#22 es algo que hace toda Europa. Y yo no diría que son subvenciones ya que no las pagamos los ciudadanos lo paga el sistema eléctrico en el que participan todos, generadores, distribuidores, transportista y consumidores y que se paga solidariamente en función de la potencia. Ya que, aunque son peajes que se pagarían por la energía del importe que ellos se descuentan y se carga al resto de la potencia, en el termino fijo.
En proporción pagará más un consumidor! Estacional como una bodega que mantiene mucha potencia contratada todo el año pero solo la utiliza un corto periodo, que un doméstico que mantiene un consumo potencial bastante más estable a lo largo del año.
Yo no creo que esté mal el sistema, lo que no se entiende es que todo el mundo tenga los mismos peajes y que en los momentos en que nos sobra electricidad éstos sean más caros y por tanto se desincentive el consumo en esas horas.
#15 Hay una subasta anual (esto va a cambiar, hay borrador para actualizarlo), en esa subasta los consumidores proponen unos escalones de potencia a desconectar y un precio por cada uno. La subasta se hace por nudo de la red (cada consumidor tiene afección a determinados nudos).
Se van casando los consumidores al menor precio posible y al final de la subasta queda cuadrado cómo se remunerará el SRAD cada año en cada nudo.
Se les retribuye por disponibilidad y por activación. Por disponibilidad simplemente cobran por estar listos para desconectar y por activación cobran por cada hora que han desconectado cada bloque (mínimo de 1MW).
Por ejemplo: Un alto horno tiene 10 hornos de 5MW y lleva a subasta todos. El primero de ellos le oferta precio muy bajo, el segundo un poco más alto y así sucesivamente. Al final la casación dice que sólo 3 han sido adjudicatarios y todos cobran el mismo precio. Lo que significa que REE ha cuadrado potencia suficiente para deslastrar al precio, cuando menos, inferior al que ofertó el 4º del ejemplo.
Luego empieza a cobrar por la disponibilidad de esos tres hornos, a razón de x€/MW y día.
El consumidor puede elegir ciertos días al año para no participar en el SRAD, son días que no puede parar o días que está parado y no podría reducir.
En el momento que se necesita reducir consumo, REE a través del Centro de Control manda consigna de parada, es una consigna para cada bloque y con un %. Al menos hay que reducir eso. Imagina que recibe Bloque 1: 50% / Bloque 2: 50% / Bloque 3: 0% ==> Tendría que reducir la potencia un valor inferior a B1 2,5MW / B2 2,5MW / B3 0MW.
Y cobraría y€/MW reducido por cada hora que esté activado.
#5 Francamente, creo que no tiene mucho que ver, lo primero por la diferencia de tiempos entre ambos hechos, pero sobre todo, porque aunque Von der Leyen haya acordado con Trump la compra de una barbaridad de energía fósil a EE.UU. y la inversión de empresas europeas allí, creo que no se puede llevar a cabo en el marco normativo comunitario. La energía no la compra la Comisión, ni siquiera los propios estados, lo hacen las empresas y en el marco de la libre competencia no se puede obligar a tener proveedores de un determinado país, se pueden prohibir ciertos orígenes, pero no exigir unos concretos. Lo mismo sucede con la inversión en EE.UU.
Aunque al final parezca un mal acuerdo, si no hay obligación de cumplirlo, como creo, no es tan mal acuerdo, realmente son sólo fuegos artificiales.
#13 La interrumpibilidad ya no existe, ahora hay un sistema mediante subastas que se llama SRAD, sistema automático de regulación de demanda. Es algo bastante mejor y automático.
#8 Es una medida común a toda la industria electrointensiva europea.
Existía antes y se dejó en un limbo durante un año, pero como estaba el COVID y los precios bajos no tuvo impacto, cuando entró la guerra de Ucrania se aprobó con urgencia y ahora se ha intentado prorrogar por dos veces pero ambas ha sido tumbado por PP+VOX, Junts y Podemos.
Hay que recordar que:
1- El precio de la electricidad en ámbitos industriales tiene un impacto enorme en la productividad y en la competitividad y más en los electrointensivos. De media en España el 30% de coste de fabricación de un producto es electricidad (algo como el vino, por ejemplo) y en el caso de electrointensivos mucho mayor.
Para mejorar la competitividad no hay que echar más horas que un sereno, hay que reducir el ratio costes/ingresos.
2- Tiene un impacto directo en los empleos ya que sin esta reducción se eliminan tajos de mayor consumo eléctrico en los momentos en que los peajes son más caros. Y éstos son en los horarios que queremos los trabajadores trabajar. A las 1 de la mañana es mucho más barato que las 13h. Aunque la energía a las 13h es infinitamente más barata, pero el consumidor paga más. Con esta medida se corrige esta diferencia.
3- Además esta medida permite convertir otras industrias de alta demanda energética, pero fósil, en eléctrica (casi sin emisiones), como los procesos térmicos. Sin estas medidas la descarbonización no tiene rédito económico y sólo se puede hacer por imposición y ante la imposición las industrias prefieren la deslocalización.
#21 Las baterías se han de declarar desde siempre, es parte de las obligaciones que hay implícitas en el Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión, se registran y legalizan todas las instalaciones eléctricas. Esto viene desde 2002 e incluso antes.
#16 No. Es una tecnología totalmente madura que se está instalando masivamente en otros países como Reino Unido, Australia, California, Texas, Chile y China.
No, no es cara, cada día se abarata más, pero ahora mismo es suficientemente barata para desarrollarse sin subvenciones y siendo rentable aportando grandes ventajas al sistema.
No, no tiene un elevado impacto ambiental. En el lugar de extracción del litio sí, pero inferior al de los combustibles fósiles que va a sustituir y, además, al ser un mineral altamente reciclable se creará una economía circular que controlará su impacto.
#5 El RD está enfocado a que los generadores renovables las instalen, ahora mismo hay barreras administrativas que lo dificultan. Esto va desde los huertos grandes, a las instalaciones medianas distribuidas y, también los autoconsumos.
Según leo en la noticia publicada en 20 minutos: El barco transportaba unos 3.159 coches, de los cuales eran 681 híbridos y 65 eléctricos puros [...] por motivos que se desconocen por el momento
Es decir 2% eléctricos, 21% híbridos, 76% combustión. No se sabe el motivo, pero se pretende culpar al 2% de los vehículos que allí habían y se obvia el 98% restante o, incluso al propio barco que, también, era de combustión.
#52 En LEMUR la inercia nuclear se mide en (energía cinética de turbinas nucleares / energía que aporta la nuclear) por lo tanto no debe variar. Y si estoy equivocado, debe variar en todos los momentos del día o deben variar de igual manera otras tecnologías. No lo hace.
Además fijate como en la publicación de LEMUR baja la inercia de la nuclear sin que haya desconexión de nuclear alguna. Si puedes, por favor, revisa los comentarios de su publicación de LinkedIn y verás las dudas que despierta el PowerPoint de LEMUR ente muchos profesionales que hacen preguntas concretas, también por el origen de los datos y la metodología, que se desconoce por no haberse publicado el informe. También se ve que han neteado turbinas y bombeos hidro en vez de sumarlos, no han incluido los ciclos combinados, ni el aporte de las interconexiones.
#13 Nadie está frenando la fotovoltaica, a pesar que se publique una y otra vez. Hay menos radiación y hay varios nudos comprometidos por motivos ajenos a la operación (están modificado las subestaciones, ver BOEs de hace unos meses) y hay que restringir los accesos.
#8 La inercia no puede bajar así. ¿Qué instalación inercial se desconectó? ¿Sabes que la inercia se aporta sólo por el hecho de estar conectado y no por la potencia que se entregue a la red?
#6 El estudio no es público y el adelanto contiene errores de bulto que se han trasladado públicamente al grupo que lo publica sin dar respuesta. Ver su post en Linkedin, está enlazado en el artículo que citas.
#20 No es así. Cuando montamos compensadores síncronos mecánicos en las instalaciones renovables (es para pasar de MPE a MGES) éstos no entregan energía a la red, es más, en una fotovoltaica por la noche consumen de la red. El sincronismo lo aportan por las toneladas de metal girando de manera síncrona con la red, de modo que oponen resistencia cuando la red tiene a cambiar de frecuencia. Eso sucede con los ciclos combinados o las hidroeléctricas que, por el hecho de estar arrancados y acoplados aportan sincronismo.
Por ese motivo no es conocida la inercia de la red. Conocemos la potencia entregada por cada tecnología, pero hay otras que están, pero no inyectan. Y no lo hacen gratis, ojo. Los ciclos cobran por su disponibilidad. Los únicos que han dicho que se operaba por debajo de la inercia recomendada es el grupo LEMUR de la Universidad de Oviedo. Su informe tiene elementos para dudar de él y mucho. Por ejemplo ¿Porqué varía la inercia aportada por las nucleares antes del apagón si no se desconecta ni reduce carga ninguna hasta el blackout? La verdad es que en Linkedin, dónde lo han hecho público, hay muchas preguntas lanzadas por profesionales del sector y todavía no hay respuesta a nada. Sobre todo ¿De dónde salen los datos de origen y qué metodología usan para llegar a los resultados? Todo es un misterio más allá del titular, de hecho el informe no es público, sólo el powerpoint.
Así que, no sabemos la incercia que tenía la red, sólo lo sabe REE ya que no es un dato público, se puede estimar pero no saber y, por lo que manifiesta REE y por los efectos con los que se dispararon las plantas, la frecuencia no fue un problema, aunque osciló, pero siempre dentro de los margenes permitidos.
#18 Lo del 30% no está demostrado. La inercia la aportan las instalaciones generadores por el hecho de estar conectadas, no necesitan generar, sólo estar "enganchadas".
La inercia es un concepto que es la "fuerza" que opone la red a modificar la frecuencia nominal. La desconexión de las instalaciones generadoras se hizo por subtensión o debido a que cayó la red a la que se conectaban. Es más, si ves las publicaciones de Kiko Llaneras en el País con los gráficos de frecuencia verás que en el momento mínimo fue de 48 Hz. Las instalaciones no se desconectan a esa frecuencia ya que el tarado de protecciones según los PO de REE y los MT de las NNPP de las distribuciones fijan el 81m en 47,49Hz.
Te recomiendo que eches un ojo a estas publicaciones que hace Luis Badesa en Linkedin resumiendo los datos ciertos que se van conociendo sobre el apagón y las suposiciones que hace su grupo de investigación de la Universidad. Hace una clara diferencia entre hechos y suposiciones, no así la Universidad de Oviedo que afirma lo del 30% como cierto cuando es imposible que lo sepa y no lo justifica o lo hace mal y ya se lo han hecho saber.
#2 La mayoría de equipos desde 2020 están preparados. En UK es obligatorio desde entonces, nadie fabrica un equipo para un sólo mercado así que los fabricantes se adaptaron ya entonces.
Si la aplicación de la EU es igual que la de UK, la de Chile, Austria o California, los equipos están listos, sólo hace falta una actualización de firmware y activarlo.
En EU llevamos varios años debatiendo el borrador de Reglamento Grid Forming. En España 18 meses.
No obstante la falta de inercia parece que no ha sido el problema del apagón.
#4 ENTSO-E y todos los expertos han descartado un problema de frecuencia o inercia. Además por el hecho de estar conectadas ya aportan inercia, aunque no generen.
#3 Esa noticia es falsa, o cuando menos no es cierta. Para aportar inercia mecánica al sistema no hace falta generar, solo que la instalación esté conectada y engranada girando, así aportará resistencia. Si las turbinas hidroeléctricas están conectadas estarán aportando toda su inercia aunque generen al 5%.
La inercia mecánica la ponen las toneladas de acero girando de los volantes, no los MW de potencia entregados.
#13 Las fotovoltaicas en la práctica son "pastos" refugio de muchas especies que fuera están amenazadas por la actividad agrícola: Arados, herbicidal, pesticidas, ... Fauna, avifauna, plantas, hongos, insectos, ...
Son islas de vida en comparación con las fincas agrícolas de su alrededor.
La Consejería de Industria explica a EL PAÍS que en estas seis plantas —la séptima todavía tiene que hacer modificaciones— el arrendamiento del 86% del suelo de los parques ha sido acordado de forma voluntaria entre la promotora y los propietarios, mientras que en las líneas de evacuación —que enlazan los parques con la red eléctrica— el acuerdo alcanza el 80,5% de la superficie. “Los olivos afectados por Declaración de Utilidad Pública (DUP) rondan los 13.000 [del total de los 36.022 afectados]; en ningún caso la cifra de 100.000 olivos se ajusta a la realidad”, apuntan. Además, señalan que “ni los propietarios de las parcelas, ni ninguno de los ayuntamientos presentaron alegaciones, y los informes ambientales han sido todos favorables”.
¿Qué tiene que ver la ultraderecha? “SOS Rural sale de la Fundación Ingenio, una entidad de las grandes empresas alimentarias murcianas, y que pretende liderar un movimiento agrarista muy conservador que se enfrente a las renovables”, continúa Fresco. “Hay movimientos similares en toda Europa, impulsados por la extrema derecha, que explotan la dicotomía entre urbanitas progres y el campo que mantiene las esencias”, añade. Un portavoz de SOS Rural, por su parte, responde que son apolíticos y que se reúnen con todos los grupos parlamentarios.
En proporción pagará más un consumidor! Estacional como una bodega que mantiene mucha potencia contratada todo el año pero solo la utiliza un corto periodo, que un doméstico que mantiene un consumo potencial bastante más estable a lo largo del año.
Yo no creo que esté mal el sistema, lo que no se entiende es que todo el mundo tenga los mismos peajes y que en los momentos en que nos sobra electricidad éstos sean más caros y por tanto se desincentive el consumo en esas horas.