Vertido: por qué se tira electricidad gratuita
Un parque eólico parado en un día de viento ofende al sentido común. Las turbinas funcionan, el viento es gratis, la electricidad no costaría nada producirla, y alguien ha ordenado al operador que pare. La orden suele ser correcta, y las razones dicen más sobre cómo funcionan las redes que sobre la eólica.
Por qué se ordena parar a una turbina que funciona
La primera y mayor razón es la congestión. El recurso eólico suele estar donde no hay gente: el norte de Escocia, el oeste de Texas, Mongolia Interior, la costa norte de Alemania. La demanda está en otro sitio, y las líneas entre medias son finitas. Cuando la producción supera lo que el corredor puede llevar, algo tiene que ceder, y es la generación aguas arriba del cuello de botella.
La versión alemana está bien documentada: la eólica del norte supera con regularidad la capacidad de transporte norte-sur, así que se vierten turbinas mientras la demanda del sur la cubren otras centrales. La ampliación de red que debía aliviarlo ha tardado mucho más de lo previsto, sobre todo por procedimientos de planificación y autorización más que por ingeniería.
La segunda razón es el mínimo técnico. Las centrales térmicas no pueden bajar a cero y volver deprisa. Una nuclear o un gran grupo de carbón tienen un mínimo por debajo del cual deben pararse del todo, lo que luego lleva muchas horas revertir. A las tres de la madrugada con viento fuerte, un operador puede tener que elegir entre verter eólica o parar una central que hará falta al desayuno. Verter eólica suele ser el error más barato.
La tercera es la estabilidad. Históricamente hacía falta un mínimo de máquinas síncronas para la inercia y la potencia de cortocircuito, lo que a veces llevaba al operador a mantener térmicas acopladas por estabilidad y no por energía, vertiendo renovables para hacerles sitio. Esta restricción se está relajando conforme los inversores formadores de red y los compensadores síncronos asumen el servicio.
Qué significa un precio negativo
En varios mercados europeos y en parte de Estados Unidos los precios mayoristas bajan ya de cero durante cientos de horas al año. Un precio negativo significa que un generador paga por entregar electricidad, lo que suena absurdo y se deduce sin más de los incentivos.
Un parque eólico con una prima pagada por megavatio-hora generado la pierde si para. Si la prima es de 50 euros, el operador aceptará racionalmente cualquier precio por encima de menos 50 antes que parar. Mientras tanto, una térmica que afronta un arranque caro aceptará unas horas de precio negativo en su lugar. Ambos actúan con sensatez, y el precio de mercado se vuelve negativo como resultado.
Los precios negativos son por tanto un indicador, no una avería. Marcan horas en que el sistema tiene más generación de la que puede usar y ninguna forma barata de almacenarla o moverla. Crean además el caso de negocio de lo que absorbería el excedente: las baterías cargan, los electrolizadores funcionan, las cargas industriales se desplazan a esa ventana.
El diseño de las primas se ha adaptado desde entonces. Los contratos por diferencias de varios países dejan de pagar durante las horas de precio negativo, lo que elimina el incentivo a producir hacia un mercado saturado. Así el vertido responde al precio en vez de a una orden, que es el arreglo más eficiente.
Cuánto es demasiado
La respuesta intuitiva es que todo vertido es desperdicio. La respuesta del sistema es que el último uno por ciento de cualquier cosa sale caro, y esto no es la excepción.
Piénsese en un corredor congestionado 200 horas al año. Construir bastante red para el flujo punta significa construir para esas 200 horas, y esa línea queda infrautilizada las otras 8.560. El coste de la línea hay que compararlo con el valor de la energía que rescataría, y pasado cierto punto la línea pierde. Lo mismo vale para un almacenamiento dimensionado para el excedente más raro.
Así que los planificadores tratan el vertido como una variable económica a optimizar y no como un fallo a eliminar. Los objetivos habituales en sistemas con muchas renovables se sitúan en un pequeño porcentaje de la producción renovable anual: suficiente para no sobredimensionar la red, bajo para que no se tire energía limpia sustancial.
Donde se concentra el vertido es donde compensa invertir. Un corredor congestionado repetidamente es un argumento para una línea. Los excedentes recurrentes de mediodía son un argumento para el almacenamiento o para desplazar carga industrial a esas horas. Los datos de vertido son en la práctica un mapa de dónde le convendría más flexibilidad al sistema, y los operadores los publican justamente por eso.
Qué absorbe un excedente
Las baterías son la respuesta que más crece y la más adecuada para ciclos diarios. Una batería de cuatro horas que carga con el excedente solar de mediodía y descarga en la punta de la tarde encaja con el patrón de vertido más común, y su economía ha mejorado al caer el coste de las celdas.
El hidrógeno es la propuesta habitual para excedentes más largos, ya que un electrolizador puede funcionar de forma intermitente y el hidrógeno se conserva. La dificultad es que un electrolizador que solo funciona en horas de excedente tiene una utilización baja, y un activo intensivo en capital con utilización baja sale caro por unidad producida: la misma aritmética que rige cualquier otra tecnología intensiva en capital.
La demanda flexible puede ser el absorbedor más barato. Un proceso industrial que pueda funcionar cuando la electricidad es gratis, un centro de datos que desplace cálculo no urgente, la carga de vehículos programada en la ventana de excedente: nada de eso exige generación ni almacenamiento nuevos, solo la capacidad de moverse en el tiempo.
La interconexión es el remedio más directo donde la geografía lo permite, porque un excedente en una región no suele serlo en la siguiente. Eso convierte a los enlaces transfronterizos en uno de los reductores de vertido más eficaces disponibles, y de ellos trata la página siguiente de esta sección.
Preguntas frecuentes
¿Qué es el vertido de renovables?
La reducción deliberada de producción renovable que podría haberse generado, normalmente por instrucción del operador del sistema. Ocurre cuando el transporte está congestionado, cuando otras centrales no pueden bajar más, o cuando los precios han caído por debajo de cero.
¿Por qué no construir simplemente más red?
Porque una línea dimensionada para las horas más raras de congestión queda infrautilizada el resto del año, y su coste debe pesarse frente al valor de la energía que rescataría. Pasado cierto punto tolerar algo de vertido sale más barato que la línea, y por eso los sistemas fijan un porcentaje pequeño en lugar de cero.
¿Qué significa un precio eléctrico negativo?
Que los generadores pagan por entregar energía. Un parque eólico que cobra una prima por megavatio-hora la pierde si para, así que acepta precios hasta el valor de esa prima; una térmica que afronta un arranque caro acepta en cambio unas horas negativas. Ambos actúan racionalmente, y el precio cae por debajo de cero.
¿Es el vertido señal de que las renovables han ido demasiado lejos?
Es señal de dónde falta flexibilidad. El vertido se concentra en corredores y horas concretos, y esa concentración es un mapa de dónde se pagarían solos el almacenamiento, la red o la demanda desplazable. Los operadores publican los datos con ese propósito.
¿Qué puede absorber el excedente renovable?
Las baterías manejan mejor los ciclos diarios y han mejorado al caer el coste de las celdas. Los electrolizadores pueden usar excedentes más largos pero sufren una utilización baja, lo que eleva su coste unitario. La demanda flexible - procesos industriales, centros de datos, carga de vehículos - suele ser lo más barato, porque no exige un activo nuevo sino solo poder moverse en el tiempo.
