma con tecnología de Huawei.

 

 

• Kapolei (Hawaii): en sistemas aislados que quieren integrar renovables, estos sistemas son indispensables ya que funcionan a modo de microrred. Es el caso de Hawaii que dispone de varias baterías grid-forming como esta de Kapolei de 185/565 MWh de capacidad con tecnología Tesla y que ya ha contribuido a estabilizar 2 sucesos graves que llevaron la frecuencia de red por debajo de 49,5 Hz. Muy recomendable este artículo donde se detallan estos eventos

 

• Saint Eustatius (Mar caribe): este es un buen ejemplo de una pequeña isla que se quiere descarbonizar con solar y para ello necesita disponer de baterías con funcionalidades grid forming. Fue un proyecto pionero del fabricante SMA donde se desarrollaron tecnologías que ahora se aplican en proyectos más grandes, como se explica es este vídeo.

 

¿Y en España cuando vamos a tener estas baterías?

Como hemos visto, sistemas aislados como los situados en islas (Australia, UK, Hawaii) o los que tienen poca interconexión (Arabia Saudí) son los primeros que están desplegando de forma masiva estas tecnologías.

 

El caso es que España es casi una isla nivel eléctrico ya que tiene una interconexión muy baja. La Unión Europea recomienda un 10% y España está muy lejos con un 3-5%, por lo que debería estar desplegando baterías de este tipo; pero la realidad es que llevamos mucho retraso en la instalación de almacenamiento. El retraso en el mercado de capacidad, la falta de regulación y los pocos incentivos han hecho que todavía no tengamos grandes baterías conectadas en España.

 

Lo curioso es que no es por falta de tecnología ya que algunos de los principales fabricantes de inversores grid-forming son españoles como Power Electronics, Ingeteam o Gamesa Electric.

 

¿Qué podemos aprender del gran apagón?

En mi humilde opinión, este apagón lo tenemos que ver como un aviso para tomarnos más en serio la red eléctrica y su estabilidad. La integración masiva de renovables en la red no es el problema sino no desplegar las herramientas y tecnologías ya disponibles para que la red sea estable independientemente del nivel de renovables que soporte. Ahí van 4 puntos a trabajar que no por evidentes son menos importantes

 

1. Baterías grid-forming: se requiere un plan como en Australia, con incentivos y ayudas a esta tecnología

2. Más interconexión: es una de las formas más eficientes de estabilizar la red. Además, los proyectos de líneas transfronterizas son de muy larga planificación por lo que hay que lanzarlas ya.

3. Demanda flexible: electrificación y digitalización harán posible que la demanda se pueda flexibilizar de manera casi instantánea.

4. Más inversión en redes: y no tiene que ser para ampliar capacidad necesariamente sino también para modernizar, digitalizar y en general, hacerla más eficiente.

 

Y no quiero terminar el artículo sin destacar la gran labor de REE como operador y de todo el mundo que ha sido capaz de recuperar un sistema tan complejo en horas. La red eléctrica española es mejorable como todas pero está a la vanguardia en muchos aspectos y es una referencia mundial en integración de renovables o gestión de los vertidos por ejemplo. No dudo que este evento tan grave ayudará a mejorar aún más la gestión de la red eléctrica peninsular.