Energía (luz y gas) en el hogar
- Autor GaCkT
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En esa tabla no se ve la inestabilidad, solo un descenso brusco de la generación renovable, y en especial de la fotovolotaica. Desaparece casi el 50% de los 27 GW que se estaban produciendo.
También se aprecia en la generación no renovable, fundamentalmente con una caída a cero de la nuclear, aunque su contribución al total no llegaba ni al 10%.
Lo que estamos comentando - y preguntándonos - es qué ha podido hacer que se produzca ese descenso, y la teoría que más fuerza está cobrando de momento es la inestabilidad de la frecuencia de 50Hz a la que necesitamos que se nos entregue la electricidad.
Complemento con otra pregunta que le he hecho a la IA y que viene a reforzar los comentarios que se leen por aquí.
¿Cómo influye la presencia de las energías renovables en la estabilidad de la frecuencia de trabajo de la red eléctrica?
Y esta ha sido su respuesta:
La presencia de energías renovables (eólica y solar) en la red eléctrica introduce desafíos y oportunidades para la estabilidad de la frecuencia (mantenimiento de los 50 Hz). Su influencia es paradójica: reducen la inercia natural pero, con tecnologías modernas, pueden aportar servicios de ajuste. Aquí el análisis detallado:
1. Problemas: ¿Por qué las renovables amenazan la estabilidad de frecuencia?
A. Falta de inercia rotacional
- Generación síncrona tradicional (térmica, nuclear, hidráulica): Sus turbinas giratorias actúan como "volantes de inercia", absorbiendo fluctuaciones bruscas.
- Renovables variables (eólica/solar):
- Conectadas mediante inversores electrónicos, no aportan inercia física.
- En redes con >50% renovables, la inercia total del sistema cae un 60-70%, haciendo la frecuencia más vulnerable a desviaciones.
B. Variabilidad impredecible
- Rápidos cambios en la generación (ej.: nube pasa sobre una planta solar) causan desequilibrios frecuencia-demanda en segundos.
C. Respuesta limitada a huecos de tensión
- Los inversores antiguos se desconectaban ante perturbaciones, agravando los problemas (ej.: apagón en Australia en 2016 por desconexión masiva de eólica).
2. Soluciones: Cómo las renovables modernas pueden estabilizar la frecuencia
A. Inversores "grid-forming"
- Emulan la inercia de generadores síncronos mediante algoritmos que inyectan corriente reactiva y ajustan la frecuencia en milisegundos.
- Ejemplo: Parques eólicos en Texas (EE.UU.) que ayudaron a evitar apagones en 2021.
B. Servicios auxiliares con renovables
- Regulación primaria: Algunos parques eólicos/solares retienen reservas de potencia para responder a caídas de frecuencia (REE ya las exige en España).
- Soporte de tensión: Inversores que ajustan el factor de potencia para estabilizar la red.
C. Sistemas híbridos con almacenamiento
- Baterías acopladas a renovables: Compensan fluctuaciones en escalas de segundos/minutos.
- Caso real: La planta solar de Extremadura (España) con 3 MWh de baterías que regulan frecuencia.
3. Datos clave en España (REE, 2023)
- Inercia equivalente: Ha caído un 35% desde 2015 por el cierre de carbón/nuclear, pero se compensa con:
- Hidráulica de respaldo (20% de la inercia total).
- Nueva normativa que obliga a renovables a aportar respuesta inercial sintética.
- Coste de ajuste: La integración masiva de renovables aumentó un 15% los costes de servicios de balance (2020-2023).
4. Escenario futuro
- Objetivo 2030: 74% renovables en el mix exigirá:
- Inversores 100% "grid-forming" en nuevas instalaciones.
- Más almacenamiento (bombeo hidráulico, baterías).
- Interconexiones con Europa para compartir reservas.
Conclusión
Las renovables destruyen la estabilidad de frecuencia clásica (inercia rotacional), pero con tecnología y regulación inteligente, pueden convertirse en pilares de una red flexible. España es laboratorio global en esta transición, con REE impulsando:✔ Normativas pioneras (respuesta inercial en renovables).
✔ Proyectos innovadores (baterías + hidrógeno verde).
Correcto. Amplío información.
Las fuentes de energía renovable que pueden introducir variaciones en la inercia de la red eléctrica son aquellas que, por su naturaleza tecnológica o diseño, carecen de masas rotativas síncronas o dependen de condiciones meteorológicas variables. Estas son las principales:
Renovables que REDUCEN la inercia (y aumentan la inestabilidad de frecuencia)
- Energía Eólica
- Turbinas eólicas modernas (con inversores):
- No están directamente sincronizadas con la red (usualmente operan en modo grid-following).
- No aportan inercia rotacional natural, salvo que usen sistemas de inercia sintética.
- Excepción: Aerogeneradores antiguos de velocidad fija (poco comunes) sí aportaban cierta inercia.
- Turbinas eólicas modernas (con inversores):
- Energía Solar Fotovoltaica
- Paneles + inversores:
- Totalmente electrónicos (sin partes móviles).
- Cero contribución a la inercia física de la red.
- Paneles + inversores:
- Energía Solar Térmica (Termosolar con almacenamiento térmico)
- Aunque usa turbinas de vapor (que podrían aportar inercia), su operación intermitente limita su contribución estable.
Renovables que PUEDEN MANTENER o AUMENTAR la inercia
- Hidroeléctrica convencional (con turbinas síncronas)
- Sus generadores rotativos aportan inercia natural y respuesta rápida a cambios de frecuencia.
- Biomasa/Biogás (con turbinas de vapor o motores síncronos)
- Si usan generadores tradicionales, se comportan como fuentes síncronas.
- Geotermia (con turbinas de vapor)
- Similar a la hidroeléctrica en aporte de inercia.
Renovables que PUEDEN APORTAR INERCIA SINTÉTICA (con tecnología adicional)
- Eólica con inversores grid-forming
- Emulan la inercia mediante algoritmos que ajustan la potencia en milisegundos (ej.: parques eólicos en Irlanda).
- Solar Fotovoltaica + Baterías con control avanzado
- Sistemas como los usados en Australia o California simulan respuesta inercial.
- Hidrógeno Verde (en plantas de generación con turbinas)
- Si se usa en turbinas de gas modificadas, puede aportar inercia.
Clave: La tecnología marca la diferencia
- Sin ajustes: Eólica y solar reducen la inercia global de la red.
- Con inversores grid-forming y almacenamiento: Pueden compensar la falta de inercia e incluso estabilizar la frecuencia mejor que las térmicas.
Ejemplo real: El caso de Irlanda
- Problema: Con un 40% de eólica, la red perdía inercia crítica.
- Solución: Obligaron a los parques eólicos a implementar inercia sintética, evitando colapsos.
Conclusión
Las renovables no son inherentemente inestables, pero su integración masiva exige:✔ Tecnología grid-forming (ya obligatoria en España para nuevas instalaciones).
✔ Mix con hidroeléctrica/biomasa para mantener inercia natural.
✔ Almacenamiento rápido (baterías, volantes de inercia).
¿creéis que a corto plazo puede haber más apagones? porque es evidente que esta gente vive al día y no intenta solucionar NADA.
Dave Mustaine
Miembro habitual
LoJaume
Desafinando
Menuda tontería acabas de soltar, no?
En fin, ya veo que esto va de apalear al perro y a las renovables.
Hallowed
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A mi las renovables no me han hecho nada. Pero al perro, a ese que le cuelguen de una grúa.
Dandreemex
Tabernario
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Menuda tontería acabas de soltar, no?
En fin, ya veo que esto va de apalear al perro y a las renovables.
No a lo primero y no a lo segundo. Aquí el que ha dejado caer que pudieran estar los judíos detrás has sido tú. Cuando no hace falta.
Si el problema al que se ha enfrentado el sistema es el que estamos comentando, hay dos posibles soluciones:
- Cambiar la función del director de orquesta para que no admita tanta eólica y fotovoltaica en el mix de generación, que supongo que si sabe que es el problema, ya se estarán ajustando los límites del algoritmo, pero no parece tarea fácil en un mercado en el que se subasta la energía.
- Cambiar las tecnologías utilizadas en la generación para que no generen esos efectos indeseados, lo cual supone una gran inversión que tendrían que acometer los responsables de generar esa energía.
Todo eso cuesta dinero, y no solo tiene que ver con las eléctricas, sino también con el Estado.
Porque un tema que no estamos comentando es cómo está configurada la cadena de suministro de la energía eléctrica según el tipo de mercado en el que operan:
- Generación: Empresas privadas y renovables (pero con regulación estatal), que operan centrales y crean proyectos de generación de energía, con gran foco en las renovables.
- Transporte y operación de la red: Red Eléctrica Española (monopolio regulado), que pone el sistema de operación y las torres de transporte desde las centrales de generación hasta las subestaciones.
- Distribución hasta llegar a tu casa: Empresas privadas con concesión administrativa, que ponen las subestaciones y los centros de transformación hasta llegar al contador inteligente que tienes en tu portal. Aquí están las grandes eléctricas con sociedades independientes que se encargan de la red.
- Comercialización: Libre competencia en mercado libre, y solo empresas autorizadas en el mercado regulado con el PVPC (precio voluntario pequeño consumidor). Una guerra de precios dominada por quien tiene capacidad de generación, ya que quien no la tiene se enfrenta a la compraventa de energía. Tras el descalabro del precio del gas, centenares de pequeñas comercializadoras desaparecieron al no poder hacer frente a los compromisos de precios pactados para un suministro de precio variable y ascendente.
El estado regula y sin embargo son las eléctricas las que se tienen que encargar de generar y distribuir, y entramos en la pelea que tienen ambos desde hace tiempo: el modelo de retribución y un marco regulatorio estable que les permita invertir a largo plazo.
Porque no olvidemos que las eléctricas son compañías privadas que funcionan para ganar dinero, y eso no es lo mismo que la función del estado.
Y aquí me he permitido preguntarle también a la IA que nos de sugerencias:
¿Qué tendría que hacer el estado para incentivar la inversión en redes, transporte y operación?
Y esta ha sido su respuesta:
Para incentivar la inversión en redes, transporte y operación del sistema eléctrico, el Estado español debería implementar un paquete de medidas que combinen estabilidad regulatoria, financiación pública-privada y mecanismos de rentabilidad atractivos. Aquí las acciones clave:
1. Marcos regulatorios estables y predecibles
- Leyes a largo plazo: Eliminar cambios retroactivos en políticas energéticas (ej.: recortes a renovables en 2013) para generar confianza.
- Simplificar trámites: Acortar plazos de permisos para nuevas infraestructuras (ej.: interconexiones o parques de baterías).
2. Mecanismos de financiación
A. Subvenciones y ayudas directas
- Fondos NextGen EU: Destinar parte a digitalización de redes y almacenamiento.
- Ayudas a proyectos piloto: Hidrógeno verde, interconexiones inteligentes.
B. Incentivos fiscales
- Deducciones por inversión en infraestructura crítica (ej.: redes de alta tensión o sistemas de gestión de demanda).
- Exenciones temporales en impuestos para empresas que modernicen redes.
3. Rentabilidad garantizada para inversores
- Retribución regulada atractiva:
- Asegurar un rendimiento razonable (ej.: 5-7% para redes de distribución, como hace la CNMC).
- Vincular retribuciones a objetivos de eficiencia (menores pérdidas técnicas, mayor flexibilidad).
- Contratos a largo plazo: Para proyectos de almacenamiento o interconexiones internacionales.
4. Priorizar proyectos estratégicos
- Interconexiones con Europa: Acelerar la conexión con Francia (Proyecto Golfe de Gascogne).
- Redes inteligentes (smart grids): Inversión en sensores y automatización para gestionar renovables.
- Almacenamiento masivo: Baterías a escala de red y bombeo hidráulico.
5. Fomentar colaboración público-privada (PPP)
- Consorcios para infraestructuras críticas: Ejemplo: REE (público) + fondos de inversión privados.
- Participación local: Comunidades autónomas y municipios en proyectos de distribución.
6. Reformar el mercado eléctrico
- Pagos por capacidad: Remunerar no solo la energía generada, sino la disponibilidad de recursos (ej.: plantas de respaldo).
- Precios dinámicos: Tarifas que incentiven inversiones en zonas con congestión de red.
7. Formación y I+D+i
- Programas de capacitación: Ingenieros especializados en redes del futuro.
- Centros de innovación: Colaborar con universidades y empresas (ej.: como el Centro Nacional del Hidrógeno).
Ejemplos internacionales exitosos
- Alemania: Subvenciones + primas a renovables con obligación de aportar servicios de red.
- EE.UU. (Ley IRA): Créditos fiscales del 30% para almacenamiento y modernización de redes.
Conclusión
El Estado debe actuar como facilitador, eliminando barreras y ofreciendo seguridad jurídica y financiera. Las claves son:✔ Rentabilidad predecible para atraer capital privado.
✔ Inversión en digitalización y flexibilidad para integrar renovables.
✔ Cooperación con la UE para proyectos transfronterizos.
vamos, que va a haber más apagones.
La matriz de Red Eléctrica alertó hace dos meses del riesgo de desconexiones “severas” por el aumento de las renovables
Redeia apuntó al cierre de centrales convencionales de carbón, nuclear o gas como otro factor de incertidumbre para el sistema eléctrico
elpais.com
yo ponia a CHATGPT de presidente... peor no lo iba a hacer...Si el problema al que se ha enfrentado el sistema es el que estamos comentando, hay dos posibles soluciones:
- Cambiar la función del director de orquesta para que no admita tanta eólica y fotovoltaica en el mix de generación, que supongo que si sabe que es el problema, ya se estarán ajustando los límites del algoritmo, pero no parece tarea fácil en un mercado en el que se subasta la energía.
- Cambiar las tecnologías utilizadas en la generación para que no generen esos efectos indeseados, lo cual supone una gran inversión que tendrían que acometer los responsables de generar esa energía.
Todo eso cuesta dinero, y no solo tiene que ver con las eléctricas, sino también con el Estado.
Porque un tema que no estamos comentando es cómo está configurada la cadena de suministro de la energía eléctrica según el tipo de mercado en el que operan:
- Generación: Empresas privadas y renovables (pero con regulación estatal), que operan centrales y crean proyectos de generación de energía, con gran foco en las renovables.
- Transporte y operación de la red: Red Eléctrica Española (monopolio regulado), que pone el sistema de operación y las torres de transporte desde las centrales de generación hasta las subestaciones.
- Distribución hasta llegar a tu casa: Empresas privadas con concesión administrativa, que ponen las subestaciones y los centros de transformación hasta llegar al contador inteligente que tienes en tu portal. Aquí están las grandes eléctricas con sociedades independientes que se encargan de la red.
- Comercialización: Libre competencia en mercado libre, y solo empresas autorizadas en el mercado regulado con el PVPC (precio voluntario pequeño consumidor). Una guerra de precios dominada por quien tiene capacidad de generación, ya que quien no la tiene se enfrenta a la compraventa de energía. Tras el descalabro del precio del gas, centenares de pequeñas comercializadoras desaparecieron al no poder hacer frente a los compromisos de precios pactados para un suministro de precio variable y ascendente.
El estado regula y sin embargo son las eléctricas las que se tienen que encargar de generar y distribuir, y entramos en la pelea que tienen ambos desde hace tiempo: el modelo de retribución y un marco regulatorio estable que les permita invertir a largo plazo.
Porque no olvidemos que las eléctricas son compañías privadas que funcionan para ganar dinero, y eso no es lo mismo que la función del estado.
Y aquí me he permitido preguntarle también a la IA que nos de sugerencias:
¿Qué tendría que hacer el estado para incentivar la inversión en redes, transporte y operación?
Y esta ha sido su respuesta:
Para incentivar la inversión en redes, transporte y operación del sistema eléctrico, el Estado español debería implementar un paquete de medidas que combinen estabilidad regulatoria, financiación pública-privada y mecanismos de rentabilidad atractivos. Aquí las acciones clave:
1. Marcos regulatorios estables y predecibles
- Leyes a largo plazo: Eliminar cambios retroactivos en políticas energéticas (ej.: recortes a renovables en 2013) para generar confianza.
- Simplificar trámites: Acortar plazos de permisos para nuevas infraestructuras (ej.: interconexiones o parques de baterías).
2. Mecanismos de financiación
A. Subvenciones y ayudas directas
- Fondos NextGen EU: Destinar parte a digitalización de redes y almacenamiento.
- Ayudas a proyectos piloto: Hidrógeno verde, interconexiones inteligentes.
B. Incentivos fiscales
- Deducciones por inversión en infraestructura crítica (ej.: redes de alta tensión o sistemas de gestión de demanda).
- Exenciones temporales en impuestos para empresas que modernicen redes.
3. Rentabilidad garantizada para inversores
- Retribución regulada atractiva:
- Asegurar un rendimiento razonable (ej.: 5-7% para redes de distribución, como hace la CNMC).
- Vincular retribuciones a objetivos de eficiencia (menores pérdidas técnicas, mayor flexibilidad).
- Contratos a largo plazo: Para proyectos de almacenamiento o interconexiones internacionales.
4. Priorizar proyectos estratégicos
- Interconexiones con Europa: Acelerar la conexión con Francia (Proyecto Golfe de Gascogne).
- Redes inteligentes (smart grids): Inversión en sensores y automatización para gestionar renovables.
- Almacenamiento masivo: Baterías a escala de red y bombeo hidráulico.
5. Fomentar colaboración público-privada (PPP)
- Consorcios para infraestructuras críticas: Ejemplo: REE (público) + fondos de inversión privados.
- Participación local: Comunidades autónomas y municipios en proyectos de distribución.
6. Reformar el mercado eléctrico
- Pagos por capacidad: Remunerar no solo la energía generada, sino la disponibilidad de recursos (ej.: plantas de respaldo).
- Precios dinámicos: Tarifas que incentiven inversiones en zonas con congestión de red.
7. Formación y I+D+i
- Programas de capacitación: Ingenieros especializados en redes del futuro.
- Centros de innovación: Colaborar con universidades y empresas (ej.: como el Centro Nacional del Hidrógeno).
Ejemplos internacionales exitosos
- Alemania: Subvenciones + primas a renovables con obligación de aportar servicios de red.
- EE.UU. (Ley IRA): Créditos fiscales del 30% para almacenamiento y modernización de redes.
Conclusión
El Estado debe actuar como facilitador, eliminando barreras y ofreciendo seguridad jurídica y financiera. Las claves son:
✔ Rentabilidad predecible para atraer capital privado.
✔ Inversión en digitalización y flexibilidad para integrar renovables.
✔ Cooperación con la UE para proyectos transfronterizos.
Iberdrola reacciona ya al señalamiento de Sánchez a los "operadores privados" en el apagón: "Adoptaremos las medidas necesarias para defender nuestros derechos"
www.elmundo.es
Pero como se atreven a responder a la autoridad? Hay que nacionalizarlos!
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Iberdrola reacciona ya al señalamiento de Sánchez a los "operadores privados" en el apagón: "Adoptaremos las medidas necesarias para defender nuestros derechos"
A la vista de sus últimas comparecencias, ni Red Eléctrica ni Moncloa tienen claras las causas del cero energético de ayer. La chispa que desencadenó el desastre eléctrico fue...
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Pero como se atreven a responder a la autoridad? Hay que nacionalizarlos!
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Esta es la gráfica de hoy...
Y estos los datos de demanda y generación de 12:00 a 13:00.
En el mismo momento del apagón, la demanda ha sido un poco inferior, pero sobre los 26GW, pero la producción de renovables ha bajado de 26GW a solo 18GW, complementados con 8GW de no renovables, ajustados para ser autónomos y sin intercambios con otros países.
En concreto, la fotovoltaica ha bajado de 18GW a poco más de 8GW... son 10GW menos, y eso lo interpreto como una señal de dónde ha estado el problema.
Os pongo los datos de ayer para que los tengáis a mano.
Adjuntos
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