Per explicar el que passa en el món de l’electricitat sovint ens referim a les lleis hidràuliques per fer més visible el fenomen. Així, el voltatge elèctric és la pressió del líquid, la intensitat en ampers és el cabal. Per tant no és d’estranyar que en algunes explicacions fem servir símils hidràulics, perquè les lleis son similars.

En el debat sobre l’apagada de la xarxa elèctrica ibèrica van sortint conceptes com potència ferma, generadors síncrons, energia reactiva, inèrcia elèctrica, generació gestionable, desequilibri de subministrament… i es fa difícil per la gent seguir el debat. Aquí hi ha una espècie de glossari amb alguns dels conceptes necessaris.

Energia gestionable. Ens referim a la tecnologia que pot variar la generació elèctrica per ajustar-se a la demanda. Tots sabem que a la nit hi ha menys consum d’electricitat. Per exemple dijous, un dia feiner normal, la potència que el sistema necessitava a les 4 del matí era de 20.000 MW, mentre que  a les 21:15 va ser de 29.480 MW. Per tant, el sistema ha d’anar variant la seva generació per ajustar la generació a la demanda. Cada dia l’operador del sistema REE calcula les necessitats per a cada moment del dia següent. Sota aquestes hipòtesis el mercat elèctric decideix el preu de cada hora en base a les ofertes de les diferents tecnologies. De totes elles, la generació hidràulica és la que millor ajust té, perquè obre o tanca la vàlvula de la central i s’adapta. La generació de cicle combinat amb gas pot modular la seva potència tancant la vàlvula de gas sempre que estigui dintre dels seus paràmetres d’eficiència, més o menys entre un 50 i un 100% de la seva potència. L’energia nuclear és la que té més dificultat per ajustar la producció, car baixar la potència implica perdre eficiència, el combustible es gasta de forma menys homogènia, provocant desigualtats i afectant eficiència i el programa de recàrrega de combustible. Finalment hi ha les energies renovables eòlica i fotovoltaica que poden reduir la seva potència de forma electrònica, forçant menys eficiència, i es poden desconnectar fàcilment de la xarxa si convé. Una central nuclear amb 1.000 MW equival a 200 centrals fotovoltaiques de 50 MW, per la qual cosa son molt més gestionables les energies renovables que l’energia nuclear.

Potència ferma. Amb aquesta definició es refereix a la generació elèctrica que prové de grans generadors, una imatge comercial. Intuïtivament vol dir que és molt forta. Normalment aquest argument ve acompanyat de dir que es genera amb  generadors síncrons, que tenen molta inèrcia. Els grans generadors, com els nuclears tenen conjunts turbina de vapor-generador amb un pes de 5 tones girant a 1.500 rpm i radis que poden tenir fins a 2 m en algun punt. Això els dona molta inèrcia, però cal posar-la en referència a la potència que aporta. Una turbina de central nuclear té una gran inèrcia de 10.000.000 kg.m² i una inèrcia efectiva a la xarxa de 120 s. Mentre que una  turbina eòlica marina de 15 MW amb pales de 235 m. té una inèrcia efectiva de 1,9 s. Per generar els mateixos 1.000 MW es necessiten 67 aerogeneradors, que poden estar connectats amb inversors grid-forming o, millor, tenir generadors síncrons, amb una resposta de resiliència important i amb completa gestionabilitat de 67 unitats.

Inversors Grid-forming. Les energia fotovoltaica es genera en corrent continu, per la qual cosa necessita un inversor electrònic que la transformi en corrent alterna. En parcs renovables de més de 2 MW han de complir els buits de tensió: han de mantenir el contacte amb la xarxa fins 15 s. amb una caiguda de tensió de fins el -80% lliurant potència variable. També han d’aguantar des de 51 Hz i fins a 48 Hz per assegurar que la xarxa no caigui. Les renovables de més de 5 MW han de seguir les ordres de REE per regulació secundària, pujant i baixant potència. La majoria d’inversors fotovoltaics i moltes de les bateries domèstiques normalment funcionen si funciona la xarxa. Si no hi ha tensió a la xarxa no poden funcionar, i el dilluns de l’apagada no es van poder subministrar amb electricitat pel seu autoconsum. Es diuen inversors Grid-Following. Els nous inversors Grid-Forming permeten generar la freqüència i la tensió i treballar de forma aïllada de la xarxa. En la nova estructura de xarxa renovable seran imprescindibles perquè aporten una inèrcia al sistema superior a la dels grans generadors síncrons.

Energia activa i reactiva. L’energia reactiva, al contrari de l’energia activa (llum calor, moviment) que és l’energia útil, és un component de l’energia elèctrica derivat de l’ús d’equips amb bobines (motors, transformadors, llums fluorescents…). La seva presència comporta problemes a la xarxa com pèrdues elèctriques, anant i tornant entre generadors i receptors, augmentant el corrent total que circula pels cables i generant pèrdues per efecte Joule (calor). L’energia reactiva ocupa espai a la xarxa, fent-la més petita. És com una artèria que té colesterol i es fa més petita. L’excés de reactiva pot provocar caigudes de tensió, manteniment de la tensió (Oscar Puente s’hi va referir fa setmanes en les línies de tren AVE els 22 i 23 abril). Com veurem, una mala gestió de reactiva pot provocar que la xarxa entri en ressonància i sigui catastròfica. Els generadors síncrons tenen la capacitat de netejar la reactiva de la xarxa, però els generadors digitals (inversors) la tenen menor. Per tant, una xarxa fotovoltaica necessita que tinguin un complement condensador a la xarxa per mantenir-la neta d’energia reactiva. Així com la generació del nord d’Espanya combina parcs fotovoltaics i eòlics, amb turbines hidràuliques, cicles combinats i centrals nuclears, amb facilitat per controlar la reactiva que genera el territori, per sota el paral·lel 40 la generació fotovoltaica no té aquesta compensació i necessita que la xarxa disposi d’elements condensadors o compensadors síncrons per adaptar-se, cosa que no té. 

Generador síncron i asíncron. Aquests alternadors tenen la velocitat de rotació sincronitzada amb la freqüència de la tensió de la xarxa, fent que la màquina mantingui una velocitat constant. Tenen un sistema d’excitació que alimenta al rotor. Un dels avantatges d’aquests generadors és el control de l’energia reactiva mitjançant la regulació de l’excitació. Això possibilita injectar o absorbir energia reactiva de la xarxa, sent condensadors síncrons, estabilitzant la xarxa. Un generador síncron manté la tensió estable encara que variï la seva càrrega (demanda) i té molta facilitat per sincronitzar-se a la xarxa ajustant la freqüència i la tensió abans de connectar. Per contra els asíncrons no tenen aquesta capacitat i connecten a la xarxa amb inversors electrònics.

Ressonància. En una xarxa elèctrica la ressonància es produeix quan els elements inductius (bobines de motors i transformadors) i capacitatius (condensadors) d’un circuit interactuen de manera que, a una determinada freqüència (de ressonància) provoca oscil·lacions excessives de tensió o corrent dins la xarxa. La ressonància, tant si és en sèrie com en paral·lel, pot fer que en un punt i moment determinat deixi de passar corrent, amb un augment sobtat d’intensitat, sobreescalfant components de la xarxa o amb un augment sobtat de tensió, desequilibrant els circuits elèctrics.

Aquest fenomen és un gran desconegut pel públic en les xarxes elèctriques. Imaginem ara que, per culpa de la ressonància, deixi de passar corrent. Per entendre el concepte, en una xarxa hidràulica que hi ha un flux en una direcció, si de cop aquest flux s’atura, xoca contra la vàlvula que l’ha aturat i gira en sentit contrari, trobant el flux que venia. Es superposen dos fluxos, creant el que s’anomena un cop d’ariet, un gran xoc que pot destrossar la canonada. Per evitar-lo, en les centrals hidroelèctriques de molt desnivell es posa una xemeneia d’equilibri per compensar l’ona quan la central ha de tancar urgentment la vàlvula de l’aigua que alimenta la turbina perquè s’ha quedat desconnectada de la xarxa. Doncs una ressonància podria haver creat un cop d’ariet elèctric, en una ona que s’hagués estès per tota la xarxa.

Recordem que a una bona part del territori tenim una generació notablement fotovoltaica amb poc control de reactiva, ni possibilitat d’emmagatzemar, ni de compensar amb energia gestionable convencional.

Emmagatzemar. Avui la màxima capacitat d’emmagatzemar electricitat es fa amb les centrals de turbina bomba. Aquestes centrals (a Catalunya Estany Gento) tenen dos vasos d’aigua, un de superior i un altre inferior. Quan la xarxa té necessitat d’electricitat l’aigua del vas superior es turbina cap el vas inferior, generant electricitat. Al revés, quan a la xarxa li sobre electricitat, l’aigua del vas inferior es bombeja cap el vas superior, consumint electricitat. Tot i que a molta gent els sembla una bajanada, el rendiment d’aquestes centrals és molt elevat, del 75% i és la millor tecnologia per emmagatzemar grans quantitats d’energia elèctrica. En el moment de l’apagada la xarxa estava bombejant (emmagatzemant) 3.000 MW. El potencial per emmagatzemar a Catalunya és de més de 6.000 MW en centrals reversibles basades en pantans existents, per exemple entre Sau i Susqueda, essent clau en el desplegament renovable. Alhora cal impulsar la inversió en bateries de gran potència o de petites industrials i domèstiques en autoconsum que disposin d’inversors Grid-Forming. El PNIEC preveu 23.000 MW al 2030.

Interconnexions. Tenir bones interconnexions és clau per estabilitzar una xarxa. Treballar en illa implica que cada fallada que hi ha té un risc de fer caure la xarxa. Espanya té poca interconnexió amb Europa, uns 3.000 MW amb França i 2.000 MW amb Portugal que, de fet, és el mateix espai elèctric. Les connexions que hi ha amb França a Catalunya son per la línia de Coll d’Ares a 380 kV i per la nova MAT per la Jonquera que funciona amb corrent continu, havent de transformar 2.000 MW d’alterna a corrent continu i després de continu a alterna. Es sospita que aquesta connexió sofisticada pot haver tingut alguna cosa a veure amb l’apagada. Ara hi ha un nou projecte de connexió amb França  al País Basc per mar i fa molts anys que es parla d’una línia pel Pirineu central. Però França no està interessada en fer aquestes connexions.

Gestor de la xarxa. La xarxa té un número de requisits tècnics que algú defineix. Des de coses tan bàsiques com quina és la freqüència i la tensió màxima i mínima, com quines han  de ser les proteccions de cada central per assegurar la xarxa o quines son les tecnologies que han d’estar en el mix de generació en cada moment. Algunes normes tècniques les obliga el Ministeri corresponent, però les d’acció diària les executa REE. Ella és qui decideix quanta energia fotovoltaica hi ha cada dia, quanta electricitat s’exporta o s’importa, quanta energia hidràulica hi ha, quant bombeig es fa servir, quantes centrals nuclears son imprescindibles, quants cicles combinats han d’estar en marxa, i quants parcs fotovoltaics o eòlics han d’estar aturats (el curtailment). Aquest ajust és dinàmic, a mesura que la xarxa va evolucionant i les noves tecnologies permeten més recursos. Si hi ha algun responsable clar de la xarxa és REE, amb una experiència històrica notable. Quan manca o sobre energia, ho resolen les centrals que estan en regulació primària, son les que tenen marge per generar més o menys electricitat de forma automàtica. Després entra la regulació secundària que son les centrals que poden variar la càrrega en segons. Finalment entren les centrals en regulació terciària que estan de guàrdia per entrar en uns quants minuts.

Generació de preus. Quan el gestor de la xarxa ha determinat quines tecnologies intervenen en la generació de demà, el responsable del mercat, OMIE, posa en marxa la llotja de preus elèctrics de forma que cada empresa i tecnologia va entrant quantitat i preu horari de menys a més preu. Aquests valors han de casar amb la compra d’electricitat. Les dues corbes, la d’oferta i la de demanda es troben en un punt que és el preu que comprarà i obtindrà tothom, és el mercat marginal.

Però a aquest preu s’hi ha de sumar altres preus com els de regulació secundària que ajusta la potència per mantenir l’equilibri entre generació i demanda. És la part de programació que ha escapat al gestor, la part de programació que no s’ajusta exactament a la realitat. Aquest servei es paga fora del mercat diari. També hi ha els pagaments per restriccions tècniques a generadors que son obligats a produir per garantir la seguretat i estabilitat del sistema. Per exemple a Barcelona gairebé sempre hi ha una central de cicle combinat de gas en marxa per garantir el subministrament de la ciutat.

Aquests components, preu de mercat, regulació secundària, pagaments per capacitat, pagaments per restriccions tècniques, ajudes insulars, pagament per distribució i transport elèctrics, amortització de dèficits anteriors i bo social, fa que el component dels peatges sigui una part important de la factura elèctrica.

Tenir preus de mercat per sota del llindar de rendibilitat, preus zero o negatius durant moltes hores no permeten el retorn de les inversions, fent que algunes empreses entrin en pèrdues importants que poden acabar amb fallida econòmica, frenant el camí de la transició energètica perquè els inversors o els bancs no vegin clar el futur retorn de la inversió. Una solució seria impedir que es faci dumping, obligant que el preu  ofertat mínim sigui el de l’amortització de la central, solució que no agradarà a moltes empreses del sector.