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La irrupción de las fuentes de generación mediante energías renovables es un hecho que supone grandes beneficios, no sólo para el medio ambiente sino también para la sociedad

La Unión Eléctrica Europea

Juan Peña de Juana. SMA Solar Technology AG14/02/2013
Hace ya tiempo que España es miembro de la Unión Europea, una unión económica y política que cada año resiste los envites que amenazan su destrucción. La crisis económica mundial, la deuda griega, la burbuja inmobiliaria o el resurgir del nacionalismo belga son varios ejemplos que minan desde dentro su estabilidad. Sin embargo hay otros factores que pasan desapercibidos.
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La Unión Europea es también una unión eléctrica. La frecuencia de la red es de 50 Hz tanto en Cádiz como en Praga, sin apenas variaciones locales. Los operadores de los sistemas eléctricos tienen que saber casar la demanda con la generación a fin de que la frecuencia se mantenga constante. Una desviación brusca de la frecuencia en cualquier lugar de Europa puede causar la caída de todo el sistema, por lo que el control de la frecuencia no ha de realizarse localmente sino a nivel europeo, tal control se lleva realizando desde hace tiempo para la generación convencional.

La irrupción de las fuentes de generación mediante energías renovables es un hecho que supone grandes beneficios, no sólo para el medio ambiente sino también para la sociedad, al garantizarse una generación local independiente de agentes externos y potenciar la creación de empleo fuera de las grandes ciudades, evitándose así la despoblación del medio rural. Todas estas ventajas son indudablemente de aplicación para las instalaciones de generación basadas en la tecnología fotovoltaica, a las que hay que añadir las ventajas de la generación distribuida y la posibilidad de consumir lo que se genera.

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La penetración de la fotovoltaica en Europa varia de un país a otro, desde Alemania con sus casi 20 GW hasta Portugal con menos de 400 MW. Cada país define diferentes umbrales de frecuencia de tal forma que las instalaciones fotovoltaicas se deben desconectar de la red siempre que la frecuencia los supere.

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Como se puede observar en la presente tabla, el umbral de frecuencia máxima es o, con perdón, era tendencialmente menor en varios países europeos que en España y Portugal, donde es 0,8 Hz superior que en Alemania. Esto cambia a tenor del conocido problema de los 50,2 Hz.

Aunque parezca descabellado, la peculiaridad del sistema eléctrico peninsular obliga a que los operadores del sistema, REE y REN tengan cuidado y mucho con las desviaciones de frecuencia. Una súbita desconexión de un generador podría implicar la saturación de la interconexión con Francia con la consiguiente separación del sistema eléctrico peninsular del europeo. Es decir, se crearían dos redes independientes con frecuencias no síncronas cuyo acoplamiento distaría mucho de ser sencillo.

Para compensar las desviaciones de frecuencia existe el concepto de la regulación primaria. Un generador convencional modifica su potencia de salida frente a desviaciones de frecuencia, a fin de minimizar la diferencia entre generación y consumo. La reserva primaria de la red europea ronda los 3 GW.

Hasta abril del 2011 en Alemania, las instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia no fueron tomadas en cuenta en las estrategias para el control y la garantía de seguridad del sistema. En situaciones críticas, por ejemplo cuando la frecuencia supera los 50,2 Hz, la práctica totalidad de las instalaciones fotovoltaicas debían desconectarse de la red. Una desconexión masiva de la potencia instantánea, de entre unos 10 y 20 GW, causaría una gran disminución de la frecuencia, la cual no podría compensarse rápidamente mediante la regulación primaria. Si los operadores de los sistemas eléctricos no reaccionan a tiempo para estabilizar la frecuencia esto podría causar el colapso del sistema, como sucedió en buena parte de Europa Occidental en noviembre del 2006.

Para evitar tal riesgo, la publicación de la VDE AR N 4105 implica un aumento del umbral de desconexión por frecuencia máxima de 50,2 Hz a 51,5 Hz e introduce una regulación de la potencia activa en función de la frecuencia, tal y como muestra la siguiente figura.

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De tal manera, cuando la frecuencia sobrepase los 50,2 Hz las instalaciones fotovoltaicas no se desconectan instantáneamente sino que reducen su potencia paulatinamente para evitar disminuciones bruscas en la frecuencia. Otros países han decidido seguir el ejemplo alemán para garantizar la seguridad del sistema.

El reciente Real Decreto 1699/2011 para instalaciones de pequeña potencia fija el umbral de desconexión por máxima frecuencia en 50,5 Hz, inferior al existente actualmente. Esta disminución choca claramente con la tendencia actual más allá de los Pirineos y pone en peligro la estabilidad del sistema eléctrico. Además el borrador del P.O.12.2 especifica un umbral de desconexión por máxima frecuencia de 51,5 Hz para la Península y de 52 Hz para los SEIE (Sistemas Eléctricos Isleños y Extrapeninsulares). No deja de ser cuanto menos curioso la falta de inconsistencia entre el requisito puesto por el Ministerio y la exigencia por parte de Red Eléctrica Española, empresa responsable de la seguridad del sistema y, por tanto, de la regulación de la frecuencia.

El Plan de Energías Renovables define un objetivo de 7.250 MW de fotovoltaica para el 2020, aproximadamente el doble de lo instalado en la actualidad. La desconexión masiva de los nuevos 3.500 MW superaría y por mucho la capacidad de transporte de las líneas de interconexión con Francia con su consiguiente saturación. Dejaríamos de ser una península para ser una isla.

Es pronto para valorar la aceptación del balance neto por parte de los consumidores, pero no hay que negar su influencia en el despegue de las instalaciones de pequeña potencia. La participación activa de las instalaciones fotovoltaicas de pequeña potencia en el mantenimiento de la estabilidad de la red es una opción que los inversores actuales incorporan. Tal opción es indispensable cuando la presencia de la energía fotovoltaica en el mix de generación es relevante, como es el caso de España. Su utilización no presenta además ningún efecto adverso e implicaría una disminución de los costes de adaptación a futuro debido a una hipotética retroactividad. No sería la primera vez.