En nuestra sociedad, cuando la demanda de electricidad no se cubre plenamente hay pérdidas económicas que pueden verse agravadas por malestar social y/o agitación política. No es sorprendente, por tanto, que la fiabilidad y la seguridad hayan sido preocupaciones capitales para los agentes implicados y las agencias reguladoras. Es necesario organizar una larga secuencia de acciones complejas e interrelacionadas antes de que la electricidad llegue a los consumidores. A partir de un modelo estocástico de tecnologías de generación y demanda de electricidad, los investigadores Luis María Abadie (Basque Centre for Climate Change) y José Manuel Chamorro (UPV/EHU) han abordado los riesgos en este ámbito evaluando la suficiencia del parque español de generación eléctrica hasta el año 2050.
La secuencia de acciones complejas e interrelacionadas antes de que la electricidad llegue a los consumidores puede descomponerse según varios criterios, entre ellos el tiempo. Batlle et al. (2007) consideran cuatro dimensiones temporales e identifican otros tantos aspectos de la garantía de suministro: (i) la “seguridad” (muy corto plazo) se refiere a la capacidad del sistema para soportar perturbaciones inesperadas; (ii) la “firmeza” (corto/medio plazo) es la capacidad de las instalaciones actuales para atender eficientemente la demanda existente; (iii) la “adecuación” o “suficiencia” se refiere a la capacidad de las instalaciones presentes o futuras para cubrir la demanda a largo plazo; (iv) la disponibilidad de recursos e infraestructuras a muy largo plazo corresponde al ámbito de la “política estratégica de expansión” (enmarcada en la política energética y ambiental).
En la UE, la adecuación del sistema, en particular, se interpreta como la existencia dentro de un sistema de capacidad de generación y transmisión suficiente para atender la demanda, ya sea en condiciones normales o inusuales. Tres variables definen conjuntamente la adecuación: la generación de electricidad, la demanda y la disponibilidad de líneas. La demanda se supone habitualmente que es inelástica con respecto al precio; nosotros adoptamos igualmente esta premisa. Con respecto a la generación del sistema, el enfoque habitual se basa en supuestos sobre el coste marginal de las diferentes tecnologías de generación eléctrica y la “orden de mérito” resultante. En cambio, aquí nos centramos en la viabilidad física de cubrir la demanda esperada con un mix de generación dado. Los investigadores hacen una demostración del modelo aplicándolo a un país singular dentro del mercado eléctrico interior europeo; su singularidad está relacionada con la tercera variable mencionada: la disponibilidad de líneas. En estos momentos, España puede considerarse una “isla eléctrica” en buena medida, y seguirá así en el futuro próximo. Difícilmente pueden exagerarse los riesgos potenciales que se derivan de esta situación (aplicable también a otros sistemas).
En el trabajo se abordan estos riesgos evaluando la suficiencia del parque español de generación eléctrica hasta el año 2050. La tasa de crecimiento media de la demanda en España es incierta. El Ministerio de Energía, Industria y Turismo plantea una tasa central del 1’9% (con unos niveles inferior y superior del 1’7% y 2’3% respectivamente). Por otro lado, Bailera and Lisbona (2018) consideran dos escenarios de crecimiento de la demanda eléctrica en las décadas próximas: el 1’36% y el 1’73% por año. Los investigadores toman estos dos escenarios de demanda junto con otros ocho más (por ejemplo, una demanda constante en el futuro, o una demanda un 5% inferior a la esperada inicialmente). En todos ellos las centrales de carbón y las nucleares se mantienen inalteradas desde el año 2017 hasta el 2020, pero se reducen de manera significativa en 2030 y dejan de funcionar en 2040. En cambio, la capacidad de las centrales de gas se mantiene constante al nivel de 2017 hasta 2050. Por el contrario, la capacidad renovable crece en todos los escenarios, más despacio o más deprisa en función del crecimiento de la demanda (1.36% o bien 1.73%).
El punto de partida de los investigadores es un modelo estocástico de tecnologías de generación y demanda de electricidad. Las centrales térmicas pueden estar disponibles o no con probabilidades determinadas. Las tecnologías renovables muestran un “factor de carga” que subsume tanto su disponibilidad como su naturaleza intermitente; suponemos que aquél sigue una distribución de Weibull. La demanda eléctrica es aleatoria; esto es así para la demanda anual y la demanda horaria máxima (consideramos ésta como función de aquélla). El modelo casa explícitamente la demanda y la oferta, lo que permite evaluar la adecuación de la generación desde un punto de vista físico/técnico. A continuación estiman los parámetros subyacentes a partir de datos oficiales. El modelo puede entonces simularse un número elevado de veces. La simulación de Monte Carlo permite derivar el perfil de riesgo de cualquier variable o métrica de interés, lo cual proporciona una señal adelantada y útil de la necesidad de actuar.
Dado el énfasis que se pone en la adecuación del sistema (o en la falta de ella), se adoptan varias medidas de comportamiento. Una de ellas es determinista (el margen de reserva) y las demás son probabilísticas: la energía no suministrada esperada (EENS, por sus siglas en inglés), la pérdida de demanda esperada (LOLE), sus percentiles 95 respectivos, y la probabilidad de pérdida de demanda (LOLP). En conjunto proporcionan una imagen global de la suficiencia del sistema con un grado elevado de aislamiento.
De acuerdo con los resultados, la suficiencia del sistema se deteriora drásticamente en 2030, cuando algunas centrales nucleares y de carbón se cierran, y más aún en 2040 y2050, cuando desaparecen completamente. El perfil de riesgo de la falta de suministro eléctrico se modifica: el mayor despliegue de renovables que acompaña al mayor crecimiento de la demanda va asociado a un mayor riesgo de situaciones de escasez de electricidad.
Batlle C., Vázquez C., Rivier M., Pérez-Arriaga I.J.: Enhancing power supply adequacy in Spain: Migrating from capacity payments to reliability options. Energy Policy 2007, 35(9), 4545-4554.
Bailera M., Lisbona P. Energy storage in Spain: Forecasting electricity excess and assessment of power-to-gas potential up to 2050. Energy 2018, 143, 900-910.
Enlace a artículo completo: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0360544218320863
Fuente Imagen: Comisión de expertos sobre escenarios de transición energética: análisis y propuestas para la descarbonización (2018) (p.120)
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