Energía a granel, un podcast de Marcial González
e Ismael Morales. Y bienvenidos, bienvenidos,
bienvenidos un programa más a Energía a granel,
un podcast de Sígueme la Corriente dentro de
la red podcastiva de tu red de podcast de ciencia,
medio ambiente y, cómo no, energía. Yo soy Marcial
González y me acompaña hoy. Una vez más, ya,
no le queda mucho esta temporada, pero sigue
estando ahí. Ismael Morales, ¿qué tal? ¿Cómo
estás? Bienvenido. Bien, bien, muy bien, muy
bien, con muchas ganas. Ya queda poco, como tú
dices, podemos descansar. Huele a playa. Exactamente,
Marcial ya ha cogido los billetes para venir
a Tenerife, estamos haciendo la ruta de huachinches,
trekking no hacemos, la verdad que nosotros nos
vamos a comer y a la playa, o sea, es que no...
Pues justamente estaba mirando de ir a Masca.
Que la han vuelto a abrir. Pero la verdad que
me da tremenda pereza. Para los que conozcan
la orografía chicharrera, la isla de Tenerife,
el barranco de Masca es una caminata dura. Sí,
cuatro horas. Pero muy bonita. Se suele hacer
bajando, pero bajar y subir es... De hecho, yo
creo que la subida es un poco marcial como la
tortura de los guiris. Si se llena esto de turistas
y de alguna manera queremos volver a independizarnos
del turismo de masas, ponemos a todos a subir
el barranco de masca y seguro que alguno muere.
Pues justamente, bueno, esto es un tema off -topic.
Al que no le interese, que le dé dos veces a
avanzar en el marcador de tiempo. Pero un dato
curioso es que ha habido un montón de problemas,
de hecho lo cerraron por eso porque muchos guiris
iban a hacer esa ruta pues básicamente en pantalones
cortos sin agua y en chanclas porque se creían
que eso era para la risa y había muchos problemas
o sea, de ir a rescatar gente del helicóptero
y tal o sea que bueno Sí, sí, ya te digo, te
dan casco, tienes que ir equipado, con botas
buenas. Entonces, si no vuelvo, ha sido un placer.
Que hay que ir preparado. ¿Sabes cómo podría
ser una forma de prepararse, Ismael? Pues no,
cuéntame. Pues, por ejemplo, si tú tuvieras una
instalación industrial... por ejemplo, una generación
eléctrica o lo que sea, te puedes preparar gracias
a nuestros amigos de Fractal. ¿Cómo no? Porque
es una solución inteligente que permite a las
empresas del sector energético digitalizar, monitorizar
y gestionar en tiempo real el estado de todos
sus activos. ¿Qué te parece esto, Ismael? Me
parece que hubiera evitado muchos apagones en
muchos países. Desde luego, porque imagínate
reducir tiempos de inactividad, evitar fallos
antes de que ocurran. Pues al final, Fractal,
lo que ayuda, lo que propone, las soluciones
que integra, pues es un poquito todo esto, ¿no?
Combina lo que a Ismael le encanta, que es el
IoT, el Internet of Things, la inteligencia artificial,
herramientas de planificación avanzada para optimizar
por completo la gestión del mantenimiento. Ya
saben que se puede utilizar en cualquier tipo
de instalación, parques geolíticos, plantas solares,
hidroeléctricas si quieren saber más, pues ya
saben donde encontrar mucho más información en
la página web de nuestros amigos de Fractal que
ya se la saben, son www .fractal .com www .fractal
.com y muchas gracias a nuestros amigos de Fractal
por apoyarnos en esta temporada y haciendo ya,
habiendo hecho la presentación, la introducción
de este podcast Vamos con la sección favorita
de Ismael, que es las noticias malas vienen volando,
pero las buenas vienen cojeando. claro y había
que añadir un apartado más y es que las noticias
del apagón vienen a rastras prácticamente es
que me parece alucinante pero bueno lo que quería
traer a colación ya todos estáis un poco fritos
del apagón que es lo que ha pasado porque se
debe pero bueno ya tenemos un poquito más de
información obviamente No es una información
oficial, no tenemos el informe técnico. Esto
es España, por favor, ¿qué estáis pidiendo? Sino
a través de una entrevista en una televisión
de nuestra querida Beatriz Corredor, pues dijo
que la concatenación de caídas de pérdida de
generación no fueron tres, sino cinco plantas.
No sabe muy bien dónde están ahora mismo. Teníamos
ya tres ubicaciones, pero estas dos nuevas no
lo sabemos. Y también dijo que no hubo problema
de cortocircuitos en la red de transporte. Ni
hubo falta de inercia. Ojo a todos los todólogos,
inerciólogos, que se están tirando ahora mismo
por un barranco. Ni hubo problema del sistema
informático, ni escasez de reserva, ni exceso
de tensión, ni sobretensiones. Entonces, el análisis
apunta. Ya veremos los informes. que lo acrediten
en un futuro, pero apunta a que los grupos convencionales
de generación, nuclear, ciclo combinado, hidroeléctricas,
tenían un control de tensión que no estaba adecuado
con los parámetros fijados por la CNMC. Esto
es lo que ha dicho. Yo, obviamente, y todo el
mundo, más allá de... que no está dentro de Red
Eléctrica o dentro de las operaciones de generación
que le están dando los datos y las distribuidoras
a Red Eléctrica. No sabemos si esto es verdad
o no, no tenemos que creer por qué es Red Eléctrica,
pero más allá de poco más te puedo contar, Marcial.
Bueno, la verdad es que esto de las operaciones
de redes eléctricas es una movida, sobre todo.
Una movida. Desde luego es una movida. Es un
término, la verdad, que poco... poco ingenieril,
poco técnico, pero sin duda es una cosa, es una
cosa complicada. De hecho, bueno, ya hemos visto
cómo en los últimos años los pagos por restricciones
técnicas y la subida de costes en la gestión
de los sistemas eléctricos ha sido patente, es
un problema que se está acrecentando, cómo optimizar
los costes de operación del sistema eléctrico
y si te parece, pues podemos. buscar por ahí
a nuestro invitado de hoy. Pues sí, justamente
hay una persona ultra famosa en LinkedIn. ¿Tú
has visto alguna vez 2 .500 likes en una publicación
de LinkedIn? Hombre, solo en la de una persona,
que espero que sea de quien me estás hablando.
Efectivamente, y por suerte es amigo nuestro
y lo vamos a traer aquí. Vamos a ver si entre
paparazzis lo podemos cazar. Lo intentamos y
ahora venimos. Exactamente. y ya estamos de vuelta
con nuestra entrevista del día una de las últimas
de la temporada pero no por ello de las peores
sino yo diría que de las mejores porque tenemos
ni más ni menos que una persona prácticamente
una celebridad, una eminencia, la fama en LinkedIn,
quizás en las últimas semanas o en el último
mes, por así decirlo. Él es ni más ni menos que
Luis Badesa, profesor de Ingeniería Eléctrica
de la Universidad Politécnica de Madrid y doctor
en la misma disciplina por el Imperial College
de Londres, Reino Unido. Su investigación se
centra en la operación y análisis económico de
redes eléctricas en el camino hacia la descarbonización.
Don Luis Badesa, doctor, profesor, Luis Badesa,
bienvenido a este podcast. ¿Qué tal, cómo estás?
¿Qué tal, chicos? Muy bien, encantado de estar
aquí y muchas gracias por la invitación. ¿Cómo
estás recibiendo la fama en LinkedIn estas últimas
semanas? ¿Qué tal lo llevas? Bueno, a ver, ya
ha bajado un poco, pero sí que me sorprendió.
Vamos, intenté hacer un análisis por interés,
porque me apetecía intentar averiguar qué es
lo que había pasado. Y sí, aún he conseguido
circulación. Y es un poco nuevo para mí porque
antes, vamos, mis posts tenían 20, 30 likes,
así que este, pues oye, fantástico que le haya
interesado. No te sube el índice H las interacciones
en LinkedIn. Eso no me lo sube, pero bueno. Sí,
bueno, un poco como comenta Marcial, fuiste un
poco la voz autorizada a nivel español para todos
los investigadores europeos, porque se puso todo
el foco en España, todo el mundo preguntaba,
entonces, pues bueno, Luis Badesa sacó ahí sus
PDFs, todo el mundo los leíamos, y ese apagón
famoso del 28 de abril, que ya hemos hablado
tanto, pero bueno, desde tu punto de vista, y
no queremos enrocarnos en esta temática, porque
ya hemos hablado muchísimo con diferentes investigadores,
pero ¿qué elementos técnicos diferenciaron un
poco este? evento de otros fallos que hemos visto
en sistemas eléctricos europeos, en tu opinión?
Pues bueno, hasta ahora, si tuviera que resumir
lo que es el apagón, es que es un evento complejo,
que no sabemos todavía cuál fue la chispa que
prendió la mecha, tenemos ya algo de información
sobre cuáles fueron los pequeños eventos que
finalmente llevaron al apagón total, pero que
eso, fueron varios y yo creo que es algo que
no vamos a poder resumir en pocas palabras. Entonces,
¿qué lo distingue de otros apagones previos en
Europa? Hombre, creo que la clave a lo mejor
es distinguirlo de otros apagones en islas. En
Europa, pues bueno, en Gran Bretaña, Europa o
no, eso ya es otro debate, hubo un apagón parcial
en 2019, Australia no es Europa, pero hubo otro
apagón hace unos pocos años, y la diferencia
con otros apagones en Europa continental, bueno,
el apagón... Más importante en Europa continental
en los últimos creo que 20 años, incluso un poco
más, es este que hemos tenido ahora en la península.
Pero la clave está en la dificultad. Es decir,
un sistema isla, como es Gran Bretaña, que es
con el que más familiarizado estoy, tiene un
problema que es que es más débil, porque no comparte
estos servicios de ajuste con el resto de países
vecinos. España, a veces decimos, bueno, la península,
que es casi una isla, porque tiene una interconexión
muy débil, pero bueno, no obstante, existe, aunque
sea débil. Entonces, las islas sufren de esto,
de la debilidad, que casi tienen que soportarse
por ellas mismas, y eso, por supuesto, es un
problema, pero a la hora de explicar... fallos,
es un poco más sencillo explicarlos, porque no
se propagan las cosas con tanta facilidad como
en un sistema continental. Entonces, por ejemplo,
el apagón parcial que hubo en 2019 en Gran Bretaña,
digo parcial porque no se cayó el sistema entero,
no hubo un cero de tensión, pero hubo desconexión
de carga, en particular afectó a estaciones en
Londres, yo vivía allí, aunque a mí no me afectó
lo de las estaciones, pero era un viernes por
la tarde y costó bastante restablecer, o sea,
el suministro eléctrico se restableció muy pronto.
pero el que los trenes volvieron a funcionar
con normalidad tardó bastante, entonces captó
titulares durante varios días, semanas. Conclusión,
¿cómo explicamos aquel apagón? Pues fallaron
dos plantas, cayó la frecuencia, la inercia es
baja en una isla, eso produjo que se desconectase
un poco más de generación por un tema que se
llama el ROCOF, que si habéis leído mis PDFs
pues lo he mencionado alguna vez, y eso hizo
que se desconectase parte de la demanda. Ya está,
ahí resumo el apagón. Por supuesto, hay más detalles
que causó las primeras pérdidas de generación,
pues hubo un rayo, un sistema de protecciones
que podía haber estado configurado de otra forma,
pero eso resume las líneas generales del apagón.
Yo creo que en el de España no vamos a poder
decir nada así, porque ya sabemos que fallaron
plantas en un lugar, el sistema sobrevivió, falló
alguna más, entonces las magnitudes relevantes,
tensión y frecuencia empezaron a deteriorarse.
Finalmente se pierde sincronismo con Europa.
¿Cómo ocurre eso? Pues no está del todo claro.
Luego, ¿qué ocurre en España para que una vez
se pierda el sincronismo lleguemos al apagón
total? De nuevo, no está del todo claro, pero
es que aunque tuviéramos información sería complejo.
Entonces, por resumir, es muy valioso tener vecinos
a los que estamos conectados y ojalá estuviéramos
mejor conectados con ellos. Y bueno, la parte
casi interesante más que negativa es que hace
más complicado explicar... qué ocurre cuando
hay un evento de estos. Porque es una cadena
de hechos entrelazados, pero no fáciles de explicar.
O sea, que no fue un experimento renovable, como
decía The Telegraph, ¿no? Bueno, pues en dudo
muchísimo que lo fuera. Pero es que, a ver, yo
creo que la cosa está clara para intentar diferenciar
este tipo de bulos, porque creo que eso se le
puede calificar directamente de bulo. ¿A quién
le interesaría que eso fuera así? O sea, ¿por
qué se la va a jugar? Creo que el Telegraf decía,
citaba fuentes, que saber quiénes son, que el
gobierno había dado una directriz para que se
maximizase la penetración renovable, ¿no? Pues
¿por qué? ¿Por cumplir o por llegar a récords
de generación renovable? Pues parece una tontería,
porque cualquiera piensa, bueno, pues se la están
jugando, o sea, ¿qué caminan por el hilo de la
navaja para... Para eso, para conseguir un récord.
Cuando el apagón ahora está casi, bueno, ahora
ya casi no tanto, pero ha monopolizado la conversación
pública durante varias semanas y casi, yo diría,
pues ha puesto en un brete al gobierno, ¿no?
Porque los ciudadanos podrían llegar a pensar,
bueno, pues eran los que estaban al mando. Conclusión,
no, yo no le veo ningún sentido. Sí, sí, totalmente.
Y también la palabra clave en todo este tema,
que además Antonio Solar ha cazado muchos cuñados
energéticos hablando de inercia. Quien habla
de inercia es quien no sabe de inercia, pero
nosotros sabemos que tú controlas bastante de
este tema. Y si quieres apuntar, porque justamente
Beatriz Corredor, la presidenta de Red Eléctrica,
dijo... ayer, hace una semana, quien esté escuchando
esto, que no hubo falta o escasez de inercia,
justamente incluso, bueno, apunta a que hubo
un problema en los grupos convencionales de generación.
¿Qué puedes aportar en este tema? ¿Tú qué sabes
en realidad de qué es la inercia? Vale, empiezo
primero por lo del problema en grupos convencionales
de generación. Claro, esa información no es pública,
quiero decir, nadie... que no esté dentro de
red eléctrica o de la gente que maneja los datos
que realmente pueden contar la historia con mucho
más detalle, pues a lo mejor eso es cierto. Eso
me suena plausible, pero por supuesto no hay
información pública para decir que fue así. Pero
lo de la inercia que decías, que Beatriz Corredor
también dijo que no había un problema de inercia.
Bueno, pues eso yo estoy absolutamente convencido
de que es así. Pero, por ejemplo, en el caso
del Reino Unido también fue así en 2019, a pesar
de que el Reino Unido es un sistema, bueno, Gran
Bretaña, la isla, de baja inercia, de forma natural.
¿Pero qué quiere decir eso de baja inercia? Bueno,
quiere decir que el operador del sistema es consciente
de ello y a veces toma acciones para elevar la
inercia si cree que es necesario. En 2019 realmente
la inercia jugó un papel. Por el Rokoff se desconectó
algo más de generación distribuida que hizo el
evento un poco peor. ¿Faltaba inercia? No, no
faltaba inercia. ¿Por qué? Porque fue un N -2,
o sea, fallaron dos plantas. Es que nadie planea
para el fallo de dos plantas. Entonces es que,
creo que lo decía Jorge Morales, decía que si
queremos fiabilidad infinita, pues pagaremos
facturas infinitas. Bueno, sin llegar al infinito,
si queremos niveles mayores de fiabilidad en
la red, pues se incrementa el coste de operación.
Entonces se llega a este estándar que se aplica
en prácticamente todo el mundo de... es planear
para el fallo de un único elemento, el más grande
posible. Pero en cuanto fallan dos, pues habrá
que averiguar por qué ha sido así, porque se
intenta evitar que eso sea así. Pero es que no
se opera así el sistema. No es que falte inercia
ni siquiera en el caso de Reino Unido, y por
supuesto no en el de España, y estoy convencido.
Es que sin más hubo un evento para el que no
se planeaba. Es como si ahora hay un terremoto
en una ciudad española. que no construye sus
edificios para resistir a terremotos, mientras
que en Japón sí que los construyen. Claro, pero
es mucho más costoso hacerlo así. Entonces, pues
aquí asumimos que si ocurre un evento cada 500
años, pues habrá daños. Otra cosa es que tengamos
que replantearnos la probabilidad de este tipo
de eventos. Por supuesto, eventos relacionados
con el cambio climático, que afectan a las redes
eléctricas. En California, por ejemplo, hay apagones
parciales debido a incendios, que cada vez son
más frecuentes, pero fuera de eso, un sistema
más distribuido, con más piezas, en el que todavía
hay interacciones debidas a la electrónica de
potencia que no son del todo conocidas, sin más
por ser algo nuevo. Bueno, pues esta suposición
del N -1 es cierto que a lo mejor estaría bien
abrir un debate sobre si hay que replanteársela
un poco, pero ahora es lo que es. Vale, entonces
esto es lo que hay, lo que tú dices ahora mismo,
esto es lo que tenemos, ¿no? Actualmente se habla
mucho también, se habla de inercia, se habla
de grid forming, se habla del famoso PO7 .4 de
control de tensión, el procedimiento de operación
de red eléctrica. ¿Tú crees que, vamos, tú piensas
o valoras que este cambio, si se hubiera probado
previamente, pudiera haber evitado o en cierta
manera prevenido el apagón o no? Pues ahí ya
creo que es una pregunta un poco más complicada
porque... Vamos a pillar. Bueno, por dar una
idea general de qué hubiera supuesto esto, y
por supuesto aquí casi corregidme porque tampoco
estoy tan familiarizado, pero creo que la idea
es, bueno, al menos la idea a medio plazo, abrir
un mercado, a lo mejor no un mercado, pero un
mecanismo económico para... favorecer que más
plantas, incluidas las renovables, pero favorecer
la competición en estos servicios, en concreto
de tensión, en el P274, y mayor liquidez supondría
en principio un abaratamiento de los costes,
porque hay más actores que participan en el mercado
y por lo tanto beneficia al conjunto de la sociedad,
entendiendo como que prácticamente toda la sociedad
necesita de la electricidad. Hasta ahora solo
he mencionado costes. O sea, si se crea ese mecanismo
económico, la idea es reducir costes. Eso no
quiere decir que el nivel de fiabilidad se incremente.
Como digo, solamente si nos planteamos comprar
más servicios, o sea, planear para más de un
N -1, se incrementa el nivel de fiabilidad. Que
haya un mecanismo económico o no, lo que hace
es intentar avanzar hacia la eficiencia económica,
pero no hacia mayores niveles de seguridad. Pero,
dicho esto... Claro, si abres la posibilidad
de que más plantas puedan apoyarte, ¿podría eso
haber ayudado en el caso del apagón? Tiendo a
pensar que en principio no, o no necesariamente,
pero a lo mejor eso, el abrir a tener apoyo de
más agentes, pues pudiera haber favorecido que...
que no se hubieran dado problemas tan gordos,
no lo sé. De nuevo, creo que el foco estaría
en el coste, pero que es algo, en principio,
creo positivo, aunque no tengo claro que hubiera
favorecido el día de hoy, que no se hubiera ayudado
ese día. Esto quizás un poquito más ubicado con
la tensión, esto que mencionas. Vamos a dejar
la tensión ahí porque vamos a dejarlo en tensión
porque volveremos a ello. Vamos a centrarnos
ahora en la otra parte del control de redes.
Saben que básicamente para los que no entiendan
mucho de control de redes eléctricas se encontrarán
dos cosas que son la frecuencia. y la tensión
o el voltaje por el término en inglés. Vamos
a hablar ahora, vamos a hablar primero de la
frecuencia, de la reacción potencia -frecuencia
que todos conocemos en la operación de redes
eléctricas, porque concretamente tú, Luis, tienes
un trabajo que se titula Who should pay? Estos
títulos tan pomposos que tienen los paper a veces,
es básicamente quién tendría que pagar por los
servicios de regulación de la red eléctrica,
un poquito así como resumido, donde tú propones
que en vez de asumir entre toda la red el coste
de la gestión de la misma red, pues estos costes
se repartan de forma desigual, por así decirlo.
Cuéntanos un poquito la introducción de qué consiste
esta idea. Vale, si quieres enlazo un poco con
lo que hemos hablado del mecanismo económico
para la tensión, porque yo no he estudiado la
tensión, pero la estabilidad tiene muchas caras.
La tensión es una de ellas, la frecuencia es
otra y hay otros tipos de estabilidad que también
son de mucha relevancia y estaría muy bien poder
analizarlas todas. Lo que pasa es que tenemos
que analizarlas por separado por la complejidad
que supone. Yo me he centrado en la frecuencia,
que tiene que ver con la inercia, pero hilando
con lo del POS -T4. Si hay un mecanismo económico
para remunerar estos servicios, la siguiente
pregunta es quién lo paga. Sea tensión, sea un
mecanismo que apoye a la frecuencia, las Frequency
Containment Reserves. son, bueno, la respuesta
primaria, esencialmente, la que tenemos ahora
mismo en España. Bueno, un servicio que ayuda
a mantener la estabilidad, del tipo que sea.
Eso, ¿quién lo paga? Porque lo que podemos hacer
son dos cosas. O obligar a que se den este tipo
de servicios, o crear estos mercados o mecanismos
económicos. ¿Cuál es la filosofía? Bueno, obligar,
hacer las cosas fáciles. y podríamos intentar
seguir operando el sistema como veníamos operándolo
si vivíamos en un sistema en el que había mucha
inercia de forma natural claro, nadie se planteaba
pagar por la inercia igual que nadie se plantea
pagar por el aire que respiramos porque hay muchísimos
motivos pero uno de ellos, ojalá dale tiempo
Pero por suerte hay mucho, hay exceso. Entonces
cuando hay exceso de un bien, el precio es cero.
Lo vemos en el mercado mayorista cuando hay exceso
de generación. Los precios son negativos, no
entremos ahí porque eso es un poco más complicada
la explicación, pero serían cero en la mayoría
de los casos. Pero eso, en cuanto un bien empieza
a ser escaso, pues tiene sentido pagar por él.
Y un bien escaso podrían ser las reservas en
frecuencia o mecanismos que ayuden a mantener
la tensión en límites aceptables. Entonces, eso,
podríamos obligar, centrémonos ya en lo de la
frecuencia y la inercia. Se podría obligar a
las plantas renovables, por ejemplo, a emular
inercia. Bueno, sí, es una opción. Y eso es sencillo,
es fácil para el operador del sistema. Pues,
vale, todos tenéis que replicar lo que hacían
antes los generadores síncronos y seguimos como
estábamos. Y como operador del sistema, no me
complico la vida. Claro, eso tiene una potencial
desventaja, que es que podemos reforzar el sistema
de más. Y eso tiene un coste, finalmente un coste
para el consumidor. Es decir, porque, a ver,
el grid forming, que con matices podría ser más
o menos lo de la emulación de inercia, con matices
de nuevo, pero... algo de coste implícito tiene
es decir que las plantas tienen que operar un
poco por debajo del punto de máxima potencia
es decir que hay cierta potencia que no puedes
estar inyectando a la red entonces bueno pues
en eso en algunas ocasiones puede implicar que
eso que sea un poco más caro operar la red de
lo que del mínimo aceptable si todas tienen que
dar este servicio entonces por cierto breve inciso
tenía mucho sentido no operar con gridforming
y no hacer esta emulación de inercia antes, porque
lo que queríamos era maximizar la potencia renovable
que se inyectaba a la red. Es ahora cuando tenemos
que empezar a plantearnos estas cosas. El gridfollowing
era la red ya está, yo voy a seguirla como generador
renovable. Y eso, desde el punto de vista egoísta
de los generadores, tenía sentido. Maximizaban
sus ingresos por venta de energía. Pero no se
dejaban reserva. lo que se llama reserva rodante
o reserva subir, no se dejaban, digamos, esa
reserva de potencia para si pasa algo en la red,
pues ser capaz de dar un poquito más. Claro,
pero y como sociedad también tenía mucho sentido
porque pues maximizando esa potencia renovable
es casi gratis o esencialmente gratis, entonces
al consumidor le beneficia y a las emisiones
también, queríamos reducir las emisiones de gases
de efecto invernadero. Pero claro, cuando empieza
a estar dominada la red por renovables y de nuevo
el caso que voy a mencionar, Ahora creo que el
más simple son las islas, porque la inercia sí
que es baja en momentos puntuales. En un sistema
continental, aunque sea baja en algunas zonas,
puede ser alta en otras. Por ejemplo, Francia
tiene una flota nuclear que de alguna forma deja
ahí una inercia casi constante en el sistema
europeo. Aunque esté habiendo mucho sol en la
península o en Alemania, pues está Francia. A
veces no hay viento en la península, pero sí
lo hay en Alemania. Los sistemas grandes se benefician
de esto, el compartir los servicios. Pero si
vamos al caso de las islas, he perdido un poco
el hilo, perdona. ¿Por qué la inercia se hace
más relevante? Pues eso, porque como no comparten
con ningún otro sistema, tienen que comprar estos
servicios constantemente. Aquí tú, en tu investigación,
un poquito por redirigir. Al final, lo que un
poco vienes a concluir es que las plantas más
grandes, la gran eólica offshore, por ejemplo,
o las nucleares, al final deberían de pagar más
por estos costes de reserva de frecuencia, por
estos costes de gestión de la red, por así decirlo,
que otras tecnologías. ¿Por qué es esto? Eso
es, pero perdona, de nuevo, que ya he recuperado
el hilo, porque me he desviado con lo del gridforming
y todo esto. Veníamos a hablar por lo de regulación
o mercados, ¿no? Entonces, la regulación puede
tener la desventaja de hacer el sistema fuerte
en exceso. Entonces, mercados o señales económicas,
el argumento es, bueno, tenemos una necesidad,
la necesidad es lo que sea, un nivel mínimo de
inercia, unos servicios X de tensión, la necesidad
la define el operador de red en base a... muchísimas
simulaciones muy detalladas. Pues en vez de obligar
a todo el mundo a que nos dé el servicio, que
pasaríamos de ese valor mínimo aceptable, no,
mantengamos ese valor mínimo y digamos, hagan
sus ofertas. Y entonces cogeremos las más baratas
para llegar a ese mínimo. Y claro, pues como
cualquier mercado, tiene muchísimas... muchísimos
detalles el tema, porque suena muy bonito explicado
de forma tan simple, pero un mercado hay que
regularlo bien, o si no, las cosas no salen bien,
porque muchas veces obviamos... Vaya, Adam Smith
no estaría de acuerdo contigo, pero... Pues yo
creo que Adam Smith yo creo que sí que estaría
de acuerdo contigo. Otra cosa son algunos que
han venido después y han interpretado a Adam
Smith. Pero la mano invisible de la que hablaba
Adam Smith tiene unas suposiciones detrás, que
son competición perfecta... que no se da en muchos
mercados, en particular en el eléctrico, también
de alguna forma convexidad en el problema matemático
que hay detrás, porque cuando hay costes fijos
las cosas ya no se vuelven tan sencillas. Bueno,
esa es la clave, que hay que tener cuidado, porque
no todo es tan fácil como decir la competición
nos lleva al óptimo social. Pero bueno, en principio,
si lo guiamos con cuidado, lo podemos usar de
esa forma, en principio. Entonces, esa sería
la idea, ¿no? Del por qué crear estos mecanismos
económicos. Y ahora voy a tu pregunta, Marcial.
Eso, ¿quién la debería pagar? Bueno, pues la
tensión es un tema más complicado. Y hay otras
caras de la estabilidad que también son más complicadas.
Pero la inercia y la frecuencia son relativamente
sencillas. Y me explico. Vamos a lo del n -1,
¿no? Entonces, en la inercia, o sea, la frecuencia,
¿qué ocurre? Para que la frecuencia de la red,
que suele ser 50 Hz en Europa, se desvíe de ese
valor. Por lo que ha ocurrido es que hay un desvío
súbito entre generación y demanda. Como planeamos
para el peor caso posible, planeamos para el
mayor desvío instantáneo, que sería la mayor
central de tu sistema, se desconecta de forma
súbita. ¿Por qué? Por el motivo que sea. Ahí
no entramos. Ha caído un rayo, ha caído un árbol,
un problema técnico, lo que sea. La cosa es que
se ha desconectado una central. Y si planeamos
para la más grande posible, estamos cubiertos
para cualquier caso de central más pequeña. Entonces,
claro, necesitamos más servicios como inercia
y como respuesta en frecuencia, respuesta primaria
o reservas de frecuencia, cuanto mayor sea el
problema potencial, es decir, cuanto mayores
sean las plantas en nuestro sistema. Pues por
eso es por lo que planteamos en este artículo.
el repartir los costes de forma no proporcional,
porque la palabra proporcional realmente hablamos
de ella en el artículo. Se podría hacer un reparto
de costes proporcional, pero hay mejores opciones,
pero de forma relacionada, por así decirlo, con
el tamaño de la planta. Es decir, cuanto mayor
es la planta, debería ser responsable por una
mayor parte de estos servicios. Entonces, ¿cuáles
son las plantas más grandes generalmente? Pues
las nucleares. Pero no vamos a esa tecnología
en concreto, es sin más por su tamaño. Y otra
que has mencionado sería la eólica marina. Los
grandes parques de eólica marina. La eólica marina
tiene un punto fuerte. Claro, porque tienen un
único punto de conexión a la costa. Entonces,
si se pierde ese punto, el cable de continua
alta tensión, de HVDC, pues de nuevo, puedes
tener una caída súbita de la generación que tendrá
el país. También en el caso de Reino Unido realmente
lo que más suele ocurrir es que falla el interconector
con Francia, que es cierto que es antiguo, creo
que tiene ya varias décadas. Es un interconector
de continua, de HVDC, como el que llega a las
granjas de eólica marina, pero conecta con Francia.
Pero claro, si cae ese cable y estás importando
de Francia, pues de forma neta es como si pierdes
una gran planta de generación en el país. Entonces
esa es la filosofía. O sea, al final lo que tú
dices tiene toda la lógica, ¿no? estamos ante
ese criterio N -1, ¿no? Que significa que en
todo momento estamos preparados para la peor
catástrofe. Claro, si la peor catástrofe es que
caigan las plantas más grandes, que si no existieran,
pues no tendríamos que estar preparados para
tanto fallo, pues los costes serían menores.
Entonces, bueno, creo que todos entendemos por
qué las plantas más grandes son las que más tendrían
que pagar por esto, porque son las que mayores
fallos podrían causar. Esto que tú propones...
Bueno, es novedoso, pero no es tan nuevo como
parece porque tú ya indicas que hay países o
sistemas eléctricos donde ya se aplican, por
ejemplo, en Australia, donde ya está este mecanismo
de asignación basado en que básicamente quien
da más problemas más paga al sistema. ¿En qué
consiste, por ejemplo, este mecanismo de Australia?
Sí, pues nos sorprendió porque lo averiguamos
a través del proceso de revisión por pares, que
a veces nos quejamos mucho de él. y que nos da
muchos dolores de cabeza, y es cierto que tiene
problemas, pero fue un revisor el que nos dijo,
pues esto que me proponéis me suena de algo,
y es que en uno de los dos sistemas australianos,
bueno, creo que hay varios, pero casi toda la
población australiana vive en la costa este,
donde están las grandes ciudades, pero el sistema
en el que se aplica esto es el WEM, si no recuerdo
mal, el Wholesale Electricity Market, es un nombre
bastante general, pero es un sistema más o menos
pequeño, quiero recordar que de unos 4 gigavatios
de demanda pico, que está en la zona de Perth,
en la costa suroeste del país. Entonces, claro,
como hay un enorme desierto en medio, no están
conectados esos dos sistemas, son sistemas independientes.
Pues se aplica un sistema de reparto de costes
similar al que proponemos. Lo que pasa es que
no entran en el tema de la inercia, por ejemplo,
porque no se paga por inercia en casi ningún
sistema a día de hoy, con excepciones. En Reino
Unido, en Gran Bretaña ya se empieza a pagar,
en Irlanda también, en Australia creo que también.
En el otro lado, en el sistema grande. Pero ya
se centraban en cómo repartir los costes para
estas reservas de frecuencia. Y perdona, otro
inciso, porque, por ejemplo, cuando hemos mencionado
lo de la nuclear como potencial agente que se
vería sometido a esta penalización, por así decirlo,
económica. Porque es grande, ¿no? Porque te caiga
más la nuclear. Pues porque es grande, sí. No
me meto en la tecnología en concreto. De hecho,
ya te digo que el viento offshore, hablemos de
ambos. Lo que pasa es que, bueno, pues a veces
es la nuclear por la razón que voy a mencionar,
que es que dicen, no, pero da inercia. Porque
el viento offshore, bien, podría darla, pero
de forma, ahora mismo no la está dando, ¿no?
Inercia sintética o algo así. Sí, sí, da inercia.
Si nadie dice lo contrario. Y lo que proponemos
es que se remunere la inercia. Claro, si estás
dando algo que apoya, que da valor, o sea, que
es valioso para el sistema, bueno, pues eso se
pagaría. Otra cosa es quién lo pagaría. Esa es
la segunda pregunta que estamos intentando responder.
Entonces, por ejemplo, la nuclear podría dar
inercia y recibir un pago por dar inercia. Pero
si es la que está causando la necesidad de inercia
en primer lugar, pues entonces debería ser responsable
por asumir parte de sus costes de integración
en el sistema, que es todo lo que es. Es decir,
si no estuviera esta planta en el sistema, ¿cuánto
nos costaría operarlo? Bueno, pues si usted quiere
conectar una planta, porque esa es otra cosa,
¿cuándo podríamos en la práctica llevar...? llegar
a implementar esto eso es un tema más complicado
deberían ser las plantas que ya están conectadas
las que debieran pagar pues nos lo intentamos
plantear y pensamos que probablemente no porque
el caso de negocio ya está estudiado y es cambiar
las reglas de juego a mitad de partido pero bueno
imagina que alguien quiere conectar una nueva
planta en un sistema bueno pues sea usted responsable
de los costes que crea el sistema por meter esta
nueva planta en él entonces Lo que decías Marcial,
si tuviéramos muchas plantas pequeñas, es que
la falta de inercia no es un problema en sí,
esa es la clave. Operar un sistema de baja inercia
es más complicado, sí, pero por cómo tenemos
los sistemas planteados ya. Si hubieran muchísimas
plantas muy pequeñas, podríamos vivir con niveles
de inercia bajísimos, porque el fallo de una
única planta haría un toquecito a la frecuencia,
minúsculo, por poca inercia que tengas. El problema
es la combinación de... poca inercia y un enorme
golpe que le metes al sistema, que es la caída
de una de estas grandes plantas. Ese es el tema
que proponemos. Sin más, lo del repartir los
costes para que cada uno asuma sus costes de
integración en el sistema. Claro, claro. Esto
al final tiene todo el sentido. Ya comentas que
se aplica en Australia, por ejemplo. Aquí...
¿Cómo lo podríamos trasladar regulatoriamente?
O sea, me refiero, ¿cómo podríamos hacer a los
propietarios de las centrales que esto lo entendieran?
También en Australia, ¿quién lo paga? A mí no
me ha quedado claro. Perdona, sí, es que me he
ido a explicar los conceptos. En Australia, lo
que se hace es, se dimensiona este mercado de
respuesta en frecuencia. Perdón, de respuesta
en frecuencia es que en inglés es Frequency Response
muchas veces. Reserva primaria, le llamamos aquí,
¿no? También podríamos meter ahí reserva rápida,
que ya hay en algunos sistemas. Es decir, es
básicamente inyecciones de potencia que se dan
o más rápidas o un poco más lentas. La rápida
generalmente viene de baterías en los sistemas
en los que la hay. La un poco más lenta, es la
que yo digo un poco más lenta, es la primaria.
que es la que viene de generadores síncronos,
que tardan unos segundos más porque tienen partes
mecánicas que no pueden ser tan rápidas como
la batería. Entonces, se dimensionan estos mercados
y ¿quién paga por estos mercados? Pues pagan
las plantas en función a su tamaño, los generadores.
Los generadores y la demanda, por cierto, porque
hay un caso interesante, vuelvo ahora a Australia,
porque no quiero centrar solo la conversación
en los generadores, que es generalmente el aspecto
más importante, pero en Islandia... realmente
son las pérdidas de generación las más importantes,
porque tienen industria de fabricación de aluminio,
de procesado de aluminio, entonces es la gran
pérdida de una carga lo que hace que la frecuencia
suba de forma brusca, en vez de caiga. Entonces,
si aplicásemos esto allí, por cierto, estos servicios
los hay en todos los sistemas, respuesta a bajar,
respuesta a subir, entonces aplica el espejo
a uno y al otro. respuesta a bajar, ¿no? Que
es la de cuando sube la frecuencia. Entiendo
que se llama así, ¿no? En España. ¿Cómo se llama
en España? Respuesta... Sí, o sea, bueno, ese
término está, por ejemplo, en la regulación secundaria,
que hablamos de secundaria a subir y secundaria
a bajar. Aquí lo podríamos emular, por ejemplo,
al SRAT y al SRAP, que son los servicios de respuesta
activa de la demanda y los servicios de respuesta
activa de la producción. Pero sí, básicamente
es... a dar más potencia o a dar menos potencia.
O sea, podríamos interpretarlo así. Sí, en Reino
Unido le llaman low frequency. Low Frequency
Response, que es cuando la frecuencia cae, subes
potencia. Y High Frequency Response, que es cuando
sube, bajas potencia. O sea, básicamente, cuando
sube la frecuencia, es porque estás generando
más de lo que estás consumiendo. Entonces, bajas
la generación. Esto es muy fácil, bajarla. Pero
cuando está bajando la frecuencia, que es normalmente
el problema más grave, lo que hay que hacer es
o producir más o... demandar menos energía. Entonces
se activan ambos mecanismos de respuesta. Claro,
y ha estado también en la clave que es que es
más fácil generalmente bajar potencia que subirla.
Pero bueno, a veces también se paga por los servicios
de bajar potencia, ¿no? Entonces, ¿quién pagaría
por esos? Pues los grandes consumidores. Bueno,
todos, ese es el tema. Pagaríamos todos, pero
en función a nuestro tamaño. Porque, por cierto,
claro, ¿qué es lo que está ocurriendo a día de
hoy? Porque estos costes están socializados.
Socializados... Y con eso me refiero a que o
bien se reparten entre todos los agentes del
sistema en función a veces a la energía que inyectan
o consumen, o sea, generadores o consumidores,
o muchas otras veces van directamente a los consumidores.
Y claro, a veces se dice, no, pero es que los
consumidores somos los que recibimos el servicio.
Ya bueno, pero nos beneficiamos todos de que
la red sea estable. Si hay apagón, como el día
28, los generadores no pueden vender energía
tampoco. Entonces, contribuíamos todos a que
la red sea estable, ¿no? Entonces, Isma, perdona,
volviendo ya a lo de Australia, ¿quién paga?
Pues pagan los generadores, hablando de este
sistema de potencia a subir, o sea, cuando cae
la demanda, perdón, cuando cae la frecuencia.
Pagan los generadores en función a su tamaño
y pagan con un sistema que no es proporcional,
o sea, no es directamente proporcional al tamaño,
se llama el secuencial, la asignación de costes
secuencial, bueno no me voy a meter en muchos
detalles tampoco es difícil de entender pero
es que un gráfico ayuda creo que un gráfico se
entiende fácil pero se entiende mejor con un
ejemplo que es esto es un problema en teoría
de juegos cooperativos y el ejemplo que dan es
el problema del aeropuerto es decir queremos
construir un aeropuerto Y por lo tanto tenemos
que hacer la longitud de la pista de aterrizaje
suficientemente larga como para que todos los
aviones puedan aterrizar ahí, ¿no? ¿Cómo se reparte
ese coste de inversión? Pues el avión más grande,
bueno, por cierto, se dimensiona para el avión
más grande. Es un problema muy interesante porque
es un n -1, no es un n -1, pero el más grande
determina la longitud de la pista. Pero todos
se benefician de ella. ¿Cómo se paga? La idea
es que cada uno paga por el coste adicional que
crea en el sistema. No es que si tú representas
el 5 % de la capacidad total instalada, pagas
el 5 % de los costes, sino que pagas por el diferencial
que creas en el sistema respecto a si tú no estuvieras.
Y es que eso tiene ventajas, se evitan subsidios
cruzados. A día de hoy hay subsidios cruzados,
pagamos... Si pagamos los consumidores, estamos
subvencionando a las grandes plantas, ya sean
demanda o generación. Eso es un subsidio directamente.
Entonces, con una asignación de costes proporcionales,
todavía hay demostraciones matemáticas, se mantienen
determinados subsidios cruzados, que con este
pequeñito cambio, que ya te digo, no es complicado
de implementar, es ser responsable de los costes
diferenciales que creas. pues tiene mejores propiedades
económicas. Entonces eso es lo que analizábamos
también en el artículo. Claro, un poco por robarte
el ejemplo del aeropuerto, ¿no? Es como si, bueno,
cogemos y decimos, vale, el avión más pequeñito
que va a estar aquí, ¿no? Pues la pista tendría
que ser, como mínimo, esta distancia para que
pudiera aterrizar o despegar el avión más pequeñito.
Pues hasta ahí pagamos todos. Y por encima de
eso, pues van pagando, oye, pues la siguiente
talla de aviones que necesitan, pues 50 metros
más, pues. los los los siguientes aviones que
no son los más pequeñitos para por los 50 metros
más. Y a lo mejor los aviones más grandes necesitan
100 metros más adicionales. Oye, pues esos 100
metros más adicionales los van a pagar solo los
aviones más grandes. Es verdad que con un gráfico
se entiende bastante bien. Vamos a ver si en
YouTube lo conseguimos poner. Espero que ahora
mismo lo estén viendo en algún lado. Me lo voy
a anotar por aquí para ponerlo. ¿Por qué? Porque
bueno, te lo voy a robar del paper directamente,
Luis. Eso te lo voy a decir ya. Porque bueno,
esto es un... poco lo que propones en tu trabajo
y claro, al final... O puedes robarlo del documento
del web, porque ellos tienen un gráfico en uno
de sus informes de cómo funciona el mercado y
es exactamente lo que has dicho, o sea, mejor
explicación imposible. Vale, porque esto es lo
que propones tú en tu trabajo o en qué se diferencia
la propuesta tuya. Pues es bastante similar.
Analizábamos también otro método de teoría de
juegos cooperativos que es un poco más complicado.
Tiene una pequeña ventaja adicional, pero realmente
el sistema secuencial creo que es el que combina,
es un equilibrio muy bueno entre evitar estos
subsidios cruzados y ser bastante simple. Bueno,
muy simple, tan simple como lo que nos has explicado.
Entonces, ¿en qué se diferencia lo que proponen
ellos? Pues no en muchísimo, si te soy sincero.
Lo que pasa es que en el artículo íbamos un poco
más allá también en plantearnos cosas como cuándo
debería implementarse esto. ¿Qué ocurriría si
tenemos en cuenta la probabilidad de fallo de
las plantas? Porque el N -1 asume eso. Si se
nos quema la casa, compramos seguro para evitar
el que se queme. Pero ¿cómo de probable es que
se nos queme la casa? Entonces a lo mejor compramos
un poco menos de seguro. Intentábamos intuir
por dónde podrían tirar las cosas si nos planteamos
a futuro que pueda cambiar el cómo operamos el
sistema. Pero ya te digo, supimos realmente...
Inventamos un poco la rueda porque supimos que
esto ya estaba en práctica en Australia gracias
a un revisor. Así que, bueno, por una vez el
sistema de revisión por pares, bueno, tengo más
ejemplos en los que ha sido útil. Me encanta
como dices, bueno, te faltó decir, bueno, para
una vez que sirve y no está el revisor 2 diciéndome
que cite sus papers. Además, creo que fue el
revisor 2 en este caso. Bueno, para los que estén
haciendo una tesis o hayan hecho una tesis, entenderán
esta figura. Ismael, tú te salvas por ahora.
¿Por ahora? Por ahora, por ahora. Dame tiempo.
Ya contaremos, ya daremos noticias. Bueno, les
dije un poco. O sea, me surgen muchas dudas,
¿vale? Cuando yo conocí el método este, porque
vi una presentación tuya en un congreso y conocí
el método este que propones, me pareció súper
interesante, te queríamos traer para acá desde
eso. Lo que pasa es que, claro, antes no era
famoso. Tiene mucho más sentido traerte ahora
que sí que eres famoso. A ver, todo hay que aprovecharlo,
Luis. Entonces, bueno, concretamente en esto
también mencionas una cosa que me parece súper
interesante, que es que dices que debería haber
un tamaño de corte, ¿no? Pues esos aviones más
pequeñitos que no paguen. ¿Por qué es esto? Vale,
no, realmente no decimos que tenga que haber
un tamaño de corte. Es que de correr las simulaciones
se ve un tamaño de corte. Es decir, tú aplicas
este método. Por cierto, estoy centrándome ahora
no en el problema del aeropuerto, ya centrándonos
en el problema de la inercia. Bueno, de la inercia,
sí, de la inercia esencialmente, inercia y reservas
de frecuencia. Entonces, básicamente el punto
mínimo que alcanza la frecuencia en uno de estos
transitorios, es decir, la red opera con normalidad,
de repente se pierde una gran central y la frecuencia
empieza a caer. Bueno, pues es el transitorio,
que hay cambios en el sistema. Entonces la frecuencia
empieza a caer y alcanza un punto mínimo que
queremos que esté por encima del mínimo aceptable.
¿Qué es el mínimo aceptable? Pues es que empieza
a desconectarse carga. El deslastre de carga,
famoso ahora, después del apagón, opera de forma
sensible a la frecuencia, al valor absoluto de
la frecuencia. Que en España sería en 49 ,5 Hz.
Sí, hay distintas etapas de deslastre. La primera
opera a 49 ,5. Sí, creo que fue bombeo en este
caso, ¿no? Luego hay una segunda etapa de bombeo
y así hay hasta 6. Vale, entonces queremos evitar
que se llegue a 49 ,5. De hecho, creo que el
límite de seguridad es 49 ,8. 49 ,8. Se queda
bastante por encima. En Reino Unido, para daros...
Mira, hablando de números. ¿Cuál es el límite
en Reino Unido? 49 ,2. Y la respuesta... O sea,
el deslastre de carga no opera hasta 48 ,8. ¿Por
qué? Pues porque conviven con transitorios más
violentos. Pero bueno, el número que sea. Queremos
evitar llegar por debajo de ese valor. ¿Cómo
afecta el tamaño de la pérdida de generación?
Y por cierto, punto importante que deberíamos
comentar. Porque el tamaño de la planta realmente
no es lo importante. Lo importante es la potencia
que está inyectando en cada momento. O sea que
esta... No me quiero desviar porque se me va
a ir el hilo otra vez, pero este mecanismo económico
también es una señal de flexibilidad. Es decir,
las economías de escala pueden tener muchos beneficios.
Hacer plantas grandes las hace más eficientes
en muchos casos. Pero operen ustedes por debajo
de potencia nominal en momentos en los que el
sistema es débil. Entonces, si operan por debajo,
no necesitamos comprar tanto seguro en esos instantes.
Entonces, se les penalizará menos. Claro. O sea,
si tú te guardas... potencia a subir, por así
decirlo se te va a retribuir por esa potencia
a subir que le estás guardando y se te va a dejar
de penalizar porque claro, ya tú es el problema
que introduces en el sistema no es si te desconectas
y perdemos tu potencia nominal sino la potencia
que estás dando en cada momento entonces lo que
tú dices es que estos peajes o estos costes sean
dinámicos claro, porque el mercado lo podemos
dimensionar a cada hora O a cada 15 minutos,
incluso como en Australia. Entonces, a veces,
bueno, se hace day ahead, ¿no? Un día antes,
pero el operador del sistema prevé cuál va a
ser el punto de operación el día siguiente, dimensiona
de esa forma sus mercados, pero los dimensiona
hora a hora. La inercia que necesitas, la inercia
extra que necesitas, pues varía, porque a veces
tienes inercia natural, tienes exceso de inercia.
Entonces, modulas hora a hora. Entonces, este
tipo de mecanismos tendrían dos señales, crearían
dos señales económicas. Una, la inversión. Es
decir, no asuma que vaya usted a construir una
planta enorme y va a poder operar como carga
base, el base load, a todas horas, si nos crea
un problema enorme muchas horas del año. No asuma
eso. Que tenga esto en cuenta en su inversión.
Pero otro es una señal de flexibilidad. Es, bueno,
bien, vale, no hay problema. Si de hecho en ocasiones
nos viene bien que se inyecte tanta potencia,
si es muy eficiente y barata. Pero en muchas
otras horas no. Entonces, si puede modular eso,
como dices Marcial, tendría el doble efecto positivo,
que podría conseguir ingresos y reducir su penalización.
Y perdona, vuelvo, que no se me ha ido el hilo.
Vuelvo a lo del... Estaba explicando que la frecuencia
cae, que queremos evitar que caiga lo suficiente,
y me habías preguntado por lo del punto de corte.
Es decir, un tamaño de plantas que ya no pagarían
nada en absoluto. Y como te digo, eso realmente
no es algo... Porque tampoco meterían, o sea,
porque si se desconectan tampoco provocarían
un fallo en el sistema, ¿no? Tampoco es como,
bueno, si yo me desconecto tampoco hago bajar
la frecuencia hasta el 48 ,5, entonces pues tampoco
te estoy causando problemas. Es que ese es el
tema, sí. O sea, no es algo que metamos en el
modelo, es algo que sale del modelo. Y el tema
importante a lo que iba es que el valor mínimo
de la frecuencia depende más o menos del cuadrado...
del tamaño de la pérdida. O sea, perder un gigavatio
y medio es mucho peor que perder un gigavatio.
Porque va al cuadrado. No es un incremento lineal.
Entonces, por eso se ve este efecto de que plantas...
Por ejemplo, te pongo para el caso del Reino
Unido. El N -1 que se plantea para años cercanos,
cada vez más lejanos, porque es una planta nuclear
que nunca acaba de construirse, pero que está
en construcción. Famosa. Esta planta, desde hace
años, los que hemos modelado el caso del Reino
Unido, usamos el valor de 1 ,8 gigavatios, que
es un poco más que uno de los dos reactores,
tendrá dos reactores de 1 ,65, creo recordar,
gigavatios eléctricos. Se añade un factor de
seguridad que desconozco por qué, pero el número
que va en National Grid, en los operadores del
sistema, era 1 ,8. Pues 1 ,8, 1 ,8, 1 ,8, es
lo que hemos usado. ¿Plantas de eólica marina?
Pues si hicimos algunos números, pues podrían
suponer a veces un gigavatio, uno con dos gigavatios,
digo, de cada uno de los HVDC que llegan a la
costa. Y luego otro tipo de plantas, pues de
500 megavatios o más o menos en ese orden, pues
ya con 500 megavatios veíamos que son irrelevantes,
porque ya suele haber suficiente, o el coste
es muy pequeñito, entonces es que apenas asumirían
coste. Entonces por eso ese es el punto más o
menos de corte. Plantas más pequeñas que esas,
sus costes de integración en el sistema son casi
despreciables. Ese es el tema. Mientras que cuando
empiezas a crecer, aumentas el desafío. que creas
el sistema de forma cuadrática y un poco porque
nos estamos comiendo un montón de tiempo yo desde
mi punto de vista seguiría hablando tres horas
más de esto pero primero que Ismael le da un
infarto y segundo que le da tiempo a venir a
Madrid con un palo para que me calle la boca
las dos cosas ¿te lo estás pasando bien Ismael?
yo estoy aprendiendo un montón obviamente yo
me callo ya si queréis hablo Bueno, sí la vamos
a partir de ahora. Bueno, la última pregunta
que te hago antes de la pregunta final es hasta
ahora estamos hablando de potencia -frecuencia
y les prometimos a los telespectadores que nos
están telespectando que les vamos a hablar también
de la tensión. ¿Verías una solución en cuanto
a mercados de tensión parecida a esta que estamos
planteando? Se habla mucho, ¿no?, de... igual
que tenemos un mercado para dar potencia, para
el mercado energético, mercado de casación que
conocemos todos, un mercado también de control
de tensión y de control de reactiva. ¿Vería sentido
esto? ¿Aplicamos algo como lo que tú estás diciendo?
¿Te cuadra desde el punto de vista de la tensión?
Pues me cuadra la idea, pero no te sé decir mucho
más. Pero te doy algún ejemplo. En el grupo que
tenemos en la UPM tenemos varias tesis ahora
que están mirando, por ejemplo, la estabilidad
transitoria, la pérdida de sincronismo que se
dio con Francia, eso es la estabilidad transitoria,
a corriente de cortocircuito. Es decir, que para
que las protecciones se activen necesitamos este
servicio de corriente de contracircuito. Entonces
estamos planteándonos ya este tipo, estamos haciendo
estas mismas preguntas para estos otros servicios.
El de la tensión, hasta ahora, aunque creo que
si me dan financiación... Utiliza el altavoz.
Sí, pues por favor, Agencia Estatal de Investigación
o... Ministerio de Ciencia, Ministerio de Universidades...
O Comisión Europea, que a veces son... un poco
más generosos en sus proyectos. Aprovecha ahora
que eres famoso, pide perras, hombre. Bueno,
lo primero agradecer también al Ministerio y
a la Agencia Estatal de Investigación que ya
nos están financiando, pero bueno, te lo digo
que no vendría mal un poco más. Entonces, la
tensión sería algo que también nos gustaría mirar.
En cuanto a ¿sería esto viable? Me gustaría poder
estudiarlo. No lo tengo claro, porque no sé exactamente
cómo establecer culpables. Y en la estabilidad
transitoria, por ejemplo, de la que hablábamos,
estamos más o menos en las mismas. Por ejemplo,
si se cae un árbol en una línea y eso crea un
cortocircuito que al final te lleva a pérdida
de sincronismo, ahí quién ha tenido la culpa.
Pero ya no es quién ha tenido la culpa, porque
ese es otro tema. En lo que os he contado hasta
ahora, da igual quién falle. Eso es irrelevante.
Da igual que la casa se te queme o no, tú tienes
el seguro de hogar. Pero claro, pero en lo del
árbol, ¿cómo podríamos...? O sea, el tema es
poner incentivos para que se reduzca el coste
de operación del sistema. Entonces... ¿Los incentivos
ahí cuáles serían? ¿Controlar la vegetación cercana
a las líneas? ¿No poner parques? ¿Talar todos
los árboles? Dale, pues fuera árboles. Y se soluciona.
Entonces, no lo sé. Lo que quiero decir con esto
es que, como la red es un sistema muy complejo,
pues a lo mejor estos mecanismos tendrán sentido
para algunos servicios y para otros no. Pero
bueno, estaría bien analizarlo. Entonces, en
tensiones no lo tengo claro. ¿Que haya un mecanismo
que lo retribuya me suena en principio bien?
Pero el cómo repartir los costes, pues a lo mejor
en algunos servicios es que no hay mejor forma
que repartirlos a todos los que formamos parte
o a los consumidores directamente. Bueno, por
ir cerrando ya, hoy lo que hemos querido plantear,
bueno, el melón que estamos abriendo con este
programa básicamente es que ahora, a partir de
ahora... Como los sistemas son cada vez más complejos,
más modernos, integran diferentes tecnologías
que nos hacen la generación eléctrica mucho más
barata, esto es indudable, pero también presentan
diferentes retos en la operación de red. Entonces,
esta diferente operación de red va a implicar
unos costes. Entonces, lo que estamos abriendo
aquí es el melón de cómo afrontamos esos costes.
de la mejor manera posible y cómo los distribuimos,
cómo los integramos, digamos, en nuestro sistema
de la forma más optimizada posible. Luis, en
este caso, nos ha venido aquí a proponer una
forma de controlar los servicios de ajuste de
potencia, de frecuencia, donde quien más... O
sea, quien puede introducir una perturbación
más grande en la red, pues va a pagar un poquito
más por esos servicios de ajuste de una parte
concreta del sistema. Pero vamos, se abren aquí
un montón de caminos, como el que acabamos de
ver de la tensión, como el que indica Luis de
la estabilidad transitoria. O sea, al final,
todos estos son retos que nos va a presentar
la operación de la red eléctrica en el futuro.
No nos va a dar tiempo a tratar todo. Yo les
invito a que comenten en redes sociales y a que
digan qué les ha parecido todo esto, porque es
un debate muy largo y muy extenso. Y como yo
tampoco me quiero extender, porque yo no soy
el entrevistado, voy ya a mi pregunta, que es,
Luis, vamos a entregarte ahora los poderes mágicos
transitorios. porque no son permanentes, de energía
granel, te vamos a preguntar, si tú tuvieras
poderes mágicos, si tuvieras una varita mágica,
¿qué cambiarías de la regulación? ¿Cómo te gustaría
introducir estos mecanismos de ajustes en el
sistema? ¿O qué te gustaría que se diera? ¿O
qué te gustaría cambiar para optimizar la operación
de redes eléctricas en el futuro y sobre todo
sus costes? Pues es una pregunta muy complicada
y lo único que me viene a la cabeza es, usaría
mi varita mágica para intentar quitar el ruido.
¿A qué me refiero? Para no escuchar nada, para
que no se escuche el motor de los coches, ni
las uvas pasando, o sea, el ruido en general.
El ruido en general, pues sí, fantástico, pero
me conformaría con el ruido en particular de...
de a veces cómo se embarran los debates. Es decir,
podemos tener... De nuevo, sería debates la palabra.
No usaría mi varita para imponer, porque no tengo
las respuestas claras. Pero el problema es cuando
los debates se embarran. Y yo entiendo que hay
intereses en juego, por supuesto. Entonces, la
realidad es así. No hay otra. Pero crea mucho
desgaste, creo. Entonces, desde la universidad
y la investigación... es una posición muy cómoda
y en parte estoy ahí por eso, porque analizamos
estos problemas y ahí queda y pasa el marrón
a los que les puede llegar a tocar implementarlo.
El problema es que muchas veces no llega a implementarse.
¿Por qué? Pues porque creo que a veces desgasta
el debatir de formas que creo que no son las
adecuadas, además muchas veces para los que lo
embarran. Creo que es que todos llegaríamos a
tener a estar más contentos, y con más contentos
quiero decir con los bolsillos más llenos, si
avanzásemos hacia este tipo de mecanismos. A
pesar de que parezca que es que va a perjudicar,
por ejemplo, a los generadores. No, es que en
este caso que hemos hablado no va a ser así.
Que vaya a perjudicar a un par de ellos, a lo
mejor. Bueno, a lo mejor sí, ostras, pero los
otros 98 vamos a estar mejor. Entonces, pues
es que a veces, no sé, parece que es que se ataca...
eso, a la generación o a una tecnología en concreta
o algo así, no, no se trata de eso se trata de
que pongamos las cartas sobre la mesa e intentemos
pensar cuál es la mejor forma de avanzar Bueno,
pues hasta aquí el llamamiento del profesor Luis
Varese Todos estamos de acuerdo, exactamente
Pueden ir, invitamos a que vayan a su Linkedin
a insultarles si les ha parecido mal o a darles
las gracias si les ha parecido bien que como
ahora es famoso en Linkedin, pues bueno, eso
queda ahí. ¿Qué te ha parecido Ismael? Genial,
vamos, o sea, Luis, te llamaremos más adelante
seguramente, cuando haya otro apagón. Vale, cuando
tenga algún tema así interesante que contar,
porque tampoco creáis que estos temas me surgen,
o sea, esto, claro, son unos cuantos años de
pensar esto, a lo mejor para 2029. ¿otro apagón
o otro tema? a lo mejor las dos cosas la secuencia
es apagón, pedir perras y para adelante, y seguir
investigando vale, pero solo me traéis si primero
hay un apagón entonces, a pesar de que me haya
surgido el tema aunque sea en La Palma o algo
de esto, Tenerife esos son más en Tenerife sí
que ha habido más de uno, pero bueno no vamos
a entrar en eso porque ya más o menos le hemos
tratado en fin, muchas gracias Luis por venir,
recuerden seguirlo en Linkedin porque la verdad
que es un crack lo de las cosas que publica recuerden
que nosotros hemos sido Ismael Morales, arroba
Ismael López en Blue Sky, también tiene Linkedin
Ismael Morales, síganle y yo he sido Marcial
González, que también tengo Linkedin y en Blue
Sky soy arroba Capitán Renovable y vamos a promocionar
también el Instagram de Sígueme la Corriente
que es arroba Sigue Corriente estamos nada más
que rebotando cosas y aparezco yo hablando de
vez en cuando es interesante después de verano
tendremos muchas muchas novedades porque la realidad
es que no nos da tiempo a trabajar pero en verano
primero no estamos haciendo este podcast lo cual
Ismael y yo agradecemos porque podemos estar
en la playa y yo tengo jornada reducida entonces
me puedo dedicar a ser mucho más el tonto estén
atentos porque se vendrán cositas ya quedan muy
poquitos programas de la temporada Como iba diciendo.
Así que bueno. Estén atentos. Porque como dirían
los youtubers modernos. Se vienen cositas. También
acabar dándole las gracias. A Fractal. Nuestro
patrocinador. Nuestro gran patrocinador. Ya saben.
Si quieren saber más sobre lo que hacen. www
.fractal .com www .fractal .com Y sobre todo.
Muchas gracias a ustedes. Que están ahí escuchándonos.
Y nos vemos muy próximamente. Chao. Hasta luego.
Gracias.