Autorizada la entrega de la tesis de máster del alumno/a: Berta de Navas Gutiérrez. EL DIRECTOR Pablo Frías. EL TUTOR César Martínez

Transcripción

1 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: / /

2 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

3 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 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 MW de energía eólica estimados en el año 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

4 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.

5 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 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 MW of wind power estimated are installed at 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

6 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.

7 INDICE 1.1 INTEGRACIÓN DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN EL SISTEMA OBJETIVOS METODOLOGÍA Y ESTRUCTURA DEL DOCUMENTO SITUACIÓN ACTUAL DE LAS RENOVABLES ESCENARIO ACTUAL EN ESPAÑA ESCENARIO ACTUAL EN EUROPA CONCLUSIONES ANÁLISIS CUALITATIVO REDES DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN SERVICIOS DE AJUSTE PRECIO DEL MERCADO DIARIO IMPACTO EN EL ACTUAL MIX DE GENERACIÓN CONCLUSIONES ANÁLISIS CUANTITATIVO DESCRIPCIÓN DEL MODELO HIPÓTESIS Y JUSTIFICACIÓN RESULTADOS ANÁLISIS ECONÓMICO MECANISMOS DE MERCADO REPARTO DEL SOBRECOSTE CONCLUSIONES CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS ANEXO

8 INDICE DE FIGURAS Figura 1 Mix de producción de electricidad año Fuente: MITYC... 1 Figura 2 Factor de utilización de potencia eólica instalada Fuente REE... 3 Figura 3 Desvío programa generación eólica Fuente REE... 3 Figura 4 Evolución potencia instalada eólica Fuente AEE... 7 Figura 5 Potencia instalada en España a 31 de Diciembre Fuente REE... 8 Figura 6 Evolución de la cobertura de la demanda por energía eólica. Fuente AEE... 8 Figura 7 Cobertura de la demanda Fuente REE... 9 Figura 9 Intercambios internacionales Fuente REE Figura 10 Energía renovable en Europa. Fuente EWEA Figura 11 Nueva capacidad instalada Europa Fuente EWEA Figura 12 Potencia eólica instalada en Europa final Fuente EWEA Figura 13 Interconexiones europeas. Fuente ENTSOE Figura 14 Evolución potencia instalada eólica e hitos regulatorios en Alemania. Fuente BWE Figura 15 Evolución potencia eólica instalada en Alemania Fuente BWE. 19 Figura 16Evolución energía eólica en Dinamarca ens.dk Figura 17 Capacidad interconexión España Figura 18 Interconexiones en Figura 19 Curva de demanda con la introducción coche eléctrico. MOVELE. Fuente: [IDAE10] Figura 20 Producción programada y medidas liquidadas de régimen especial eólico y térmico no renovable. REE Figura 21 Error de previsión eólica. Fuente: [FRON09] Figura 22 Eror de previsión para un parque eólico. Fuente: [FRON09] Figura 23 Sesiones de mercado intradiario. OMEL Figura 24 Energía gestionada en los servios de ajuste, REE Figura 25 Servicio de restricciones.fuente: [CARB09] Figura 26. Relación entre producción eólica y energía en restricciones técnicas Elaboración propia datos REE Figura 27 Producción eólica y reserva secundaria año Elaboración propia datos REE Figura 28 Relación entre desvíos eólica y reserva terciaria. Elaboración propia datos REE Figura 29 Ratio de requerimiento REE Figura 30 Causas de la limitación de potencia por parte de REE Figura 31 Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL). Fuente: [ENER10] Figura 32 Curva de oferta Figura 33 Precio medio mercado diario. Abril Marzo Fuente: [OMEL10] 45 Figura 34 Estudio de correlación potencia eólica frente demanda Figura 35 Estudio de correlación potencia hidráulica frente demanda Figura 36 Diagrama de bloques del modelo WISTA Figura 37 Cobertura de la demanda año Figura 38 Curva monótona de carga año Figura 39 Curva de demanda mercado Figura 40 Propuesta reparto de costes de soporte de la curva de aprendizaje de las energías renovables. Fuente [APPA10]... 75

9 INDICE DE TABLAS Tabla 1 Costes por tecnologías. Fuentes del sector Tabla 2 Tiempo que cada tecnología marca precio año Tabla 3 Energía producida año Tabla 4 Energía por tecnología año Tabla 5 Costes fijos pendientes de recuperar Tabla 6 Precio medio final de la energía, Junio REE Tabla 7 Capacidad de reserva según tecnología. Foro Nuclear 67 Tabla 8 Potencia instalada de régimen ordinario REE Tabla 9 Mecanismos de mercado... 74

10 1. INTRODUCCIÓN El panorama actual del sector eléctrico está determinado por las medidas para reducir las emisiones de CO 2 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 Fuente: MITYC 1

11 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 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 , 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

12 Figura 2 Factor de utilización de potencia eólica instalada 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 Fuente REE 3

13 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

14 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

15 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

16 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 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 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

17 12% 4% 19% 8% 18% 24% 4% 11% Eólica Solar Resto R.E. Ciclo combinado Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas Figura 5 Potencia instalada en España a 31 de Diciembre 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 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

18 12% 1% 13% 19% 9% 29% 3% 14% Eólica Solar Resto R.E. Ciclo combinado Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas Figura 7 Cobertura de la demanda 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] 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 MW de eólica instalados en el año 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

19 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

20 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 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

21 Figura 9 Intercambios internacionales Fuente REE 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

22 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 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

23 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 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

24 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, 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

25 Figura 11 Nueva capacidad instalada Europa 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 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

26 Figura 12 Potencia eólica instalada en Europa final 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

27 2.2.1 Energía eólica en Alemania Alemania es el primer país productor de energías renovables con una capacidad instalada de energía eólica de MW, con una cobertura de la demanda de 7 % en el año 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 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

28 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 Estas tarifas disminuirán un 5% anual a partir del año 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 MW y en mar a los 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 Fuente BWE 19

29 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 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

30 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

31 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

32 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 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

33 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

34 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

35 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 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

36 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

37 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

38 - 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 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

39 Figura 24 Energía gestionada en los servios de ajuste, 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

40 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