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Autorizada la entrega de la tesis de máster del alumno/a:
Berta de Navas Gutiérrez
EL DIRECTOR
Pablo Frías
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
EL TUTOR
César Martínez
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Tesis
Michel Rivier
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ANÁLISIS DEL IMPACTO DE LA INTEGRACIÓN MASIVA DE ENERGÍAS
RENOVABLES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
AUTOR: Berta de Navas Gutiérrez
MADRID, Septiembre 2010
RESUMEN España ha integrado con gran éxito las energías renovables en los últimos años gracias a
una política estable basada en un esquema de apoyo tipo “feed in tariff” con cargo a los
consumidores de electricidad , así ha llegado a ser unos de los países líderes en energías
renovables junto a Alemania y a Dinamarca y está en camino de cumplir los objetivos
que le han sido encomendados en la Directiva de Promoción de Renovables para el año
2020.
España conseguirá cumplir los objetivos para el año 2020 llegando a producir más del
40% de la energía eléctrica a partir de energías renovables, en su mayoría energía
eólica.
En este trabajo se realiza un análisis de cómo afecta esta integración masiva de energía
renovable, centrándose en una energía no gestionable como es la eólica, al sistema
eléctrico español, caracterizado actualmente por la caída de la demanda sufrida en los
últimos años y como consecuencia, el exceso de capacidad instalada, además de ser un
sistema eléctricamente aislado, debido a la poca capacidad de interconexión con Europa
a través de Francia.
Se hace un análisis cualitativo de cómo afecta esta integración a distintos aspectos del
sistema a partir de recopilación de información obtenida de distintas fuentes. ya que la
integración masiva de energía no gestionable afecta a z los siguientes aspectos del
sistema, el transporte y la distribución, los servicios de ajuste, el mercado diario y la
generación convencional.
También se realiza un análisis cuantitativo a partir de una simulación de la operación
del mercado, de la que se obtienen la energía producida y la probabilidad de que cada
tecnología marque precio en el mercado. Esta simulación se realiza suponiendo que se
instalen los 40000 MW de energía eólica estimados en el año 2020.
A partir del análisis cualitativo las principales conclusiones que se obtienen son las de la
necesidad de mejorar las interconexiones en España; la de introducir medidas para la
gestión de la demanda, incluida la introducción del coche eléctrico; la necesidad de
disponer de suficiente reserva térmica debido al aumento de la energía que se gestiona a
través de los servicios de ajuste, proporcional al aumento de energía eólica; asegurar la
inversión y rentabilidad de generación térmica, debido a que con el aumento de las
energías renovables se produce la disminución del hueco térmico y del precio medio del
mercado diario, lo que pone en peligro dichas inversiones necesarias para la seguridad
de suministro a largo plazo.
El análisis cuantitativo demuestra que instalando la potencia prevista de renovables en
2020, se cumplen las estimaciones de cobertura de demanda siendo la energía eólica la
primera tecnología, también se comprueba como disminuye el hueco térmico como se
esperaba debido a la prioridad de despacho de las renovables, lo que afecta a la
rentabilidad de los ciclos combinados.
Otra de los resultados que se obtienen es que en el año 2020 se podría cubrir un parte de
la demanda sólo con energías renovables, lo que da una idea de la importancia que
adquirirán las energías renovables en los futuros escenarios.
ABSTRACT
Spain has successfully integrated renewable energy in recent years thanks to a stable
policy framework based on a "feed in tariff” support, charged to consumers of
electricity. That is how it has become one of the leading countries in renewable energy
along with Germany and Denmark and is on track to meet the objectives that have been
mandated in the Directive to Promote Renewable by year 2020.
Spain will get to meet the objectives for year 2020 to produce over 40% of electricity
from renewables, mostly wind power.
In this thesis is made an analysis of how the massive integration of renewable energy
affects, focusing on a manageable energy as wind, the Spanish electricity system,
currently characterized by the sustained drop in demand in recent years and
consequently excess capacity, in addition it is an electrically isolated system, due to lack
of interconnection capacity with Europe through France.
A qualitative analysis of how this integration affects different aspects of the system
from gathering information from different sources is done getting to the conclusion that
massive unmanaged energy integration affects the following aspects of the system,
transmission and distribution, unbalancing services, the daily market and conventional
generation.
It is also done a quantitative analysis of a simulation of the market operation, which
gain the energy produced and the probability that each technology on the market price
tag. This simulation is done assuming that the 40 000 MW of wind power estimated are
installed at 2020.
From the qualitative analysis the main results obtained are: the need to improve
interconnections in Spain, the introduction of demand management, including the
introduction of the electric car; the need to have sufficient thermal reserve, because the
energy that runs through the adjustment services is increased, proportional to the
increase in wind energy; ensure investment and profitability of thermal generation,
because with the increase of renewable energy the working hours of the thermal
capacity decreased; and the daily average market price decreases, which puts at risk the
investments necessary for the safety of long-term supply.
The quantitative technical analysis shows that if it is installed the renewable power
expected by 2020, the estimations are true and wind power will be the first technology
in covering the demand, also is proving a decrease of working hours for conventional
thermal capacity as expected due to the priority of dispatch for renewables, what will
affect the profitability of conventional thermal generation.
Another of the results obtained is that in 2020 part of the demand could be covered only
with renewable energy, which gives an idea of the importance of renewable energy will
become in future scenarios.
INDICE
1.1 INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN EL SISTEMA ........... 2
1.2 OBJETIVOS ....................................................................................................... 4
1.3 METODOLOGÍA Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO ............................ 6
2. SITUACIÓN ACTUAL DE LAS RENOVABLES .............................................. 7
2.1 ESCENARIO ACTUAL EN ESPAÑA .............................................................. 7
2.2 ESCENARIO ACTUAL EN EUROPA ........................................................... 14
2.3 CONCLUSIONES ............................................................................................ 20
3 ANÁLISIS CUALITATIVO ................................................................................. 22
3.1 REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN............................................ 22
3.2 SERVICIOS DE AJUSTE ................................................................................ 25
3.3 PRECIO DEL MERCADO DIARIO ............................................................... 41
3.4 IMPACTO EN EL ACTUAL MIX DE GENERACIÓN ................................. 46
3.5 CONCLUSIONES ............................................................................................ 53
4. ANÁLISIS CUANTITATIVO ............................................................................. 56
4.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO ..................................................................... 56
4.2 HIPÓTESIS Y JUSTIFICACIÓN .................................................................... 60
4.3 RESULTADOS ................................................................................................ 61
4.4 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................... 65
4.5 MECANISMOS DE MERCADO .................................................................... 69
4.6 REPARTO DEL SOBRECOSTE ..................................................................... 74
4.6 CONCLUSIONES ............................................................................................ 76
5. CONCLUSIONES ................................................................................................ 77
6. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS ................................................................. 79
ANEXO 1 ................................................................................................................... 81
INDICE DE FIGURAS
Figura 1 Mix de producción de electricidad año 2020. Fuente: MITYC ......................... 1 Figura 2 Factor de utilización de potencia eólica instalada 2005-2009. Fuente REE ...... 3 Figura 3 Desvío programa generación eólica 2009. Fuente REE ..................................... 3 Figura 4 Evolución potencia instalada eólica 1998-2009. Fuente AEE ........................... 7 Figura 5 Potencia instalada en España a 31 de Diciembre 2009. Fuente REE ................. 8 Figura 6 Evolución de la cobertura de la demanda por energía eólica. Fuente AEE ....... 8 Figura 7 Cobertura de la demanda 2009. Fuente REE ..................................................... 9 Figura 9 Intercambios internacionales 2010. Fuente REE ............................................. 12 Figura 10 Energía renovable en Europa. Fuente EWEA ................................................ 15 Figura 11 Nueva capacidad instalada Europa 2009. Fuente EWEA .............................. 16 Figura 12 Potencia eólica instalada en Europa final 2008. Fuente EWEA .................... 17 Figura 13 Interconexiones europeas. Fuente ENTSOE .................................................. 17 Figura 14 Evolución potencia instalada eólica e hitos regulatorios en Alemania. Fuente BWE ................................................................................................................................ 18 Figura 15 Evolución potencia eólica instalada en Alemania 2010-2020. Fuente BWE . 19 Figura 16Evolución energía eólica en Dinamarca ens.dk ............................................... 20 Figura 17 Capacidad interconexión España .................................................................... 24 Figura 18 Interconexiones en 2016 ................................................................................. 24 Figura 19 Curva de demanda con la introducción coche eléctrico. MOVELE. Fuente: [IDAE10] ........................................................................................................................ 25 Figura 20 Producción programada y medidas liquidadas de régimen especial eólico y térmico no renovable. REE ............................................................................................. 26 Figura 21 Error de previsión eólica. Fuente: [FRON09] ................................................ 27 Figura 22 Eror de previsión para un parque eólico. Fuente: [FRON09] ........................ 28 Figura 23 Sesiones de mercado intradiario. OMEL ....................................................... 28 Figura 24 Energía gestionada en los servios de ajuste, 2009. REE ................................ 30 Figura 25 Servicio de restricciones.Fuente: [CARB09] ................................................. 31 Figura 26. Relación entre producción eólica y energía en restricciones técnicas Elaboración propia datos REE ........................................................................................ 32 Figura 27 Producción eólica y reserva secundaria año 2009. Elaboración propia datos REE ................................................................................................................................. 34 Figura 28 Relación entre desvíos eólica y reserva terciaria. Elaboración propia datos REE ................................................................................................................................. 35 Figura 29 Ratio de requerimiento REE ........................................................................... 38 Figura 30 Causas de la limitación de potencia por parte de REE ................................... 40 Figura 31 Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Fuente: [ENER10] .......................................................................................................... 42 Figura 32 Curva de oferta ............................................................................................... 43 Figura 33 Precio medio mercado diario. Abril 2009- Marzo 2010. Fuente: [OMEL10] 45 Figura 34 Estudio de correlación potencia eólica frente demanda ................................. 57 Figura 35 Estudio de correlación potencia hidráulica frente demanda ........................... 57 Figura 36 Diagrama de bloques del modelo WISTA ..................................................... 59 Figura 37 Cobertura de la demanda año 2020 ................................................................ 62 Figura 38 Curva monótona de carga año 2020 ............................................................... 63 Figura 39 Curva de demanda mercado ........................................................................... 72 Figura 40 Propuesta reparto de costes de soporte de la curva de aprendizaje de las energías renovables. Fuente [APPA10] .......................................................................... 75
INDICE DE TABLAS Tabla 1 Costes por tecnologías. Fuentes del sector ........................................................ 61 Tabla 2 Tiempo que cada tecnología marca precio año 2020 ......................................... 61 Tabla 3 Energía producida año 2020 .............................................................................. 61 Tabla 4 Energía por tecnología año 2009 ....................................................................... 65 Tabla 5 Costes fijos pendientes de recuperar .................................................................. 65 Tabla 6 Precio medio final de la energía, Junio 2010. REE ........................................... 67 Tabla 7 Capacidad de reserva según tecnología. Foro Nuclear 67 Tabla 8 Potencia instalada de régimen ordinario 2009. REE ......................................... 68 Tabla 9 Mecanismos de mercado .................................................................................... 74
1. INTRODUCCIÓN El panorama actual del sector eléctrico está determinado por las medidas para reducir
las emisiones de CO2 y la dependencia energética exterior y de los combustibles fósiles.
Una de las medidas empleadas más comunes es la de la implantación de energías
renovables. En Europa el objetivo para el año 2020 es llegar a producir un 20% del
consumo de energía final a través de fuentes de energía renovables, Directiva
2009/28/EC.
En España, se ha apostado fuertemente por el desarrollo de las renovables, y se estima
que para el año 2020 la producción eléctrica a partir de energías renovables llegará a
representar el 43% de la producción, como se ve en la figura 1, (Compromisos
internacionales y Planificación Indicativa de la Generación). De este 43% la principal
tecnología por su competitividad y madurez, corresponderá con la eólica.
Figura 1 Mix de producción de electricidad año 2020. Fuente: MITYC
1
1.1 INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN EL SISTEMA
Las características de la generación eólica hace que se una tecnología de difícil
integración. Sus principales características son:
Alta variabilidad en participación de la cobertura de la demanda
Comportamiento de la generación eólica no acorde con la demanda del sistema
Prioridad de despacho
Mayor requerimiento para la generación convencional
Dificultad de predicción para horizontes de más de 24 h
Desconexiones masivas de generación eólica ante perturbaciones en la red que
ocasionan huecos de tensión, actualmente en menor medida.
P.O. 12.3 instalaciones posteriores a 1/12/08 adecuados
tecnológicamente. Prórroga hasta 1/1/2010 para adecuarse.
Generación eólica no gestionable (RD 661/2007), lo que implica que no puede
participar en los servicios de ajuste del sistema.
Ofrecen servicios de control de tensión:
Complemento por energía reactiva
Obligación de mantener un factor de potencia para evitar cambios
bruscos de tensión.
El factor de utilización media de energía eólica esta alrededor del 25 %, como se
observa en la figura 2 donde se representa la curva de factor de carga de la potencia
eólica instalada de los años 2005-2009, dónde se ve que el factor de utilización para un
disponibilidad mayor del 90 % está por debajo del 10 %, lo que implica que la potencia
eólica instalada necesita un gran porcentaje de potencia convencional de respaldo.
2
Figura 2 Factor de utilización de potencia eólica instalada 2005-2009. Fuente REE
Otro de los problemas de la energía eólica, son los desvíos que se producen del
programa de generación, figura 3, lo que implica la necesidad de reserva tanto a subir
como a bajar, lo que ha provocado que en ocasiones se haya agotado la reserva a bajar
teniendo que desconectar las instalaciones eólicas de la red por excedente de generación
no integrable en el sistema.
Figura 3 Desvío programa generación eólica 2009. Fuente REE
3
El problema a solucionar es cómo integrar en el sistema un contingente considerable de
generación de incorporación prioritaria cuya disponibilidad es aleatoria, de localización
libre y que, ante situaciones de inestabilidad, se desconecte del mismo, obligando al
resto de generación a incrementar su cuota de participación en los servicios
complementarios del sistema, imprescindibles para su buen funcionamiento.
Es necesario establecer unas condiciones, técnicamente realizables, que permitan a la
generación eólica participar adecuadamente en la gestión del sistema. Mejoras de
programas de predicción de la producción, modificaciones de diseño en las máquinas o
dotación de elementos a nivel de subestación que permitan soportar las perturbaciones
normales del sistema, participación en los servicios complementarios, etc.
1.2 OBJETIVOS
El objetivo de este estudio es realizar un análisis de cómo va a afectar al sistema
eléctrico español la integración masiva de energías renovables, en su mayoría energía
eólica.
Como se acaba de describir la energía eólica es una energía no gestionable y con errores
de predicción, lo que hace que sea más difícil su integración. Por esto se desea realizar
un análisis de los problemas que supone su integración, y los sobrecostes que suponen
para el sistema.
Para ello se analizarán de forma cualitativa los siguientes aspectos:
Redes de transporte y distribución: una de las características de la energía eólica es su
localización, ya que deben encontrarse dónde este el recurso eólico y no tiene por qué
coincidir con la demanda de electricidad, de manera que es importante desarrollar una
red capaz de transportar la electricidad desde los puntos de generación hasta los puntos
de consumo.
También es importante mejorar las redes de distribución ya que la mayor parte de la
producción se corresponde con generación distribuida, lo que implica que deben
4
mejorar las redes técnicamente para poder controlar mejor los flujos crecientes debido
al aumento de la producción. Esto se puede lograr a través de las “smarts grids”.
Otro aspecto de la distribución que puede ayudar a la integración de las renovables es la
gestión de la demanda, para ajustarla a la producción real y así hacer un uso más
eficiente de la electricidad. En este sentido el coche eléctrico puede ayudar a lograr ese
objetivo al poder así ajustarse más a la producción y ayudar a aplanar la curva de
demanda.
Servicios de ajuste: debido a la difícil previsión de la producción eólica, se producen
desvíos respecto a la demanda prevista. Esto implica que aumenta la necesidad de
energía disponible para los servicios de ajuste, en concreto la energía empleada en las
restricciones técnicas es mayor a mayor producción eólica, debido a la necesidad de
programar un número suficiente de grupos térmicos a mínimo técnico para contar con la
suficiente reserva rodante, al igual que la reserva terciaria que es proporcional a los
desvíos de eólica.
Así es importante mejorar los métodos de predicción y extender las posibilidades de
contratación en los mercados intradiarios en tiempo real hasta el momento más próximo
al de entrega (“gate closure”) ya que cuánto más cercano al momento de producción las
predicciones, son más exactas.
Cómo va a variar el precio del mercado eléctrico diario: Al tener la energía eólica
prioridad de despacho y unos costes variables casi nulos existirá una afección al precio
del mercado, y también a la distribución de los precios, ya que previsiblemente
disminuirán las horas con precios altos al aumentar la producción de eólica, y habrá
muchas horas con precios nulos.
Esta nueva distribución de precios puede afectar a la generación convencional, sobre
todo a las unidades pico cuyos beneficios están en función de las horas de precios altos
que haya, por lo que se hace también una revisión de los distintos tipos de mercado
existentes para asegurar las rentabilidad de estas centrales.
5
La generación convencional: la integración de energías renovables hará que sea
necesario que exista una mayor capacidad de respaldo a la generación que asegure un
correcto funcionamiento del sistema, debido a su intermitencia.
También se realiza un análisis cuantitativo a partir de los resultados obtenidos de una
simulación para el año 2020, para ver cómo puede afectar esta integración a la
operación del mercado y al resto del sistema.
1.3 METODOLOGÍA Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO
El análisis realizado se divide en dos partes, primero se presenta un análisis cualitativo
de cómo afecta la integración masiva de energías renovables, centrándose en la energía
eólica, al ser la energía mayoritaria y además no gestionable. El análisis se centra en los
aspectos más afectados como son el transporte y la distribución, los servicios de ajuste
regulados por el operador del sistema español, REE, el mercado diario y por último con
respecto a la generación convencional.
En análisis cuantitativo se realizará a partir de la simulación de un posible escenario
para el año 2020, teniendo en cuenta las previsiones de aumento de capacidad instalada
de energías renovables la suficiencia del actual parque generador de régimen ordinario,
al margen de las inversiones planteadas actualmente debido a la reducción de la
demanda y la sobrecapacidad instalada que permite mantener el margen de reserva en
una valores adecuados.
6
2. SITUACIÓN ACTUAL DE LAS RENOVABLES A continuación se realiza una descripción general del sistema eléctrico español y de la
situación de las energías renovables actualmente así como una visión general en Europa
de este tipo de tecnologías.
2.1 ESCENARIO ACTUAL EN ESPAÑA 2.1.1 Evolución energía eólica en España En España, la energía eólica ha crecido hasta ser uno de los principales países
productores de energía eólica a nivel mundial. En la figura 4 se ve la evolución que ha
desarrollado el sector.
Figura 4 Evolución potencia instalada eólica 1998-2009. Fuente AEE
Así la eólica ha crecido hasta convertirse en la segunda tecnología por potencia
instalada en España, muy por encima del resto energías renovables. En la figura 5 se ve
la distribución por potencia instalada en España a final de 2009.
7
19%
4%
11%
24%
18%
8%
12%4%
Eólica
Solar
Resto R.E.
Ciclo combinado
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel/gas
Figura 5 Potencia instalada en España a 31 de Diciembre 2009. Fuente REE
Con respecto a la cobertura de demanda, cómo se aprecia en la figura 6, se ha producido
también una evolución constante por parte de la eólica.
Figura 6 Evolución de la cobertura de la demanda por energía eólica. Fuente AEE
Cómo se ve en la figura 7 en el año 2009 destaca el aumento del peso de las energías
renovables que han cubierto, según datos provisionales, el 26% de la demanda, frente al
24% del 2008. Analizando este dato por tecnologías, se observa que el mayor
crecimiento en potencia instalada lo registran la eólica y solar cuyas aportaciones a la
demanda se han elevado al 13% y 3% respectivamente. En el otro extremo se sitúan los
grupos de carbón que han reducido su producción un 25,8% cubriendo apenas el 12%
de la demanda, dando lugar a que por primera vez en la historia la energía eólica supere
a la de carbón en la cobertura de la demanda.
8
13%
3%
14%
29%
9%
19%
12% 1%
Eólica
Solar
Resto R.E.
Ciclo combinado
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel/gas
Figura 7 Cobertura de la demanda 2009. Fuente REE
Se prevé que para el año 2020 la potencia instalada de energía eólica alcance los 36.5
GW
Figura 8 Previsión evolución potencia instalada en España. Fuente [ENTS10]
2.1.2 Marco regulatorio español
Las claves del éxito de la tecnología eólica en España se basan en un marco regulatorio
estable y en el esfuerzo por parte del operador del sistema por asegurar su integración,
lo que ha permitido cumplir los objetivos de llegar a los 20000 MW de eólica instalados
en el año 2010.
El marco regulatorio respecto a las energías renovables es un marco estable que ha
conseguido incentivar adecuadamente a su implementación. La normativa española
vigente se basa en Real Decreto 436/2004, Real Decreto Real Decreto 661/2007 y Real
9
Decreto-ley 6/2009, que afecta a la generación del régimen especial, en el que se
incluyen las energías renovables y la cogeneración.
Los principales puntos del marco regulatorio son:
Define como régimen especial la cogeneración de alta eficiencia y las energías
renovables.
Dentro de las energías renovables, la energía eólica se encuentra en el grupo b2,
dentro de él:
Grupo b2.2 instalaciones eólicas en tierra
Grupo b2.2 instalaciones eólicas en mar territorial
Las instalaciones deben tener una potencia menor de 50 MW
La licencia de instalación corresponde a las autoridades regionales
Estas competencias son transferidas al Gobierno central cuando:
La potencia instalada es superior a 50 MW
La localización afecta a más de un región
Está ubicada en el mar
Prioridad de acceso a la red de transmisión y distribución
Inscripción en un control de generación, como un centro de despacho conectado
al operador del sistema.
Todas las instalaciones con una capacidad mayor de 10 MW deben estar
conectadas a un centro de control o establecer uno por su cuenta.
La información que se manda al operador del sistema y la órdenes deben
ser ejecutadas en tiempo real.
Esta obligación es una condición necesaria para percibir la tarifa o la
prima.
Las instalaciones eólicas deben cumplir ciertos requisitos de respuesta frente un
hueco de tensión.
El productor de energía eólica tiene dos opciones de vender la energía:
A una tarifa fija regulada.
Ofertar en el mercado, a través de un contrato bilateral o de un contrato a
futuros. De esta forma percibe el precio del mercado más una prima
establecida por el Gobierno, con unos valores límites superior (cap) e
inferior (floor).
10
La integración de la eólica no es fácil debido a la escasez de interconexiones lo que hace
que España sea un sistema aislado y sea más difícil gestionar sus desvíos y los
problemas ocasionados por la desconexión por huecos de tensión.
Por esto REE, ha establecido distintos requisitos que exigen a los nuevos parques
eólicos que sean capaces de aguantar los huecos de tensión y que gestionen sus desvíos.
Además son pioneros en el control de los parques eólico con un Centro de Control de
Régimen Especial CECRE, único en el mundo de estas características. Con esta
herramienta de gestión de las energías renovables, España se convierte en el primer país
del mundo en tener todos sus parques eólicos de más de 10 MW conectados a un centro
de control, mediante el cual se gestiona y controla la generación de todos los
productores de energías renovables instalados. El CECRE puede enviar instrucciones de
modificación del factor de potencia para solucionar problemas de tensión tanto en la red
de transporte cómo en la de distribución.
2.1.3 Interconexiones
Con respecto a las interconexiones. España es un sistema aislado, ya que su
interconexión con Europa a través de Francia representa sólo el 3% de la demanda,
siendo su capacidad de 1400 MW. Está previsto realizar una interconexión con Francia
en corriente continua, Vic Santa Llogaia-Baixas que aumentará la capacidad de
interconexión.
Además de con Francia, España cuenta con conexiones con Portugal y Marruecos.
Siendo la capacidad de importación total de España de 3300 MW, capacidad que
debería aumentar para poder mantener la seguridad del sistema.
En la figura 9 se muestran los intercambios internacionales en España.
11
Figura 9 Intercambios internacionales 2010. Fuente REE
2.1.4 Requisitos energía eólica
Para poder integrar toda la energía eólica que se quiere instalar, se deben cumplir ciertos
requisitos:
1. Acercar en lo posible el funcionamiento de la generación en régimen especial al del
régimen ordinario, logrando una mayor capacidad de gestión al aplicar las posibilidades
de las nuevas tecnologías eólicas emergentes y por otro el alto grado de integración en
el sistema que se persigue.
2. Imponer a las máquinas instaladas actualmente y a las futuras la exigencia de soportar
los huecos de tensión asociados a cortocircuitos y limitar el consumo de potencia activa
y reactiva durante la perturbación (de acuerdo a lo requerido por el Procedimiento de
Operación 12.3 por afectación a la seguridad del sistema).
Dichas exigencias a las máquinas resultaban factibles y similares a las que ya se estaban
exigiendo en otros países de nuestro entorno eléctrico que también apuestan por un alto
grado de implantación de energía eólica.
12
3. Integrar de forma obligatoria las instalaciones en centros de control de generación,
interlocutores del operador del sistema y, en su caso, de los gestores de la red de
distribución, y responsables del cumplimiento de sus consignas (control de producción,
control de tensión, etc) de acuerdo con el Procedimiento de Operación 3.7
“Programación de la generación renovable no gestionable”.
4. Participar en la solución de restricciones técnicas y servicios complementarios
5. Determinar los procedimientos y organismos competentes para avalar el
cumplimiento de los requisitos exigidos a los parques eólicos.
6. Establecer los periodos transitorios de adecuación necesarios.
Por otra parte, el estudio de integración de la generación eólica a nivel peninsular
ibérico realizado por REE, también concluyó con la necesidad de recomendar un nivel
de adecuación técnica homogéneo en todo el sistema peninsular tanto español como
portugués. Asimismo, se definieron los requisitos técnicos de respuesta frente a huecos
de tensión que deben cumplir los parques eólicos (Procedimiento de Operación 12.3).
Está en estudio un escenario de 29.000 MW de potencia eólica instalada en el horizonte
2016 con objeto de obtener los requisitos mínimos y los desarrollos de red necesarios
para alcanzar dicho nivel de integración eólica manteniendo la seguridad del sistema.
En relación con los requisitos técnicos necesarios, se está evaluando:
- La necesidad de que los aerogeneradores realicen una regulación rápida de la tensión
durante los huecos y recuperación de los mismos a la vez que los nuevos
aerogeneradores inyecten niveles de corriente reactiva superiores.
- La necesidad de regulación potencia-frecuencia y los aspectos relacionados con la
disminución de inercia en el sistema debida a la progresiva presencia de convertidores
electrónicos.
- La participación en el amortiguamiento de las oscilaciones interáreas del sistema.
13
En relación con el desarrollo del estudio se esperan obtener las siguientes conclusiones:
- Una red de transporte planificada para el horizonte 2016 suficiente para poder instalar
los 29.000 MW de generación eólica.
- No se espera límite por desconexión de generación de tipo eólico por huecos de
tensión con el 100% de adecuación técnica de dicha generación.
- Con el conjunto de requisitos técnicos que se deriven del estudio en curso, se pretende
que no existan otras limitaciones de producción asociadas a las tecnologías de
aerogeneradores y de convertidores electrónicos, de modo que las limitaciones de
producción eólica que puedan aparecer estén restringidas a la gestionabilidad del
recurso.
- Resolución de aspectos relativos a la provisión de servicios complementarios:
• Posible limitación de generación eólica en la situación de valle para garantizar las
reservas necesarias para asegurar la cobertura de la demanda (necesidad de aumento
de las instalaciones de bombeo).
• Valoración de las necesidades de reservas para cubrir el aumento esperado en los
desvíos en la previsión y en la variabilidad de la producción.
2.2 ESCENARIO ACTUAL EN EUROPA A través de la Directiva de Energías Renovables de la Unión Europea, se establecen las
normas para que el 20% del consumo energético de la UE sea de origen renovable. En
la práctica la Directiva establece la obligatoriedad de objetivos para cada uno de los
países de la UE.
El objetivo del 20% significa que más de un tercio de la energía eléctrica tiene que venir
de fuentes renovable en 2020, siendo en 2006 del 16%. Se espera que para el año 2020
la energía eólica supere a la energía hidráulica como primera fuente de energía
renovable. En la figura 10 se ve la evolución de las distintas energías renovables en
Europa.
14
En los siguientes años es necesario construir nueva capacidad para reemplazar las
plantas antiguas y cumplir con el aumento de demanda prevista. Para ellos es necesario
que Europa desarrolle un nuevo y moderno modelo de suministro energía renovable y
un sistema de transporte capaz de mantener los nuevos objetivos.
Figura 10 Energía renovable en Europa. Fuente EWEA En términos de nueva capacidad, se ha instalado más energía eólica que cualquier otra
tecnología en los dos últimos años. En 2009 el 39% de la nueva potencia instalada fue
energía eólica, 10136 MW de energía eólica fueron instalados, un 235 más que en el
año 2008, de los cuales 9581 MW fueron onshore y 582 MW offshore.
En la figura 11 se indica la nueva potencia instalada de todas las tecnologías, dónde se
ve cómo la energía eólica es la primera en potencia nueva instalada.
15
Figura 11 Nueva capacidad instalada Europa 2009. Fuente EWEA
Europa es el líder en producción de energía eólica mundial. Alemania, España y
Dinamarca son los principales países productores, cómo se ve en la figura 7.
Alemania es el primer país en potencia instalada de energía eólica, con 23903 MW de
potencia instalados, mientras que Dinamarca es el primer país por cobertura de la
demanda mediante producción eólica con sólo 3180 MW instalados, pero con un
cobertura de la demanda en el año 2009 del 21%. Estos países se deben tomar como
referencia en el estudio de la integración de energía eólica a la red.
También destacan otros países como Reino Unido, Francia, Italia, Holanda o Portugal,
figura 12. En el resto de países la energía eólica no está apenas desarrollada.
16
Figura 12 Potencia eólica instalada en Europa final 2008. Fuente EWEA
Cómo se ha comentado anteriormente, uno de los puntos clave para la correcta
integración de energías renovables intermitentes cómo la energía eólica, es la existencia
de una buena red de interconexiones internacionales. En este caso, a diferencia de
España, países como Dinamarca y Alemania son países muy bien conectados, figura 13,
lo que les permite poder integrar mejor la energía eólica, aún así es necesario mejorar
las interconexiones.
Figura 13 Interconexiones europeas. Fuente ENTSOE
17
2.2.1 Energía eólica en Alemania
Alemania es el primer país productor de energías renovables con una capacidad
instalada de energía eólica de 23903 MW, con una cobertura de la demanda de 7 % en
el año 2009.
La base del éxito de la energía eólica en Alemania es la Ley de Fuentes de Energía
Renovables (Erneuerbare-Energien-Gesetz / EEG), que entró en vigor en el año 2000.
Cómo se ve en la figura 10 donde se relaciona el crecimiento de la potencia eólica
instalada con los distintos cambios regulatorios.
Bajo la regulación del EEG la electricidad producida de fuentes renovables tiene
prioridad para conexión a la red, tanto en la red de distribución cómo de transmisión, y
en el despacho de energía. Además, los operadores de la red están obligados a
suministrar la electricidad de origen renovable y comprarla a un precio mínimo en su
área de suministro. La regulación introduce también un amplio esquema para igualar los
costes incurridos por los operadores de la red, ya que la cantidad de energía renovable
alimentada a la red varía en las distintas regiones.
Figura 14 Evolución potencia instalada eólica e hitos regulatorios en Alemania. Fuente BWE
18
La tarifa para energía eólica es fija para un tiempo comprendido entre 5 y 20 años, 5
años para aquellas instalaciones con muy buenas condiciones, y 20 años para aquellas
con condiciones más desfavorables.
Desde el año 2009 las tarifas para las nuevas instalaciones en tierra decrecen cada año
un 1%, mientras que para las instalaciones en mar, cobran una tarifa de 13 cent/kWh
más un plus de 2 cent/kWh si entran en funcionamiento antes de 2015. Estas tarifas
disminuirán un 5% anual a partir del año 2015.
Los operadores de la red además de estar obligados a suministrar y comprar la energía a
un precio mínimo, deben ampliar la red y optimizar la red existente. Además, se
establece una bonificación para introducir mejoras en la compatibilidad con la red en las
nuevas turbinas. Se establece una tarifa especial para sustituir turbinas de más de 10
años de antigüedad con nuevas turbinas con un mínimo del doble de potencia.
También establece la posibilidad de poder vender la producción en el Mercado eléctrico
con una base mensual.
Las previsiones de crecimiento de la energía eólica en Alemania estiman que para el año
2020 la capacidad instalada en tierra puede llegar a los 45000 MW y en mar a los 10000
MW, figura con una generación aproximada de 150 TWh/año cubriendo el 25% de la
demanda. Esto implica la necesidad de mejorar su red, reforzando sus interconexiones,
y mejorar los sistemas de gestión de demanda y de almacenamiento de energía eléctrica.
Figura 15 Evolución potencia eólica instalada en Alemania 2010-2020. Fuente BWE
19
2.1.2 Energía eólica en Dinamarca
La energía eólica se ha desarrollado considerablemente en Dinamarca desde los años
80, llegando tener 3163 MW instalados de los cuales 631 MW son offshore. Con esta
capacidad se llegó a cubrir el 21% de la demanda en el año 2009.
En Dinamarca se encuentra un caso importante de estudio, como es la isla Bornholm,
situada al sur de Suecia con quien está unida mediante un cable submarino de 135 kV.
El 30% de la energía consumida en la isla se corresponde con la energía eólica
producida. El sistema eléctrico es similar al resto de sistemas del país, con la diferencia
de que el sistema puede entrar en operación cuando el cable de conexión con Suecia
está fuera de servicio.
Figura 16Evolución energía eólica en Dinamarca ens.dk
2.3 CONCLUSIONES España ha conseguido integrar con éxito las energías renovables dentro del sistema
eléctrico en los últimos años, convirtiéndose en uno de los principales países a nivel
mundial en este sector. Esto se ha logrado gracias a:
- Un marco regulatorio, basado en subvenciones a través de tarifas que han
asegurado la rentabilidad de estas instalaciones, además de ser una regulación
estable que ha dado la seguridad necesaria a los inversores.
- El esfuerzo por parte del operador del mercado español de integrar este energía,
con medidas como el CECRE que permite controlar la energía correspondiente
al régimen especial, al igual que los procedimientos de operación y requisitos
20
técnicos que se han establecido para este tipo de tecnologías y ha permitido una
mejor integración de esta energía.
Además de España en Europa se ha avanzado también mucho en este sentido siendo los
principales exponentes Alemania y Dinamarca. El primero por ser el país con mayor
potencia de energía eólica instalada, gracias a las medidas regulatorias de fomento de
energías renovables. En el caso de Dinamarca, destaca por la alta cobertura de la
demanda por parte de la energía eólica, lo que supone un ejemplo de integración de
energías renovables.
21
3 ANÁLISIS CUALITATIVO Este análisis cualitativo se centra en el estudio de los principales aspectos del sistema
eléctrico que se ven afectados por esta integración masiva de energía renovable,
centrándose en la energía eólica. Se realiza a partir de recopilación de información de
distintas fuentes.
3.1 REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN
Una de las características de la energía eólica es su localización, ya que las instalaciones
deben ubicarse donde esté el recurso eólico y no tiene por qué coincidir con la demanda
de electricidad, de manera que es importante desarrollar una red capaz de poder
transportar la electricidad desde los puntos de generación hasta los puntos de consumo.
La mayoría de la producción renovable se encuentra conectada a las redes de
distribución, en el caso de la generación eólica, el 50% se encuentra conectado a la red
de transporte lo que es superior a la media, que se encuentra alrededor del 30%
conectado a la red de transporte.
Además también es importante mejorar las interconexiones con el resto de países de
manera que sea más fácil controlar los desvíos producidos por la eólica. Así se puede
ampliar la capacidad de exportación de manera que se pueda mejorar la
comercialización de energía con otros países.
La energía eólica moderna se ha convertido en una fuente atractiva de energía eléctrica
y son muchos los países que cuentan con planes ambiciosos para ampliar la capacidad
eólica con el objeto de cubrir una parte importante de sus necesidades eléctricas. Con el
fin de ayudar a estos países a preparar las redes para la expansión de la energía eólica
que se producirá durante las próximas décadas, existen dos desafíos principales:
• Asegurar la nueva capacidad de transmisión suficiente, y
• Asegurar el soporte dinámico a la red.
Esta política sobre redes no aborda otros desafíos importantes como el manejo de los
balances de potencia y energía y otras cuestiones relacionadas con el mercado eléctrico.
22
Las recomendaciones de esta política sobre redes serán aplicables en un gran número de
países, en menor medida en otros, dependiendo del nivel de desarrollo específico o de
los requisitos locales. Durante los próximos 10-20 años, la integración de la energía
eólica a gran escala se adentrará en una nueva era. Las recomendaciones deben
contemplarse como una serie de diversas cuestiones que es necesario abordar con el fin
de facilitar la integración de la energía eólica a gran escala.
Deben utilizarse muchas medidas diferentes para hacer frente a los desafíos técnicos de
la integración de la energía eólica a gran escala. Es importante tener en cuenta que la
adaptación de las redes a la energía eólica moderna lleva más tiempo que la
construcción de parques eólicos. Como resultado de ello, son esenciales tanto la
planificación a largo plazo como la rápida adopción de medidas, al igual que la voluntad
de emprender acciones de carácter más inmediato cuando éstas resulten necesarias.
La construcción de las líneas de transmisión necesarias, por ejemplo, es un proceso que
lleva su tiempo y que debe iniciarse rápidamente para contribuir a la implementación de
la energía eólica a gran escala. El uso extendido de vehículos eléctricos como
dispositivos de carga controlables, e incluso de dispositivos de almacenamiento,
constituye otro ejemplo de medida para apoyar la implantación de la energía eólica a
gran escala que necesita tiempo para materializarse.
A medida que los países comienzan a adaptar sus redes eléctricas a las energías
renovables modernas, también deben ser conscientes de que las nuevas instalaciones de
transmisión son necesarias no sólo para allanar el camino de cara a la integración de la
energía eólica a gran escala, sino también debido a la costosa necesidad de actualizar,
renovar o reestructurar las instalaciones de transmisión ya existentes. En resumen,
independientemente de las energías renovables modernas, muchos países necesitan
invertir en el desarrollo de sus redes. Esta política sobre las redes recomienda que lo
hagan teniendo en mente las tecnologías de las energías renovables modernas.
Actualmente en España la capacidad de interconexión es del 3,9 % por debajo del 10 %
fijado como objetivo por el Consejo Europeo (Barcelona 2002), figura 17. Por ello es
necesario aumentar la capacidad de interconexión para facilitar la integración de energía
de origen renovable.
23
Figura 17 Capacidad interconexión España
En los próximos años está planeado mejorar las interconexiones con Marruecos y con
Francia, lo que mejorará la capacidad de interconexión, figura 18.
Figura 18 Interconexiones en 2016
También es importante mejorar las redes de distribución ya que la mayor parte de la
producción se corresponde con generación distribuida, lo que implica que deben
mejorar las redes técnicamente para poder controlar mejor los flujos crecientes debido
al aumento de la producción. Esto se puede lograr a través de las “smarts grids”.
24
Otro aspecto de la distribución que puede ayudar a la integración de las renovables es la
gestión de la demanda, para ajustarla a la producción real y así hacer un uso más
eficiente de la electricidad.
Por el lado de la demanda, la variabilidad de los recursos renovables podría ser, al
menos parcialmente, compensada mediante una mayor flexibilidad de la demanda. La
utilización de telecontrol de determinados consumos (por ejemplo, equipos de
calefacción o de frío en los sectores domésticos, servicios y pequeña industria) o de
equipos de acumulación de energía (por ejemplo, bombeo, baterías, etc) podrá no sólo
evitar o desplazar una parte del consumo, sino aportar capacidad de generación en las
horas de menor producción renovable.
En este sentido el coche eléctrico puede ser una gran ayuda en la gestión de la demanda,
recargando las baterías en las zonas de valle, lo que ayudaría a disminuir el ratio de
demanda.
Figura 19 Curva de demanda con la introducción coche eléctrico. MOVELE. Fuente: [IDAE10]
3.2 SERVICIOS DE AJUSTE
La variabilidad del recurso eólico implica que éste sea difícil de predecir, lo que afecta a
las predicciones de generación de cada central provocando desvíos respecto a la
generación real.
25
Para la operación del sistema la integración de la producción renovable significa:
- Necesitar mayor capacidad de regulación
- Utilizar más las energías de regulación
- Resolver más restricciones
- Interrumpir producción renovable (energía vertida)
Y, por tanto, un incremento del coste de operación del sistema.
En la figura 20 se representa los desvíos en los que incurre la energía eólica en
comparación con la generación térmica no renovable de régimen especial, durante el
mes de enero de 2010. En la gráfica también están representadas la programación de la
producción eólica frente a la producción medida, y la programación de la producción
térmica no renovable frente a la media. Se observa como la producción térmica es más
constante que la eólica a lo largo del mes, además que la diferencia entre la producción
medida y la programada es mayor en el caso de la eólica como se comprueba con la
representación de los desvíos.
Figura 20 Producción programada y medidas liquidadas de régimen especial eólico y térmico no
renovable. REE
26
La dificultad de previsión de la producción eólica es un factor clave en los desvíos
generados por la eólica.
Este error que se comete en la predicción depende principalmente del horizonte
temporal en el que se realiza la predicción. Como se ve en la figura 21, dónde se
muestra el límite de confianza en los errores de previsión dependiendo del período
considerado; se demuestra que según se reduce el horizonte temporal el pronóstico
mejora, siendo significativo cuando el periodo de tiempo es inferior a las 3 horas. Aún
así con una previsión de una hora el error permanece.
Figura 21 Error de previsión eólica. Fuente: [FRON09]
Además de cómo varía el error respecto al horizonte temporal, si se comparan los
errores de previsión para un solo molino comparado con un conjunto, se observa un
efecto “cartera”. Es decir los errores de previsión son menores teniendo en cuenta un
conjunto de centrales que una central sola, esto es debido a que si por ejemplo en un
molino se produce una desviación negativa en su producción, puede ser que en otro
molino se produzca una desviación de sentido contrario compensando el error.
Así se ve en la figura 22 dónde se comparan los errores de previsión para un molino de
45 MW (izquierda) con el error de previsión para un conjunto de 11 molinos (derecha),
con un horizonte temporal de 1 hora, dónde se ve que el margen de error para este
último es mucho menor.
27
Figura 22 Eror de previsión para un parque eólico. Fuente: [FRON09]
La mayoría de la generación eólica acude al mercado diario y para compensar sus
desvíos acude al mercado intradiario.
Los actuales mercados intradiarios, figura 23, implican horizontes de H-3 a H-7, lo que
no sirve para que los eólicos ajusten sus programas, surgiendo un desvío que debe
gestionar el OS mediante los servicios de ajuste.
Figura 23 Sesiones de mercado intradiario. OMEL
Esto se podría solucionar con sesiones más frecuentes del mercado intradiario (p.e., H-
1), lo cual:
- Permitirían a eólicos y comercializadores ajustar su programa y evitar desvíos
28
- Fijarían precios más próximos al tiempo real y reducirían la necesidad de
intervención del OS
Con respecto a la reserva del sistema, se comprueba que para estos horizontes, la
incertidumbre de la energía eólica implica un mayor requerimiento de reserva caliente.
Por lo que el acoplamiento de grupos térmicos adicionales podría ser necesario para
garantizar la cobertura de la demanda.
3.2.1 Mercados de servicios de ajuste del sistema
Bajo el concepto de mercados de servicios de ajuste del sistema se agrupa un conjunto
de mecanismos de carácter competitivo gestionados por el operador del sistema. Los
servicios de ajuste comprenden las restricciones técnicas, los servicios complementarios
y la gestión de desvíos generación-consumo. Los servicios complementarios incluyen la
regulación frecuencia-potencia (primaria, secundaria y terciaria), la gestión de desvíos
de generación y consumo, el control de tensión de la red de transporte y la reposición
del servicio.
En términos económicos, el conjunto de mercados de servicios de ajuste del sistema
tiene una incidencia muy reducida sobre el coste del suministro eléctrico. Sin embargo,
son vitales para garantizar la seguridad y la calidad del suministro eléctrico. La
liquidación de los servicios de ajuste y de la gestión de desvíos generación-consumo, es
realizada por el operador del sistema.
Como se ve en la figura 24, los servicios de ajuste que mayor energía gestionan en
España son las restricciones técnicas y la regulación terciaria.
29
Figura 24 Energía gestionada en los servios de ajuste, 2009. REE
Solución de restricciones técnicas
Con posterioridad a cada una de las sesiones de los mercados diario e intradiario y
teniendo en cuenta los contratos bilaterales, cuya ejecución diaria le ha sido
comunicada, el operador del sistema ejecuta el proceso de solución de restricciones
técnicas. Para ello, analiza los programas de las unidades de producción y los
intercambios internacionales previstos, a fin de garantizar que el suministro de energía
eléctrica se puede realizar con las adecuadas condiciones de seguridad, calidad y
fiabilidad y en su caso, que se hayan resuelto previamente todas las posibles
restricciones técnicas identificadas.
Las centrales de generación deben haber presentado previamente al operador del
sistema ofertas específicas de energía a subir y a bajar, para ser utilizadas en el proceso
de solución de restricciones técnicas. Este proceso consta de 2 fases.
En la primera, del proceso de solución de restricciones, se redespachan (a subir y/o a
bajar) unidades de generación y/o de consumo de bombeo para aliviar las posibles
restricciones técnicas existentes, contemplando los escenarios del caso base, y también
los resultantes de un fallo simple y los correspondientes a fallo múltiple, líneas doble
circuito con longitud > 30 km y fallo consecutivo de grupo generador y línea de
interconexión de área. En esta primera fase, los redespachos a subir se liquidan en base
al precio de la oferta especifica de restricciones, mientras que los redespachos a bajar
son liquidados en base al precio del mercado diario; es decir, se produce una anulación
del programa redespachado a la baja.
30
En la segunda fase del proceso de solución de restricciones, también denominado
proceso de cuadre, se llevan a cabo nuevas reprogramaciones de unidades de generación
y de consumo bombeo, con objeto de equilibrar los programas globales de generación y
demanda. En esta fase de cuadre, se aplica el orden de mérito de las ofertas específicas
de restricciones a subir y a bajar, siempre que éstas no originen nuevas restricciones. En
esta segunda fase, los redespachos a subir se liquidan en base al precio de la oferta
específica de energía a subir, mientras que los redespachos a bajar son liquidados en
base al precio de la oferta específica de restricciones a bajar.
En la siguiente figura se observa un esquema del sistema de restricciones técnicas.
Figura 25 Servicio de restricciones.Fuente: [CARB09]
Así en la situación actual, dentro del proceso de solución de restricciones técnicas del
Programa Base de Funcionamiento se garantiza la disponibilidad de la reserva de
potencia necesaria en el sistema y en su caso, su programación mediante la convocatoria
de gestión de desvíos y/o la asignación de ofertas de regulación terciaria.
En los últimos años, el importante incremento de la producción de origen renovable
asociada a fuentes primarias intermitentes como le viento, está aumentando y
potenciando las situaciones de falta de reserva de potencia en el sistema, tanto a subir
como a bajar, como consecuencia de las diferencias entre las previsiones de producción
y la energía que finalmente se produce.
El impacto de las situaciones de insuficiente reserva de potencia a subir y/o bajar en el
sistema eléctrico peninsular español está siendo cada vez más significativo.
31
Sin embargo, este mecanismo presenta el doble inconveniente de que tiene carácter
local y de que la retribución de las centrales que prestan este servicio es del tipo pay-as-
bid.
En la figura 26 se representa la producción de energía eólica con respecto a la energía
gestionada a través de las restricciones técnicas durante el mes de enero de 2009, donde
se comprueba que la producción eólica y los servicios de restricciones técnicas están
relacionados de forma proporcional.
0
50000
100000
150000
200000
250000
01-ene-09 06-ene-09 11-ene-09 16-ene-09 21-ene-09 26-ene-09 31-ene-09
ProduccionRestricciones
Figura 26. Relación entre producción eólica y energía en restricciones técnicas Elaboración propia datos REE
Servicios complementarios
Son aquellos servicios necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las
condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad requeridas.
Regulación primaria
Tiene por objeto la corrección automática de los desequilibrios instantáneos que se
producen entre la generación y el consumo.
La regulación primaria es aportada por los reguladores de velocidad con los que están
equipados los generadores. Su horizonte temporal de actuación alcanza hasta los 30
32
segundos. Es un servicio complementario de carácter obligatorio y no retribuido de
forma explícita.
Regulación secundaria
Tiene por objeto el mantenimiento del equilibrio generación- consumo, corrigiendo los
desvíos respecto a los programas de intercambio previstos en la interconexión entre
España y Francia, y las desviaciones de la frecuencia, respecto al valor de consigna
establecido. Su horizonte temporal se extiende desde los 30 segundos hasta los 15
minutos.
La regulación secundaria es aportada por los generadores, cuyas ofertas son
seleccionadas mediante mecanismos competitivos.
La prestación del servicio se realiza a través de zonas de regulación. Cada zona está
constituida por una agrupación de centrales con capacidad de prestar el servicio de
regulación secundaria. Las zonas son comandadas por el regulador maestro del operador
del sistema, denominado RCP (Regulación Compartida Peninsular). El requerimiento de
respuesta dinámica de cada zona de regulación es el correspondiente a una constante de
tiempo de 100 segundos.
El servicio de regulación secundaria es complementario de carácter potestativo,
retribuido por dos conceptos: disponibilidad (banda) y utilización (energía).
Banda de regulación. Cada día, el Operador del Sistema publica los requerimientos de
reserva de regulación secundaria, tanto a subir como a bajar, para la programación del
día siguiente. Los productores ofertan una banda de regulación para cada unidad de
programación habilitada para la prestación de este servicio complementario.
Se asignan las ofertas, aplicando criterios de mínimo coste, hasta cubrir los
requerimientos, estableciéndose un precio marginal de banda en cada hora.
33
Energía de regulación secundaria. La utilización de energía de regulación secundaria se
realiza, de forma automática, basándose en la asignación de banda establecida por el
Operador del Sistema el día anterior a través del correspondiente mercado.
La energía de regulación secundaria utilizada como consecuencia del seguimiento en
tiempo real de los requerimientos de regulación se valora, al precio marginal de la
energía de regulación terciaria que hubiera sido necesario programar en cada hora, tanto
a subir como a bajar, para sustituir a la energía.
Como se ve en la figura la regulación secundaria no tiene ninguna relación con la
producción eólica, debido a que las variaciones de energía eólica se producen con uso
márgenes de tiempo que permite cubrirlos con la reserva terciaria, y no con la reserva
secundaria que es una reserva de mayor calidad ya que presenta un menor tiempo de
respuesta.
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
1 51 101 151 201 251 301 351
Producción eólicaReserva secundaria
Figura 27 Producción eólica y reserva secundaria año 2009. Elaboración propia datos REE
Regulación terciaria
Tiene por objeto la restitución de la reserva de regulación secundaria que haya sido
utilizada. Es aportada mediante la actuación manual de subida o bajada de potencia de
las centrales de generación o de consumo de bombeo que la oferten al menor precio, en
el caso de energía a subir, o a un mayor precio de recompra en el caso de energía a
bajar.
34
La reserva terciaria se define como la variación máxima de potencia que puede efectuar
una unidad de producción o de consumo de bombeo en un tiempo no superior a 15
minutos, y que puede ser mantenida durante, al menos, 2 horas.
La regulación terciaria es un servicio complementario de oferta obligatoria y retribuido
a través del correspondiente mercado de operación. En caso de resultar necesario, se
asigna el servicio de regulación terciaria en base a las ofertas enviadas a tal fin por las
unidades de producción; el precio del servicio es fijado por la última oferta asignada en
cada dirección, subir y bajar, en cada hora.
Los periodos durante los cuales las variaciones de generación de los parques eólicos
suponen un cambio significativo, son lo suficientemente largos como para activar la
reserva terciaria y no requiere la activación de energía secundaria.
En la figura 28, se representa la energía de los desvíos de la energía eólica frente a la
energía gestionada a través de la reserva terciaria a lo largo del año 2009. Se comprueba
que existe una relación entre ellos, de manera que la energía de la reserva terciaria
aumenta según aumentan los desvíos de la eólica.
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
MW
h
2009
Desvíos
Terciaria
Figura 28 Relación entre desvíos eólica y reserva terciaria. Elaboración propia datos REE
35
Gestión de desvíos
Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran aparecer
con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el inicio del
horizonte de efectividad de la siguiente sesión.
La gestión de desvíos cumple una función de nexo entre la regulación terciaria, y los
mercados intradiarios, dotando al operador del sistema de un mecanismo de mayor
flexibilidad para poder solventar los desequilibrios entre generación y demanda, sin
poner en riesgo la disponibilidad de las reservas de regulación secundaria y terciaria
requeridas.
Para ello, antes de cada hora se evalúan los desvíos comunicados y/o previstos en el
horizonte hasta la próxima sesión del mercado intradiario y, en caso de identificarse
desvíos de magnitud superior a 300 MW, mantenidos varias horas, se convoca el
correspondiente mercado de gestión de desvíos.
La asignación se basa en las ofertas de incremento y reducción de generación y de
consumo de bombeo presentadas a dicha convocatoria. La valoración de las
modificaciones programadas para la resolución de los desvíos se realiza al precio
marginal de las ofertas asignadas en cada período horario.
Control de tensión de la red de transporte
Tiene por objeto garantizar el adecuado control de la tensión en los nudos de la red de
transporte, de forma que la operación del sistema se realice en las condiciones de
seguridad y fiabilidad requeridas, el suministro de energía a los consumidores finales se
efectué con los niveles de calidad exigibles y las unidades de producción puedan
funcionar en las condiciones establecidas para su operación normal.
Son proveedores de este servicio complementario los grupos generadores, de potencia
neta no inferior a 30 MW y con conexión directa, o a través de línea dedicada, a nudos
de la red de transporte, las empresas transportistas, los consumidores cualificados no
36
acogidos a tarifa, con potencia contratada no inferior a 15 MW y conectados
directamente a la red de transporte, y los gestores de las redes de distribución.
Dado que las energías renovables presentan una gran variabilidad en sus entregas de
energía, es previsible que se observe un mayor uso de las energías de balance y de la
regulación terciaria, para garantizar la cobertura de la demanda.
Esto también conllevara una mayor programación de energía en el proceso de solución
de restricciones técnicas para poder disponer de suficientes márgenes de potencia a
subir y a bajar en el sistema eléctrico, para poder hacer frente a los posibles desvíos
respecto a programa que se puedan originar.
3.2.3 Reducciones de eólica gestionadas en tiempo real
El Procedimiento de Operación 3.7 y el RD 661/2007 regulan la gestión de estas
reducciones.
Las reducciones de energía eólica se emplean para garantizar la seguridad del sistema
ante posibles huecos de tensión; mantener el sistema en una situación de seguridad ante
pérdidas de generación eólica asociadas a hueco de tensión con riesgo de pérdida de la
interconexión con Francia.
Los gestores de la red de distribución también pueden solicitar limitaciones de
producción del régimen especial, vía Operador del Sistema, para resolver congestiones
en su red.
Requerimiento para la generación gestionable.
Para poder establecer las reducciones de generación eólica hay que definir previamente
los siguientes conceptos. Primero se define el ratio de la demanda como la relación
entre la demanda máxima y la demanda mínima. También se define el ratio de
requerimiento como la relación entre el requerimiento máximo y el requerimiento
mínimo, a su vez se define al requerimiento como el resultado de la resta de la previsión
de la generación eólica a la curva de demanda.
37
Debido al comportamiento de la generación eólica, durante los períodos de punta/valle:
- El ratio de requerimiento es mayor que el ratio de demanda
- Las pendientes son más acusadas en las transiciones valle-punta.
En la figura 29 se ve la gráfica de requerimiento para el 12 de diciembre de 2007 se
observa como con una producción eólica casi constante que no se ajusta a la
variabilidad de la demanda y se comprueba como el ratio de requerimiento es superior
al ratio de demanda.
Figura 29 Ratio de requerimiento REE
Dada la necesidad de mantener generación convencional acoplada en horas valle para
garantizar la cobertura de la punta por su elevado tiempo de arranque y debido a los
requerimientos de servicios complementarios, se establece un valor del ratio de
requerimiento a partir del cual se procede a la reducción de la producción de energía
eólica, normalmente esta situación se da para un ratio de requerimiento superior a 2.
También se establece un valor del ratio a partir del cual es necesario desacoplar en
tiempo real generación convencional en horas valle, para acoplarla horas después con
objeto de cubrir la punta de demanda.
Para facilitar al máximo posible la integración de generación no gestionable, el operador
del sistema, REE, ha puesto en marcha el CECRE, Centro de Control de Régimen
38
Especial. Es una unidad operativa integrada en el Centro de Control Eléctrico
(CECOEL). Desde él se gestiona y controla la generación de los productores de
energías renovables. Su objetivo es integrar en el sistema eléctrico la máxima
producción de energía de origen renovable, especialmente eólica, en condiciones de
seguridad.
Este centro es el único interlocutor en tiempo real entre el CECOEL y cada uno de los
centros de control de generación a los que están conectados los parques eólicos.
Su función principal es supervisar y controlar a los generadores del régimen especial,
principalmente eólicos, y articular la integración de su producción en el sistema
eléctrico de forma compatible con la seguridad de éste. Para ello:
- Recibe la información sobre las unidades de producción que es necesaria para la
operación en tiempo real. En concreto cada 12 segundos recibe de cada parque
eólico los datos relativos a la potencia activa, reactiva, tensión, conectividad,
temperatura y velocidad del viento.
- A partir de esta información calcula la producción eólica que en cada momento
puede integrarse en el sistema eléctrico en función de las características de los
generadores y del propio estado del sistema.
- El cálculo se realiza con un desglose por parque eólico y con una agregación para
cada nudo de la red de transporte, y es enviado a los centros de control de
generación (CCG), quienes, a su vez, lo comunican a los productores para que
procedan a la modificación de la consigna de potencia vertida a la red.
- El CECRE remitirá al CCG las consignas de actuación para los generadores
adscritos al mismo, quien deberá asegurar el cumplimiento y mantenimiento de
dichas consignas. Figura 30
39
Figura 30 Causas de la limitación de potencia por parte de REE
La eólica eleva sustancialmente la incertidumbre del OS en el horizonte entre D-1 y H-
5. Las centrales térmicas necesitan entre 3 y 5 horas para arrancar y alcanzar el mínimo
técnico.
Además, para solucionar la energía gestionada a través de las restricciones técnicas, se
piensa en desarrollar un mercado de reserva rodante que abarcase todo el mercado y
fuera marginalista, transparente y no discriminatorio.
Con las siguientes características:
- Habilitados aquellos grupos con capacidad de variar carga en las mismas
condiciones que la regulación terciaria.
- El OS adquiere reserva rodante a subir y a bajar similar a la banda de regulación
secundaria sin limitaciones de ratio subir/bajar.
- Se publicarían dos precios uno por reserva a subir y otro por reserva a bajar.
- Resultados tras el mercado de secundaria.
Propuesta de REE para la contratación y gestión de reserva de potencia adicional en el
sistema eléctrico peninsular español.
La finalidad de esta propuesta es desarrollar un mecanismo de mercado para la
contratación y gestión de la reserva de potencia adicional a subir y a bajar en el sistema
que, por una parte, garantice la disponibilidad de las reservas de potencia requeridas
tanto a subir como a bajar, y por otra parte, permita distinguir entre las programaciones
de energía requeridas para la solución de restricciones técnicas zonales o locales, y las
asociadas a una situación global de insuficiente reserva de potencia a subir y/o bajar.
40
Los mecanismos que se proponen, implantación de precios inferiores a cero para el caso
de la reserva a bajar y la implantación de un nuevo mecanismo de gestión y contratación
de reserva a para el caso de reserva a subir, aportan soluciones técnicas que necesita el
sistema para asegurar la fiabilidad del suministro eléctrico.
3.3 PRECIO DEL MERCADO DIARIO
Al tener la energía eólica prioridad de despacho y unos costes variables casi nulos, es
necesario ver cómo afecta al precio del mercado su integración masiva en el sistema.
También cómo afectará a la distribución de los precios, ya que previsiblemente
disminuirán las horas con precios altos al aumentar la producción de eólica, y habrá
muchas horas con precios nulos.
Esta nueva distribución de precios puede afectar a la generación convencional, sobre
todo a las unidades pico cuyos beneficios están en función de de las horas de precios
altos que haya, por lo que se hace también una revisión de los distintos tipos de mercado
existentes para asegurar las rentabilidad des estas centrales.
También hay que tener en cuenta cómo afectan las centrales de bombeo.
El mercado de electricidad en España, al igual que otros mercados, se organiza en una
secuencia de mercados en los que generación y demanda intercambian energía para
distintos plazos.
41
Figura 31 Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Fuente:
[ENER10]
De todos los mercados el más relevante es el mercado diario.
El mercado diario está organizado de acuerdo con lo dispuesto en la Ley 54/1997 (Ley
del Sector Eléctrico). Sus reglas de funcionamiento están recogidas en las Reglas de
Funcionamiento del Mercado de Producción. Está gestionado por OMEL, entidad
privada cuya principal función es llevar a cabo la gestión del mercado y garantizar que
la contratación en el mismo se lleva a cabo en condiciones de transparencia, objetividad
e independencia.
El mercado diario se celebra el día anterior al de la entrega de la energía y en él
compradores y vendedores intercambian energía para cada una de las horas del día
siguiente.
En España el mercado es un mercado marginalista en los que todos los generadores
casados reciben un mismo precio, el cual se determina por el cruce de las curvas de
oferta y demanda.
En el muy corto plazo (desde unas pocas horas hasta unos pocos minutos antes de la
generación y consumo) los generadores, y en algunos casos también la demanda,
ofrecen una serie de servicios al Sistema en varios mercados organizados por el
Operador del Sistema (REE). Estos servicios son necesarios para que la generación
42
iguale exactamente a la demanda, manteniendo así al Sistema en equilibrio físico y con
un nivel de seguridad y calidad de suministro adecuado.
Una vez que los vendedores han presentado sus ofertas al mercado para cada una de las
horas del día siguiente, OMEL las agrega y ordena por precio ascendente, resultando así
la curva de oferta del mercado para cada hora , ver Figura 32.
Estas curvas reflejan de forma más o menos clara tramos o escalones que corresponden
a ofertas de centrales de la misma tecnología. A la vista de ella, es importante resaltar
nuevamente que las ofertas de los vendedores reflejan sus costes de oportunidad, y no
sus costes totales o variables, de ahí que:
• Las centrales hidráulicas fluyentes o nucleares, pese a sus altos costes fijos,
aparecen en la parte baja de la curva al ser su coste de oportunidad es muy bajo.
• Las centrales hidráulicas regulables aparecen en la parte alta de la curva, ya que su
coste de oportunidad es muy alto (tienen la opción de reservar el agua para producir en
el futuro cuando el precio del mercado sea alto).
Figura 32 Curva de oferta
43
Desde julio de 2007, el mercado diario que gestiona OMEL es para todo el mercado
ibérico (España y Portugal, peninsulares). Esto significa que en el mismo mercado
diario (e intradiarios) participan las unidades de producción y de consumo tanto
portuguesas como españolas. El método de casación descrito anteriormente es
totalmente válido, resultando, con carácter general, en un único precio para todo el
sistema ibérico y un flujo de energía entre ambos países.
En el caso de saturación de la interconexión España-Portugal en cualquiera de los
sentidos, se ejecuta la “separación de mercados” (llamado “market-splitting”) que
consiste básicamente en hacer dos casaciones separadas, una para los agentes
portugueses y otra para los agentes españoles teniendo en cuenta la cantidad máxima de
energía que puede intercambiarse entre ambos sistemas y resultando en un precio
distinto para cada uno de los países.
El desarrollo de la producción renovable propiciará el aumento de los precios en
determinadas horas y podría provocar la existencia de situaciones de escasez de energía.
En efecto, la reducción de los precios en las horas en las que sopla el viento lleva a un
incremento de los precios en las horas en las que no hay viento ya que las centrales
térmicas deben recuperar en estas horas, además de su coste de combustible y CO2, el
coste de arranque y parada o, en su caso, las pérdidas en las que hubieran incurrido por
funcionar al mínimo técnico en las horas en que el precio del mercado es inferior a su
coste variable.
En la figura 33 se ve la evolución de los precios desde abril de 2009 y se observa como
el precio mínimo ha descendido mientras que el precio máximo ha ido creciendo de
acuerdo con lo descrito previamente, esto ha hecho que el precio medio haya
descendido pero de formas más moderada.
Durante ese periodo se ha alcanzado precios mínimos de 0 €/MWh, así por ejemplo en
el mes de Marzo se registró este mes este precio durante 91 horas. Esto se ha debido en
parte a un invierno lluvioso, a la caída de la demanda y a la gran capacidad de energía
eólica que actualmente hay instalada. Esto ha provocado que los ciclos combinados
44
hayan quedado desplazados en el mercado reduciendo sus horas de operación muy por
debajo de las horas necesarias para su viabilidad económica.
Figura 33 Precio medio mercado diario. Abril 2009- Marzo 2010. Fuente: [OMEL10]
3.3.1 Precios negativos
A medida que aumente el peso relativo de la producción renovable respecto de la
demanda, será más frecuente que el sistema eléctrico se encuentre en situaciones de
exceso de energía, es decir, que existan horas en las que la energía producida con
unidades de coste variable muy bajo, como es el caso de las energías renovables o de la
energía nuclear supere la demanda o, simplemente, que la generación ofertada a precio
cero sea igual o mayor que la demanda. En este caso, las reglas de casación del mercado
diario, establecen prorratear la demanda entre estas ofertas. Sin embargo, estas reglas no
tienen en cuenta el hecho de que puede haber centrales térmicas dispuestas, no sólo a
ofertar a cero, sino a ofertar por debajo de cero, es decir, que estarían dispuestas pagar
para producir al mínimo técnico si, de este modo, evitan tener que parar e incurrir en los
costes de parada y arranque, según [ORTI09].
45
Algo parecido sucede en relación con la operación del sistema, donde las actuales reglas
dan prioridad a la producción renovable, sin tener en cuenta los costes de parada y
arranque en los que incurren las centrales térmicas.
Por ello, en ambos casos, sería eficiente permitir a estas centrales formular ofertas con
precios negativos, algo que ya se está llevando a cabo en algunos mercados como el
EPEX o el NordPool.
Estos precios negativos son un buen ejemplo de señal económica para el sistema ya que
indican sus ineficiencias, en este caso, la incapacidad por parte del sistema de poder
absorber toda la energía que se produce. La eficiencia de las señales económicas de
precios requiere la supresión de los cap and floor actualmente vigentes en la práctica
totalidad de los mercados europeos.
La implantación de precios negativos debe contemplar en todo caso cuatro aspectos:
- Desaparición de los caps en los precios del mercado, dado que los precios negativos
suponen la desaparición de los floor.
- Supresión de las subvenciones (primas o incentivos) a los generadores al producir en
horas en que el mercado da una señal que supone que los generadores han de pagar por
producir (horas de precios negativos ).
- Potenciar mecanismos que contribuyan a que la demanda tenga capacidad de respuesta
al precio del mercado.
- Reforzar las redes de transporte y las interconexiones para garantizar el flujo máximo
de energía desde las zonas de precios negativos al resto de mercados.
3.4 IMPACTO EN EL ACTUAL MIX DE GENERACIÓN
La integración de energías renovables hace que sea necesario que exista una mayor
capacidad de respaldo a la generación que aporte la flexibilidad necesaria para asegurar
un correcto funcionamiento del sistema, debido a su intermitencia.
46
Como se ha dicho antes el factor de utilización media de energía eólica está alrededor
del 25 %, lo que implica que la potencia eólica instalada necesita un gran porcentaje de
potencia instalada de respaldo.
Según aumente la potencia instalada de energía eólica deberá aumentar la instalación de
potencia de una generación fiable y flexible que sea capaz de adaptarse a los cambios
bruscos de generación de eólica. Esta generación flexible deberá acudir a los mercados
intradiarios o podrán ser contratados por el operador del sistema para reserva terciaria
como es el caso de los ciclos combinados o las centrales hidráulicas de bombeo.
Las posibles tecnologías que se pueden emplear para facilitar la generación flexible
adicional que se requerirá, se pueden dividir en tres categorías, [FRON09]:
- Tecnologías de generación
- Tecnologías de almacenamiento
- Gestión de la demanda
Tecnologías de generación: actualmente ya se están empleando estas tecnologías de
generación para suministrar una generación flexible al mercado:
- turbinas de gas, que tienen la habilidad para arrancar e incrementar sus niveles de
producción rápidamente.
- centrales térmicas a carga parcial, ya que si se mantienen operando en un cierto
rango es técnicamente posible para ellas que puedan ajustar su carga
rápidamente.
- centrales hidráulicas, tiene la capacidad de variar rápidamente toda su carga, sin
necesidad de ningún mínimo de funcionamiento.
Tecnologías de almacenamiento: se debe acelerar el desarrollo de tecnologías de
almacenamiento innovadoras, de manera que la electricidad de fuentes renovables se
pueda almacenar y después suministrar cuando se necesite. Estas tecnologías se pueden
dividir en tres tipos:
47
- Almacenamiento mecánico: dentro de este almacenamiento se encuentra las
centrales de bombeo, una tecnología madura y que actualmente representa la
tecnología más importante de almacenamiento de energía eléctrica a gran escala.
El potencial para nuevas plantas de bombeo está limitado debido a que no son
muy abundantes los terrenos adecuados para este tipo de centrales, aunque existe
la posibilidad de adaptar las centrales hidráulicas existentes para aumentar la
capacidad de bombeo de dichas plantas.
Además de las centrales de bombeo otros tipos de almacenamiento mecánico son
los volantes de inercia y el almacenamiento de aire comprimido.
- Almacenamiento electroquímico: dentro del almacenamiento electroquímico,
destacan las baterías, con una gran variedad; las pilas de combustible, y el
hidrógeno. Hay muchas tecnologías basadas en hidrógeno disponibles aunque la
mayoría se encuentran en fase de desarrollo, su objetivo es el de obtener
hidrógeno usando la electricidad y después generar electricidad consumiendo ese
hidrógeno, en una turbina o en una pila de combustible.
- Almacenamiento electromagnético: este tipo de tecnología emplea imanes para
almacenar un flujo eléctrico. Se usa principalmente para suministrar energía corto
plazo. Las dos tecnologías más desarrolladas son los supercondensadores y los
SMES.
Gestión de la demanda: desarrollar mecanismos que permitan que la demanda se ajuste
a la producción real de energía de manera que se haga un consumo más eficiente de los
recursos disponibles
A la hora de evaluar el coste de estas tecnologías necesarias para cumplir con la reserva,
hay que tener en cuenta que las ventas generadas por esas tecnologías deben poder
recuperar sus costes de capital y de operación, de no ser así no se desarrollarán. Para
estas tecnologías hay dos maneras para generar ingresos:
48
A través de las ventas en el mercado o a través de contratos bilaterales; y a través de los
servicios remunerados que ofrece al operador del sistema.
En el caso de las tecnologías de generación, es importante conocer el factor de carga
esperado para poder saber el beneficio que se espera obtener a través del mercado.
3.4.1 Asegurar la fiabilidad del sistema
El rápido desarrollo de la producción renovable conlleva, a corto plazo, una
disminución del precio del mercado, disminución que al reducir la rentabilidad de las
centrales desincentiva la incorporación de nueva capacidad de generación. Otro efecto
es que, por paradójico que pueda parecer, el desarrollo de la producción renovable
también propiciará el aumento de los precios en determinadas horas y podría provocar
la existencia de situaciones de escasez de energía.
En efecto, la reducción de los precios en las horas en las que sopla el viento lleva a un
incremento de los precios en las horas en las que no hay viento ya que las centrales
térmicas deben recuperar en estas horas, además de su coste de combustible y CO2, el
coste de arranque y parada o, en su caso, las pérdidas en las que hubieran incurrido por
funcionar al mínimo técnico en las horas en que el precio del mercado es inferior a su
coste variable.
En el caso de los ciclos combinados además de los costes de operación deben
enfrentarse a los gastos fijos que suponen sus aprovisionamientos de gas.
El mercado de gas natural está basado históricamente en contratos de largo plazo. En un
contexto de empresas verticalmente integradas pretenden garantizar tanto al vendedor
como al comprador la rentabilidad de las inversiones acometidas, así como conseguir la
financiación de las futuras.
Los contratos poseen cláusulas de compra garantizada “take or pay” y además,
históricamente, cláusulas del tipo de destino o de prohibición de reventa. Esto hace que
la flexibilidad en la toma de gas sea muy pequeña, con un valor típico entre el 20 ó
40%.Las centrales con estos tipos de contrato tienen un incentivo mayor a producir,
49
debido a la falta de flexibilidad, que hace que el gas pasa a ser un coste fijo de la
central.
Además hay que tener en cuenta las tarifas de acceso a las instalaciones de gas, Acceso
de Terceros a la Red ATR. Este tipo de tarifa consiste en un peaje que se cobra a los
agentes del mercado del gas natural por el acceso a las instalaciones de gas reguladas
estas son las estaciones de regasificación, los almacenes subterráneos, los gaseoductos,
las instalaciones de transporte y distribución, etc. Las establece el Ministerio de
Industria turismo y Comercio y puede variar en función de la opresión a la que se
conecta, el volumen de gas, el tiempo, etc
Todo esto influye en la seguridad de suministro, ya que las centrales térmicas y los
ciclos combinados deberán trabajar en unos factores de carga inferiores a los que
garantizan una rentabilidad razonable, para adaptarse a la producción variable de la
eólica y otras renovables.
Para mantener la seguridad de suministro, según [BATL09] y [JOSK06] hay que
conseguir que un sistema eléctrico asegure su fiabilidad. Esta fiabilidad se define
como:
Fiabilidad = Seguridad + Firmeza + Suficiencia
– Seguridad: disponer de capacidad suficiente y procedimientos de operación adecuados
para garantizar una operación segura (corto plazo).
• Los mercados de operación de reservas gestionados por los operadores del
sistema por el momento están demostrando ser una buena alternativa híbrida
(mezcla de mercado y regulación)
– Firmeza: gestión de la capacidad orientada a garantizar un margen de reserva
adecuado (medio plazo).
• ¿Es el precio del mercado una señal suficiente para estimular estrategias de
operación eficientes que garanticen un margen de reserva aceptable?
50
– Suficiencia: existencia de suficiente capacidad instalada y esperada para responder a
la demanda (largo plazo).
• ¿El mecanismo remuneratorio del libre mercado es suficiente para hacer viable
a entrada de las tecnologías de generación adaptadas a la evolución futura en el
largo plazo de la demanda?
A veces el mercado no consigue garantizar estos objetivos, por las siguientes razones:
· Restricciones en el precio: establecer un límite en el precio de mercado es necesario
para proteger a los consumidores de los altos precios que puedan surgir en tiempos de
escasez, suponen un riesgo ya que es difícil de establecer un límite correcto. Este nivel
tiene que ser igual al VOLL, lo que asegurará un nivel óptimo de inversión en l
capacidad de generación.
· Información imperfecta: los productores carecen de la información necesaria para
tomar las decisiones de inversión óptimas socialmente. Esto aumenta el riesgo y reduce
la disposición a invertir. Para poder saber la probabilidad de horas pico en que las
unidades van a trabajar y calcular la rentabilidad del proyecto, los generadores necesitan
conocer la demanda esperada la cual es muy difícil de estimar.
· Riesgo regulatorio: la incertidumbre respecto a la regulación aumenta el riesgo de
inversión. Este riesgo está asociado con los posibles cambios en la regulación, sobre
todo en época de escasez en que los precios aumentan, lo que puede llevar a cambios
regulatorios, como por ejemplo establecer un límite de precio u otro menor si este ya
existe, ya que para el gobierno supone un riesgo político la volatilidad de los precios.
· Restricciones regulatorias para la inversión: que existan obstáculos a la hora de
obtener los premisos necesarios puede ser una causa de falta de inversión. Además si se
aumenta mucho el tiempo necesario para conseguir esos permisos, esto puede contribuir
a que aparezcan ciclos de inversión.
51
· Aversión al riesgo: las compañías de generación se comportan de forma que evitan el
riesgo con respecto a la inversión, lo que puede llevar a que las compañías sigan una
estrategia de aversión al riesgo, lo que llevaría a un nivel de inversión menor al óptimo.
· Un generador debe entregar tres productos, energía, reservas operativas y reservas de
capacidad. A mayor capacidad instalada disponible más fiable es el sistema lo que
mejora la calidad de suministro, lo que implica un incentivo a los consumidores para
pagar por esa capacidad.
En un sistema no regulado, los generadores no invertirán en capacidad para cubrir la
demanda pico que sólo se necesita ocasionalmente, aunque los precios en ese periodos
sean bastante altos. Las soluciones que fallen a la hora de crear los incentivos correctos
darán lugar a una reducción de la carga, mientras que si se paga demasiado para las
inversiones, derivará en un exceso de capacidad lo que supondrá una pérdida en el
beneficio social.
El nivel de inversión óptimo que se desea es difícil de definir, para ello hay que
establecer el valor que los consumidores asocian con las interrupciones en el suministro
eléctrico. Este valor se conoce como Value of Lost Load, VOLL, que define un valor
para consumidor por la última unidad de energía consumida. Es decir, el precio que está
dispuesto a pagar el consumidor por no tener que reducir en una unidad su consumo. La
inversión debe llegar hasta el punto en que los costes sean superior a este valor VOLL.
En los mercados, lógicamente, el límite superior del precio debería venir señalado por el
valor de la energía en situación de escasez, es decir por el precio que los clientes están
dispuestos a pagar por consumir o, dicho de otro modo, por el precio al que algunos
clientes estarían dispuestos a vender su derecho a consumir. Pero si los precios que se
alcanzan es esos períodos no son suficientemente altos, no se cumplirá con la inversión
necesaria.
Un mercado bien diseñado debe ser capaz de proporcionar la suficiente capacidad para
asegurar la seguridad del sistema a largo plazo. De tal manera que los precios altos
incentiven a la inversión, mientras que los bajos precios no den incentivos, de manera
52
que se tenga un sistema eficiente con la inversión necesaria, y no con sobre inversión
como sucedía en los sistemas regulados.
Así los mercados denominados “energy only markets” cuyo sistema más representativo
se encuentran en ERCOT (Texas), Alberta u Ontario, son mercados puros, pero que en
pocos casos han demostrado que sirvan para asegurar la inversión necesaria.
Es difícil alcanzar ese nivel a través de mercados de energía, por eso en la mayoría de
los casos se adopta una solución regulada; mecanismos ajenos al mercado para
remunerar la capacidad.
A parte de estas medidas regulatorias otras mediadas para logar la seguridad de
suministro son:
- Un mix de generación equilibrado
- Las interconexiones y redes internacionales (aprovechar la situación geográfica
estratégica de los países del sur de Europa)
- Diversificación de fuentes de abastecimiento de gas
- Ahorro y eficiencia energética
- Las nuevas tecnologías y la inversión en I+D+I
3.5 CONCLUSIONES Las principales conclusiones que se sacan de este análisis son:
Uno de los aspectos más importantes del transporte con respecto a la eólica es la de las
interconexiones. Es fundamental que para una correcta integración de este tipo de
energía no gestionable se aumenten las interconexiones en España, hasta llegar al 10 %
de la demanda, respecto al 3% actual. En los próximos años se aumentará esta
capacidad gracias a las nuevas interconexiones con Francia, aunque no será suficiente.
Con respecto a la distribución, ya se están llevando a cabo estudios para la implantación
de smart grids, que permitan controlar mejor los flujos de generación distribuida, a la
cual pertenece la mitad de la producción eólica.
53
Es importante desarrollar medidas de gestión de la demanda, de manera que ésta se
pueda adaptar a la producción, se aplane la curva de la demanda para que sea más fácil
la integración, en este sentido el coche eléctrico puede ser de gran ayuda ya que
consumiría energía en las horas valle, cargando las baterías, y en las horas punta se
podría disponer de la energía almacenada en los coches.
Debido a la difícil previsión de la energía eólica, se producen desviaciones respecto a
las previsiones de producción del día anterior, tanto a subir como a bajar. Los fallos de
previsión disminuyen según disminuye el horizonte temporal de la previsión, aún así,
prevalecen los errores hasta con horizontes temporales de una hora.
De todos los servicios de ajuste el que se ve afectado por estas desviaciones es el de la
regulación terciaria, y las restricciones técnicas lo que implica que se han de aumentar
las reservas rodantes de generación térmica.
Se debería aumentar la capacidad de bombeo para poder gestionar de forma más
eficiente la energía eólica y así aprovechar el exceso de energía y poder ajustarla a la
demanda, haciendo partícipe así al bombeo de la operación del sistema.
El precio medio del mercado diario disminuye gracias a la participación de las energías
renovables, por sus costes variables casi nulos y la prioridad de despacho. Esto ha
llevado a que en el primer trimestre de 2010 se haya llegado tener muchas horas de
precio cero, al coincidir un período de grandes precipitaciones, con una gran producción
eólica. A pesar de la disminución del precio medio, se ve que ha aumentado la
volatilidad de los precios.
En algunos países europeos como Alemania, se están empleando precios negativos en el
mercado diario, lo que indica los problemas de ineficacia a la hora de operar el sistema
con una gran producción de energías renovables y mantener los mínimos técnicos a la
vez.
Con respecto a la generación convencional, se ha visto que es necesaria para dar
respaldo a la eólica, pero sus inversiones se verán afectadas por la disminución esperada
54
del hueco térmico y del precio que se pretende obtener a través del mercado eléctrico,
además de la incertidumbre ocasionada por la volatilidad del mercado.
55
4. ANÁLISIS CUANTITATIVO A continuación se realiza un análisis cuantitativo sobre cómo afecta esta integración
masiva de energía renovable en el sistema, a partir de los resultados obtenidos de una
simulación realizada de la operación del sistema en el año 2020.
Esta simulación se ha realizado empleando un modelo desarrollado en Matlab,
denominado WISTA, [MIRA08].
4.1 DESCRIPCIÓN DEL MODELO
El modelo WISTA “Wind Stochastic Analysis “, es un modelo probabilista, con un
alcance de un año subdividido en un periodo de horas y un horizonte a medio largo
plazo.
El modelo permite calcular la energía que genera cada una de las unidades tecnológicas
para cubrir una demanda esperada, la probabilidad que tienen de marcar precio en el
mercado pool y sus ingresos y costes, además de determinar las medidas de fiabilidad
del sistema.
El modelo es especialmente útil a la hora de incluir energías aleatorias independientes
como la eólica y elaborar estudios de planificación, explotación y riesgo en el futuro.
Las variables de entrada del modelo son:
La demanda: se representa la demanda por su función distribución sustituyendo la
curva cronológica media de carga por la curva duración-carga.
Generación eólica: se han enfrentado los valores históricos de la demanda con la
producción eólica para cada hora durante tres años, obteniéndose como conclusión
que la demanda y la producción eólica son variables independientes, figura 34.
Estos registros históricos son incluidos en el modelo para extrapolar la producción
eólica al año objeto de estudio.
56
Figura 34 Estudio de correlación potencia eólica frente demanda
Generación hidráulica: se vuelven a enfrentar los valores históricos de la
generación hidráulica para cada hora durante tres años esta vez contra la demanda
residual después de haber despachado la eólica, obteniéndose como resultado una
correlación entra ambas en la que se observa que la hidráulica actúa como regulador,
como se observa en la siguiente figura 35, donde las producciones hidráulicas son
mayores para demandas residuales altas que para bajas.
Figura 35 Estudio de correlación potencia hidráulica frente demanda
En el modelo, la tecnología hidráulica conforma tres unidades de generación:
convencional, turbinación del modelo mixto, turbinación del bombeo puro y la
demanda de bombeo.
57
Resto de tecnologías régimen especial: son despachadas en el modelo después del
bombeo. Se calcula su disponibilidad a partir de la potencia instalada y su
producción.
Se suponen n grupos iguales con una función distribución tipo escalón, cuya
sumatoria resulta en otra función distribución.
Nuclear, Carbón y Fuel-Gas: la función distribución de estos grupos se define
como una función escalón, ya que estos grupos son modelados como unidades que o
bien dan su potencia neta o bien no dan potencia, donde los estadios potencia se
corresponden con su disponibilidad.
Ciclos combinados: su función distribución se define también como una función
escalón, donde cada grupo podrá funcionar una fracción de tiempo según su
disponibilidad. Se considera que todos los grupos ofertan a un precio muy parecido,
por lo que se pueden agrupar todos en una única función de distribución.
El modelo calcula las sucesivas funciones de distribución de la demanda residual tras
cargar cada una de las unidades por orden de despacho.
Introducción al método
Las variables de entrada son por lo general variables aleatorias, por lo que la función
resultante de la diferencia entre dos de ellas cualesquiera vendrá dada por la
convolución de ambas.
La función resultante de la diferencia de dos funciones cualesquiera, por ejemplo
demanda FD y la generación eólica FEO vendrá dada por:
τττ dtFFtFF EODEOD )()())(( −=⊗ ∫
Para facilitar el cálculo, la convolución se resolverá por el método de Monte Carlo, pero
sólo para las primeras unidades de despacho, ya que a medida que la demanda residual
58
va reduciéndose al despachar los grupos, cada vez hay menos puntos de muestreo
positivo. Como consecuencia aparece una pérdida resolución, que puede llevar a que la
última demanda residual que define la energía no suministrada (ENS) y la probabilidad
de pérdida de carga (LOLP) sea considerada como ruido.
Para solucionarlo, a partir del despacho de los grupos con función escalón (nuclear,
carbón y fuel-gas), el modelo conmutará a un régimen de cálculo en el que las
convoluciones se resolverán mediante su cálculo matemático.
Mediante las funciones distribución de la demanda residual se puede calcular: el tiempo
que marca cada tecnología (como la diferencia entre sus puntos de corte), la energía
total que produce cada una de ellas y dentro de esa energía las porciones que se casan a
distintos costes según marque una tecnología u otra.
La última función distribución representa la demanda residual sin satisfacer. El área
bajo dicha curva rigurosamente positiva y distinta de cero es la Energía No
Suministrada (ENS). El punto de corte define la fracción de tiempo de no poder
satisfacer la demanda, dicho de otra forma, la probabilidad de pérdida de carga (LOLP).
En la figura 36 se muestra un diagrama de bloques del modelo.
Figura 36 Diagrama de bloques del modelo WISTA
59
4.2 HIPÓTESIS Y JUSTIFICACIÓN
Para determinar el escenario que se simula con el programa se parte de las siguientes
hipótesis:
Para ello se ha partido del parque actual de generación, además del aumento de potencia
instalada de régimen especial que se estima para ese año, es decir 40000 MW de
potencia eólica instalados. Además se considera que la demanda no iguala los niveles de
2008 hasta el año 2013, a partir de ese año se supone, un escenario de baja eficiencia
energética y baja penetración del coche eléctrico, con un ratio de crecimiento del 1,3%
anual de 2013 hasta 2020.
Para poder estimar la producción eólica e hidráulica en el año 2020 se ha partido de la
producción de años anteriores, en este caso 2005,2006 y 2007.
El resto de datos de partida son:
- Energía demandada año 2020: 289000 GWh
- Punta de la curva de carga: 53343 MW
- Producción hidráulica estimada: 23236 GWh
- Potencia eólica instalada: 40000 MW
- Resto régimen especial: 28 672 MW, de los cuales:
o Un aumento cada año de 500 MW de fotovoltaica
o En termosolar, a partir de 2014 aumento de 500 MW cada año
o Para el resto de tecnologías se supone el mismo ratio de crecimiento
actual
- Se estiman 60 TWh correspondientes a contratos take or pay, cuyos costes de
oportunidad se toman como cero. Estas centrales son despachadas en el modelo
después de las centrales nucleares, modulando su producción según la demanda.
- Misma potencia instalada de generación térmica y nuclear que la actual
- Costes marginales por tecnologías:
60
Tabla 1 Costes por tecnologías. Fuentes del sector
Eólica 0 € MWh Hidráulica 0 € MWh Bombeo turbinado 0 € MWh Bombeo consumido 0 € MWh Resto RE 0 € MWh Centrales Nucleares 7,43 € MWh Carbón 32,46 €/MWhCiclos combinados 39,49 € MWh
4.3 RESULTADOS Los resultados que se obtienen de la simulación son:
- Porcentaje de tiempo que cada tecnología marca precio: Tabla 2 Tiempo que cada tecnología marca precio año 2020
Tecnología Tiempo (%)Hidráulica 0 Eólica 0,9475 Resto RES 4,531952 Nuclear 17,94196 Centrales térmicas 40,91 Take or pay 20,38102 Ciclos combinados 19,96
- Energía producida por tecnología: Tabla 3 Energía producida año 2020
Tecnología Energía MWh Hdráulica 20.262.665Eólica 86.357.032Rsto RES 62.340.334Nclear 44.028.074Centrales térmicas 24.191.481Take or pay 49.141.896Cclos Cmbinados 6.586.008TOTAL 292.907.491
- Energía no servida (ENS) : 125401 MWh
- Probabilidad de pérdida de carga (LOLP): 70,96 h/año
A partir de los resultados se determina la cobertura de la demanda para el año 2020,
figura 36. Se comprueba como coincide con las estimaciones iniciales, y la energía
eólica se consolida como primera energía por cobertura de la demanda representando el
61
30 % del total. Como segunda tecnología se encuentra el resto de régimen especial, es
decir el resto de energías renovables y la cogeneración. Por otra parte los ciclos
combinados pasan de ser actualmente la primera tecnología a la segunda cubriendo el
19% de la demanda teniendo en cuenta los ciclos combinados con contratos take or pay.
Esto coincide con las estimaciones iniciales, comprobándose que los resultados son
válidos.
Figura 37 Cobertura de la demanda año 2020
7%
30%
21%
15%
8%
17%
2%hidraulica
eólica
resto régimen especialnuclear
carbón
cicloscombinados take or payciclos combinados
A partir de la simulación se obtiene la curva de la demanda a lo largo del año. En la
figura 37, se representa esta curva en la que se encuentran a su vez representadas las
curvas monótonas por cada tecnología.
62
Figura 38 Curva monótona de carga año 2020
En la figura se puede ver como más del 40 % del tiempo, marcan precio las tecnologías
de precio aceptante, que son las correspondientes a las de régimen especial, la hidráulica
y la nuclear, además de los ciclos combinados con contrato de take or pay. También se
observa que la sólo las tecnologías correspondientes al régimen especial producen a lo
largo de todo el año, obteniéndose como resultado que la posibilidad de que la demanda
sea cubierta sólo con la energía producida en el régimen especial, es de un 5% de las
horas del año, del cual un 1% es cubierto por energía eólica, lo que indica el aumento de
la energía producida por fuentes renovables.
Hay que tener en cuenta que estas horas en las que marcan precio las tecnologías de
precio aceptante son potencialmente horas en el que el precio del mercado diario será
nulo, como es en el mercado español donde existe un límite de precio inferior. Esta
posibilidad tendrá lugar siempre que la demanda de energía sea igual o inferior a la
oferta de las instalaciones de precio aceptante, es decir, las instalaciones de régimen
especial, las centrales hidráulicas las centrales nucleares y los ciclos combinados con
contratos de take or pay.
63
Así hay horas a lo largo del año en las que en el mercado diario la demanda sea inferior
a la oferta, por lo que todas las instalaciones con costes variables bajos como son las
tecnologías de precio aceptante, ofertarán al precio inferior, es decir a 0 €/MWh, y por
tanto al ofertar todas al mismo precio, toda su oferta resultará casada, excediendo la
producción a la demanda. Entonces actúa el operador del sistema y prorratea la
producción entre todos los productores de forma que se cumpla con la demanda y
estableciendo así el programa de generación, de manera que incurren en desvíos
aquellas centrales que produzcan más o menos del programa que se les establece.
En el caso de los mercados sin límite inferior, como el mercado alemán, cuando la
demanda sea inferior a la oferta los productores comienzan a ofertar precios negativos.
Se alcanzará un precio cuando los productores del régimen especial deban pagar más
por producir que la prima que reciben.
El tiempo restante es el denominado hueco térmico. Se denomina hueco térmico al
periodo de tiempo que debe ser cubierto por la producción térmica, es decir los ciclos
combinados y las centrales térmicas de carbón. Este período se corresponde con las
horas de precio más alto del mercado, y son aquellas en las que los productores pueden
recuperar parte de los costes de inversión de las instalaciones.
En el año 2020, según los resultados obtenidos de la producción estimada, este hueco
térmico se reducirá hasta las 3151 horas al año, de las cuales 2847 serán cubiertas por la
producción térmica y sólo 304 por los ciclos combinados sin contratos de take or pay.
Si se compara estos resultados con los resultados para el año 2009, tabla 4, se
comprueba que se produce una disminución de más de 2000 horas en el hueco térmico
con respecto al año 2009,es decir, una reducción del 40 % sobre el total. En el año 2009
el hueco térmico representó 5209 horas de las cuales 4780 horas fueron cubiertas por la
producción térmica de carbón y 429 por la producción de los ciclos combinados sin
contratos take or pay.
64
Tabla 4 Energía por tecnología año 2009
Tecnología MW hidraulica 21.301.164eólica 34.197.941resto régimen especial 35.392.455nuclear 49.021.141carbón 42.250.546cicloscombinados take or pay 59.853.178ciclos combinados 9.291.059
Total 251.307.483
Un factor influyente en los resultados es el coste variable de cada tecnología, en este
caso influye sobre las centrales térmica y los ciclos combinados, estás son las centrales
destinadas a marcar precio. En la simulación los costes medios de las centrales térmicas
son inferiores a los ciclos combinados, lo que hace que tengan prioridad a la hora de ser
despachado.
4.4 ANÁLISIS ECONÓMICO
A partir de un pequeño cálculo, explicado en el Anexo 1, se obtienen los costes fijos
pendientes de recuperar para las centrales de ciclo combinado y las centrales térmicas
de carbón, dependiendo de las inversiones realizadas y de los costes fijos de operación y
mantenimiento.
Así se obtienen los siguientes costes fijos pendientes de recuperar:
Tabla 5 Costes fijos pendientes de recuperar
CCGT
Carbón con reconversión
de caldera Carbón con
desulfuradora Carbón sin
desulfuradoraPotencia MW 400 350 350 350
Costes fijos pendientes €/MWinstalado 51.659 72.472 56.771 33.000
Por lo tanto estas centrales podrían recuperar la inversión si el precio de las horas en las
que entrasen a funcionar fuera lo suficientemente alto como para cubrir sus costes
variables y con suficiente margen como para recuperar parte de sus costes fijos.
Así por ejemplo para un ciclo combinado, sin contrato take or pay, teniendo en cuenta
las horas de funcionamiento de los ciclos combinados, obtenidos como resultado para el
65
año 2020, recuperando sólo los costes fijos , sin tener en cuenta los costes variables, y
para una potencia de 400MW, el precio al que debería ofertar sería:
Costes a recuperar: 51.659 €/MW
Horas de funcionamiento: 304 h
Precio al que ofertaría la unidad: 51.659 €/MW / 304 h = 170 €/MWh
Entonces, un ciclo combinado tendría que ofertar a un precio medio de 170 €/MWh para
recuperar sólo sus costes fijos, sin tener en cuenta los costes variables de combustible y
de operación y mantenimiento, cuando en el mercado español el límite de precio
superior es de 180 €/MWh
Pero como se ha visto anteriormente con la inclusión en el mercado de la energía
procedente de fuentes renovables, la volatilidad de los precios aumenta, y a pesar de que
en determinadas horas del año, el precio puede incrementar de forma evidente, el límite
superior del mercado español, haría que no se alcanzaran los precios necesarios.
Además a lo largo del año la mayoría de las horas estos precios serán muy bajos o
incluso nulos, debido a la lata penetración de energía renovable sea alta, como ha
pasado el primer trimestre del año 2010.
Esto implica que lo ciclos combinados no podrían mantener sus rentabilidad con los
ingresos esperados del mercado excepto en años secos o con baja producción eólica.
Tampoco se puede contar con los ingreso de los mercados de ajuste ya que
generalmente estos ingresos suelen representar una pequeña parte de los ingresos totales
de una central a lo largo del año, tabla 6, en la que se comprueba que la mayor parte del
precio de la energía está formado por el precio del mercado eléctrico.
66
Tabla 6 Precio medio final de la energía, Junio 2010. REE
Esta incertidumbre con respecto los ingresos que se van a recibir provocará que las
inversiones disminuyan, algo que no se puede permitir ya que podría provocar
problemas de seguridad de suministro, debido a que este tipo de tecnología así como las
centrales térmicas son necesarias para los servicios de ajuste, tabla 7.
Tabla 7 Capacidad de reserva según tecnología. Foro Nuclear
Además proporcionan la capacidad necesaria para la reserva firme que se necesitaría, ya
que como se ha visto anteriormente, menos del 10 % de la potencia instalada de eólica
tiene una disponibilidad de 95% , lo que significa que para los 40000 MW instalados de
eólica se necesitarían más de 36000 MW instalados de potencia térmica de respaldo.
Actualmente en España hay instalados unos 67 GW de régimen ordinario, de estos unos
45 GW son de generación térmica, tabla 8. Se prevé un cierre significativo de potencia
de carbón como consecuencia de las directivas de grandes instalaciones de combustión
67
y de emisiones industriales. Ello podría comprometer la seguridad de suministro a partir
de 2016, según [ENTS09].
Tabla 8 Potencia instalada de régimen ordinario 2009. REE
Total Nacional MW Hidráulica 16.658 Nuclear 7.716 Carbón 11.869 Fuel 6.907 Ciclo Combinado 23.653 Total Régimen Ordinario 66.785
Como se ha visto anteriormente, la rentabilidad de los ciclos combinados ha disminuido
debido a la disminución del hueco térmico y por tanto de sus horas de producción, por
debajo de las horas estimadas los proyectos de inversión, provocados por la caída de la
demanda y la alta penetración de energías renovables
Se puede considerar que esta falta de rentabilidad está provocada por un error en la
decisión de inversión de los generadores, algo característico del mercado liberalizado
dónde el riesgo de inversión se traslada al generador. En este caso al no estar provocado
por un cambio regulatorio estas plantas no deberían ser compensadas por esa falta de
beneficios. Pero cómo se ha visto anteriormente esta capacidad es necesaria para poder
suministrar un respaldo fiable a la generación no gestionable. De manera que se
deberían estudiar distintos mecanismos de mercado, que permitieran la disponibilidad
de estas centrales, ya sea revisando los actuales pagos por capacidad o cualquiera de los
otro método explicados, como son los mercados de capacidad. Así se les permitiría a
estos generadores recibir una cantidad fija todos los años de manera que se puedan
cubrir respecto a la incertidumbre de los mercados, y mantener esas inversiones.
Otras opciones para los ciclos combinados establecer una tarifa ATR variable de forma
que se establezca un incentivo para desviar el gas natural.. También desarrollar los
almacenamientos subterráneos para el gas natural, de manera que los ciclos combinados
con contratos del take or pay, tengan una flexibilidad a la hora de consumir ese gas y no
tengan la necesidad de producir a cualquier precio para poder cubrir esos gastos.
68
4.5 MECANISMOS DE MERCADO
Como ya se ha comentado anteriormente en el análisis cualitativo, existen mecanismos
regulatorios para poder asegurar la fiabilidad del sistema. Se pueden clasificar en
mecanismos que determina el precio y mecanismos que determinan la
capacidad.[HURL07], [KARL05], [ENER10]
Algunos ejemplos son:
4.5.1 El mercado de capacidad
El mercado de capacidad asegura la adecuación de la generación imponiendo una
obligación de capacidad instalada a los suministradores, es decir grandes consumidores,
y comercializadores. A los suministradores se les exige cada año a contratar o tener
suficiente capacidad de generación firme por encima de sus carga máxima más un
margen de reserva. Esto lleva la creación de un mercado de capacidad además del
mercado de energía, que permite el comercio de obligaciones de capacidad entre los
suministradores y los generadores. Estos mercados dan a los generadores la oportunidad
de recoger un beneficio extra de su capacidad instalada y les da además un incentivo
para construir reservas más allá de las reservas necesarias para cubrir los servicios de
ajuste.
Dentro de los mercados de capacidad algunos ejemplos son:
ICAP: Es un mercado de capacidad clásico situado en el estado de Nueva
Inglaterra en EE.UU. En él los comercializadores compran una parte proporcional de la
capacidad de consumo de sus clientes de forma que la capacidad total comprada sea
igual al objetivo de adecuidad. Si hay menos oferta de generación que la capacidad
necesaria, algunos comercializadores no alcanzarán sus cuotas, lo que hará que el precio
de la potencia suba hasta el máximo para evitar pagar las multas de los
comercializadores. Así cuando el mercado esté falto de capacidad los generadores
encontrarán las inversiones rentables, lo que traerá inversión hasta que se cumplan con
los objetivos, que el precio de la capacidad descenderá hasta el mínimo.
69
Los altos costes que se alcanzaron con este método llevaron a que se cambiara en el año
2006 por un nuevo mercado Forward Capacity Market (FCM). En este mercado se el
operador del sistema proporciona 3 años antes el requerimiento neto de potencia
instalado previsto (Net Installed Capcity Requirement NICR). Esta capacidad se asigna
en una subasta que se organiza de forma descendente y que sirve para determinar los
pagos a los generadores. Adicionalmente se organizan subastas anuales y mensuales
antes del periodo de entrega.
Reliability Pricing Model (RPM): Situado en el PJM; el este mercado proporciona:
- Adquisiciones de la capacidad tres años antes de que sea necesaria a través de
una subasta competitiva.
- Precios locales para la capacidad de manera que refleja las limitaciones de la red
de transporte, y las distintas necesidades de capacidad según el área.
- Un requisito de recurso variable para ayudar a fijar la capacidad.
- Un mecanismo de respaldo que asegura que los recursos suficientes estén
disponibles para asegurar la fiabilidad del sistema.
4.5.2 Contratos de reserva a largo plazo
Tiene el mismo objetivo que el anterior, en el que la disponibilidad de generación tiene
que ser comprada ex-ante, pero difiere en su organización. Aquí, se establece un
mercado adicional de capacidad donde la capacidad necesaria es comprada por el
operador del sistema a los generadores en representación de toda la demanda. Las
compras se realizan a través de de opciones financieras y siguiendo un procedimiento de
subasta, de manera tanto el precio como la localización de entre las distintas plantas se
determinan a través de mecanismos competitivos.
El operador del sistema determina primero el precio del ejercicio para la subasta,
estableciendo así un límite máximo al precio para la demanda, y después un horizonte
70
temporal, que se corresponde típicamente con un período pico, durante el cual el
generador es requerido a producir la capacidad comprometida en cualquier momento. El
operador del sistema ejercerá esa opción siempre que el precio de la energía supere el
precio de la opción.
Los generadores realizan una o varias ofertas en la subasta, con la cantidad y el precio
que desean. Finalmente se liquida el mercado como una subasta simple y todas las
ofertas aceptadas reciben el precio solicitado por la oferta marginal.
Por un lado, este método estabiliza los ingresos de los generadores, que evitan así el
riesgo de la volatilidad de los mercados, y por el otro lado, representa un mecanismo
basado en el mercado que permite a la demanda cubrirse frente a los altos precios del
mercado.
Este tipo de modelo se ha llevado a cabo en los principios del Neta de Inglaterra y
Gales, en Noruega y en Holanda.
Una forma de evaluar el precio a pagar a partir de la demanda esperada es a través de
estimaciones de curvas de demanda. En la siguiente figura se observa un ejemplo,
dónde se establece el precio que está dispuesto a pagar la demanda en función de la
capacidad. En el primer tramo de la curva el coste de la energía es equivalente al precio
de instalar una nueva central, este precio se mantiene hasta llegar a la capacidad
requerida, después según aumenta la capacidad instalada los precios descienden, hasta
que hay exceso de capacidad instalada y el precio llega a 0.
Es importante diseñar bien la curva, puesto que se puede llegar a superar la capacidad
necesaria.
71
Figura 39 Curva de demanda mercado
4.5.3 Pagos por capacidad
Entre los mecanismos que determinan el precio destaca los pagos por capacidad, según
[ENER10] son ingresos regulados que reciben todos los generadores y que se
determinan como una contribución a la recuperación del coste fijo de una central de
punta. Este pago reduce el coste fijo que las centrales han de recuperar mediante el
margen del mercado, lo que hace que:
- El número de horas al año de déficit de capacidad/precios de escasez necesarias
sea menor (relación entre el coste fijo neto del pago por capacidad y el precio de
escasez).
- El volumen de inversión en nueva capacidad de generación será mayor, al
haberse reducido el número de horas al año de déficit de capacidad / precios de
escasez necesarias para recuperar el coste fijo.
Adicionalmente, en algunos mercados existe un tope al precio del mercado impuesto
por el regulador. En el caso del mercado español, dicho tope existe y tiene un valor de
180 €/MWh (no se pueden realizar ofertas por encima de este valor). Dado que al existir
este tope el precio del mercado no puede llegar a reflejar el precio de escasez, el pago
por capacidad ha de elevarse con el objetivo de cubrir la diferencia entre el tope de
precio y el precio de escasez. En caso contrario, no será posible recuperar los costes
fijos, lo que hará que se detraiga la inversión hasta que en el mercado haya un número
tal de horas de déficit de capacidad/precio de mercado igual al tope establecido que
72
permita la recuperación de los costes fijos. Evidentemente, esto implica una menor
seguridad de suministro.
En el extremo, si el pago por capacidad fuera exactamente igual al coste fijo de la
central de punta (es decir, todo el coste fijo se recuperara con el pago por capacidad),
entonces:
No sería necesaria ninguna hora de déficit de capacidad / precios de escasez el precio
del mercado lo fijaría siempre el cruce entre la oferta y la demanda, incluso en valores
muy elevados de precios.
Dado que la recuperación del coste fijo estaría asegurada, habría una fuerte disposición
a invertir, resultando eventualmente un exceso de capacidad e incluso la necesidad de
que el regulador imponga limitaciones a la construcción de nueva capacidad de
generación.
En España estos pagos lo perciben “las instalaciones de generación en régimen
ordinario del sistema peninsular con potencia instalada superior o igual a 50 MW, cuya
acta de puesta en marcha sea posterior al 1 de enero de 1998 y siempre que no hayan
transcurrido 10 años desde la misma”, que reciben un pago anual por potencia instalada.
· Pretende incentivar la instalación de centrales eléctricas que aporten fiabilidad al
sistema mejorando una de las condiciones básicas para el desarrollo de un mercado
eficiente, que consiste en la libre entrada de nuevas unidades de producción al mercado.
· Se exige a los generadores un compromiso para proporcionar la potencia firme
asignada en los momentos cercanos al racionamiento a cambio de recibir este pago por
capacidad. Para ello, se establece una penalización por fallar.
Con esta medida se pretende incentivar a los generadores a gestionar de manera más
fiable su producción, y especialmente en el caso de las centrales hidráulicas, gestionar
sus embalses para tener su potencia firme disponible en los momentos de necesidad. En
el caso de otras centrales como las de gas natural, se pretende que en momentos de
necesidad que coincidan con elevados precios del gas natural para otros usos como
73
puede ser la calefacción, no resulte rentable dejar de producir la electricidad que se
espera que aporte para vender su combustible en el mercado de gas.
Con esta medida se evita que sea necesario realizar una ley a medida que intente evitar
todo tipo de fallo obligando a los generadores a gestionar estas reservas. De este modo
se libera a los generadores para que puedan tomar sus propias decisiones libremente al
mismo tiempo que se les impone que cumplan con sus obligaciones.
Por otra parte, se permite contar con ciertas regulaciones que establezcan ciertas
reservas estratégicas de combustible o que eviten que se produzcan comportamientos
imprudentes por parte de los generadores, los cuales en caso de fallo, es posible que no
puedan hacer frente a las penalizaciones, siendo estas ineficaces.
Otros ejemplos de países con un mecanismo de pago por capacidad son: Reino Unido,
Irlanda, Perú, Colombia, Argentina, Corea del Sur o Italia
Tabla 9 Mecanismos de mercado
Mercado de capacidad Contrato de reserva a largo plazo Pago por capacidad
Determina la capacidad Determina la capacidad Determina el precio
Obligaciones a los
suministradores y
comercializadores de
contratar la potencia
necesaria para asegurar el
suministro
El regulador compra a través de
subasta la potencia necesaria
para asegurar la estabilidad del
sistema
El regulador establece un
pago fijo por MW
instalado
4.6 REPARTO DEL SOBRECOSTE
En España las energías renovables están subvencionadas a través de las tarifas de
acceso, lo que supone un sobrecoste para los consumidores de energía eléctrica.
En 2009 las primas de las renovables se situaron en 6.086 millones de euros, casi el
doble que el año anterior, y representaron casi un tercio del coste total de la tarifa. Esta
74
subida se ha producido por la avalancha de fotovoltaicas que, con sólo un 4% de la
energía producida, absorben la mitad de estas subvenciones.
En España el sector energético está compuesto de la siguiente forma:
- Sector eléctrico 25%
- Sector gasista 19 %
- Sector del petróleo y su derivados 56%
El sector eléctrico ha desarrollado en los últimos años diferentes tecnologías renovables
llegando a cubrir el 30 % de la demanda a través de dichas tecnologías, mientras que el
sector gasista y el del petróleo no cuentan con una tecnología madura ni con potencial
de recursos para poder asumir los objetivos de consumos de energía final.
El cumplimiento de los objetivos establecidos por la Unión Europea obliga al sector
eléctrico a que tenga que asumir una gran parte del objetivo. Esto implica que los
consumidores de electricidad serán los únicos que tengan que hacer el esfuerzo de
asumir los costes de producir esta energía. Mantener el esfuerzo en el sector eléctrico
supone un incremento del precio de la electricidad lo que introduce un incentivo para
consumir derivados de petróleo y gas natural sin contribuir con los objetivos de
consumir energía de origen renovable.
Por lo tanto los sectores del gas y petróleo deberían adquirir parte de su objetivo de
renovables al sector eléctrico pagando cada sector una cuota según su aporte a la
consumo de energía, como se ve en el siguiente ejemplo para los costes supuestos en el
año 2010.
Figura 40 Propuesta reparto de costes de soporte de la curva de aprendizaje de las energías
renovables. Fuente [APPA10]
75
Repartiendo los costes soportados para el desarrollo de las energías renovables entre
todo el sector energético según su aporte al consumo de energía se lograrían los
objetivos fijados, permitiendo además, una reducción paulatina de la tarifa eléctrica al
consumidor.
4.6 CONCLUSIONES
Las principales conclusiones que se obtienen del análisis son:
El aumento de las horas potencialmente con precios cero, o con precios negativos en
aquellos mercados sin límite de precio inferior, debido al aumento de producción de
energía de las tecnologías de precio aceptante, fundamentalmente por parte de las
tecnologías que forman parte del régimen especial.
La disminución del hueco térmico, un 40 % con respecto al año 2009. Esto implica que
las horas de producción para las centrales térmicas de carbón y los ciclos combinados
disminuyen afectando a su rentabilidad. Para evitar que esto afecte a la fiabilidad del
sistema se deberían desarrollar mecanismos de mercados que permitan mantener la
rentabilidad de dichas instalaciones.
La necesidad de hacer una reparto equitativo del sobrecoste generado por las energías
renovables, en todo el sector energético que permita alcanzar los objetivos sin que se
produzcan aumentos excesivos de la tarifa eléctrica.
76
5. CONCLUSIONES
España ha conseguido integrar con éxito las energías renovables dentro del sistema
eléctrico en los últimos años, convirtiéndose en uno de los principales países a nivel
mundial en este sector. Esto se ha logrado gracias a un marco regulatorio estable y el
esfuerzo por parte del operador del sistema para integrar las energías renovables en el
sistema.
Uno de los aspectos más importantes del impacto de la eólica en el trasporte de energía
eléctrica son las interconexiones Es fundamental que para una correcta integración de
este tipo de energía no gestionable se aumenten las interconexiones en España, hasta
llegar al 10 % de la demanda, respecto al 3% actual. En los próximos años se aumentará
esta capacidad gracias a las nuevas interconexiones con Francia, aunque no será
suficiente.
Con respecto a la distribución, ya se están llevando a cabo estudios para la implantación
de smart grids, que permitan controlar mejor los flujos de generación distribuida, a la
cual pertenece la mitad de la producción eólica. También es importante la gestión de la
demanda junto con la implantación del coche eléctrico.
Debido a la difícil previsión de la energía eólica, se producen desviaciones respecto a
las previsiones de producción del día anterior, tanto a subir como a bajar. Los fallos de
previsión disminuyen según disminuye el horizonte temporal de la previsión, aún así,
prevalecen los errores hasta con horizontes temporales de una hora.
De todos los servicios de ajuste el que se ve afectado por estas desviaciones es el de la
regulación terciaria, y las restricciones técnicas lo que implica que se han de aumentar
las reservas rodantes de generación térmica, lo que supone un sobrecoste del sistema, al
tener que tener generación térmica disponible con su mínimo técnico.
Se debería aumentar la capacidad de bombeo para poder gestionar de forma más
eficiente la energía eólica y así aprovechar el exceso de energía y poder ajustarla a la
demanda, haciendo partícipe así al bombeo de la operación del sistema.
77
El precio medio del mercado diario disminuye gracias a la participación de las energías
renovables, por sus costes variables casi nulos y la prioridad de despacho. Esto ha
llevado que en el primer trimestre de 2010 se haya llegado tener muchas horas de precio
cero, al coincidir un período de grandes precipitaciones, con una gran producción
eólica. A pesar de la disminución del precio medio, aumenta la volatilidad del mercado.
También se produce un aumento de las horas potenciales con precios cero o precios
negativos en aquellos mercados sin límite inferior, indicando la ineficiencia del sistema.
Según aumente la potencia instalada de energía eólica deberá aumentar la instalación de
potencia de una generación fiable y flexible que sea capaz de adaptarse a los cambios
bruscos de generación de eólica, como son las turbinas de gas, las centrales de carbón
importado, los ciclos combinados o las centrales hidráulicas de bombeo. Sin embargo el
incremento en la volatilidad de los precios del mercado puede retraer a los potenciales
inversores o provocar un cierre prematuro de las instalaciones existentes si no recuperan
la totalidad de sus costes a no ser que la administración recurra a nuevas intervenciones
en forma de pagos regulados para garantizar la estabilidad de las señales a la inversión.
La necesidad de que el sobrecoste asociado a las energías renovables sea soportado de
forma equitativa por todo el sector energético, a través de cuotas proporcionales al
aporte de cada sector al consumo energético, lo que permitirá que se alcancen los
objetivos sobre energías renovables si aumentar las tarifas eléctricas.
78
6. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS
[APPA10] APPA, ASIF, “Propuesta de reparto de costes soporte de la curva de
aprendizaje de las energías renovables para cumplimiento objetivos Unión
Europea 2020”, Junio 2010
[BATL09] Batlle, C., “Incentivos regulatorios para la firmeza y suficiencia del
suministro de electricidad”, II Encuentro Internacional de Regulación, Lima,
Perú, Septiembre 2009
[BATL10] Batlle, C., Rodilla, P., “Policy and regulatory design issues on security of
electricity generation supply in a market-oriented environment”, Madrid,
Abril 2010
[CARB09] Carbajo, A., “La integración de las energías renovables en el mercado
implicaciones técnico-económicas de la generación distribuida”, III Jornada
UNESA-ELECPOR, Octubre 2009
[CARB09] Carbajo, A., “Los mercados eléctricos y los servicios de ajuste del sistema”,
Economía Industrial nº 364
[CRAM06] Cramton, P., Stoft, S., “The Convergence of Market Designs for Adequate
Generating Capacity with Special Attention to the CAISO’s Resource
Adequacy Problem”, Abril 2006
[ENTS09] ENTSO-E,“Report System Adequacy Forecast 2010 – 2025”, 2010
[FRON09] Frontiers Economics, “Blowing in the wind measuring and managing the
costs of renewable generation in Europe”, Octubre 2009
[HURL07] Hurley, D., Peterson, P., “Demand Resources in the New England Forward
Capacity Market”, ACEEE/CEE Market Transformation Symposium,
Marzo 2007
79
[IDAE10] IDAE, “Proyecto Piloto de Movilidad Eléctrica”, 2010
[JOSK06] Joskow, P.L., “Competitive Electricity Markets and Investment in New
Generating Capacity”, Abril 2006
[KARL05] Karl, M., “Locational Installed Capacity” Massachussets Electricity
Restructuring Roundtable, Marzo 2005
[MIRA08] Huerta Miranda, A, “WISTA: Modelo estocástico para el tratamiento de
energías no programables en los estudios de cobertura. Aplicación a la
energía eólica”, Proyecto fin de Master Endesa-ICAI, Julio 2008
[MITY08] Ministerio Industria Turismo y Comercio, “Planificación de los sectores de
electricidad y gas 2008-2016”, Mayo 2008
[OMEL10] OMEL, “Evolución del mercado de Energía Eléctrica”, Marzo 2010
[ORTI09] Ortigas, J.C., “Integración de la producción renovable en 2020”, Electricidad
nº 38, Octubre 2009
[REE_09] Red Eléctrica de España, “Avance del Informe del Sistema Eléctrico
Español en 2009”, Diciembre 2009
80
ANEXO 1
En la siguiente tabla se hace un pequeño ejercicio para estimar los costes fijos
pendientes de recuperar para los distintos tipos de centrales térmicas que existen. Para
cada central se supone una potencia según la potencia típica de cada una de las
instalaciones.
Para calcular los costes fijos se parte de los costes de inversión iniciales para cada
instalación, en el caso de los ciclos combinados estos costes son los costes de inversión
totales, mientras que para las centrales de carbón con los costes correspondientes a las
reformas que se han realizado en las centrales que se hayan llevado a cabo, que son la
reforma de la caldera y la planta desulfuradora.
Además se tiene en cuenta el pago por capacidad PC durante los 10 en los que reciben
el pago, además de los pagos de la tarifa de acceso de gas natural, ATR GN, y los gastos
de operación y mantenimiento O&M.
El resto de los datos empleados son datos típicos del sector.
81
CCGT
Carbón con reconversión
de caldera Carbón con
desulfuradora Carbón sin
desulfuradora Potencia MW 400 350 350 350
Coste €/kW 480 246 171 0 Inversión M€ 192,0 86,1 60,0 0,0
PC €/MW año 20.000 0 8.750 0 M€ año 8,0 0,0 3,1 0,0 años 10 10 10 10
PC d.i. M€ año 5,6 0,0 2,1 0,0 VAN PC M€ 39,3 0,0 15,1 0,0
Inversión pendiente M€ 152,7 86,1 44,9 0,0
ATR GN M€ 0,0 0,0 0,0 0,0 O&M M€ 5,2 11,6 13,3 11,6
ATR GN €/MW 0 0 0 0 O&M €/MW 13.100 33.000 38.000 33.000
Vida útil años 25 10 10 10 Impuestos 30% 30% 30% 30% Tasa d.i. 7,0% 7,0% 7,0% 7,0%
Inversión a amortizar M€ 192,0 86,1 60,0 0,0 Inversión a retribuir M€ 152,7 86,1 44,9 0,0 Amortización M€ 7,7 8,6 6,0 0,0 Margen d.i. M€ 13,1 12,3 6,4 0,0 Anualidad a.i. M€ 15,4 13,8 6,6 0,0 Retribución d.i. M€ 5,4 3,6 0,4 0,0 Retribución a.i. M€ 7,7 5,2 0,6 0,0 Amortización €/MW 19.200 24.587 17.143 0 Margen d.i. €/MW 32.751 35.006 18.283 0 Anualidad a.i. €/MW 38.559 39.472 18.771 0 Retribución d.i. €/MW 13.551 10.419 1.140 0 Retribución a.i. €/MW 19.359 14.885 1.628 0
PC M€ 8,0 0,0 3,1 0,0 Amortización M€ 7,7 8,6 6,0 0,0 Retribución M€ 7,7 5,2 0,6 0,0 Total inversión M€ 23,4 13,8 9,6 0,0 ATR GN M€ 0,0 0,0 0,0 0,0 O&M M€ 5,2 11,6 13,3 11,6 Total costes fijos M€ 28,7 25,4 22,9 11,6 Costes fijos pendientes M€ 20,7 25,4 19,9 11,6 PC €/MW 20.000 0 8.750 0 Amortización €/MW 19.200 24.587 17.143 0 Retribución €/MW 19.359 14.885 1.628 0 Total inversión €/MW 58.559 39.472 27.521 0 ATR GN €/MW 0 0 0 0 O&M €/MW 13.100 33.000 38.000 33.000 Total costes fijos €/MW 71.659 72.472 65.521 33.000 Costes fijos pendientes €/MW 51.659 72.472 56.771 33.000
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