Características estructurales. Canarias

Transcripción

1 Características estructurales de los sistemas insulares de Canarias Integración en red: soluciones para altas penetraciones eólicas en sistemas insulares Las Palmas 8 y 9 de noviembre

2 Índice Generación y red de transporte Seguridad y coste del suministro Regulación Integración de EERR 2

3 Características estructurales de los SEI de Canarias : generación y RdT Sistemas eléctricos aislados, de tamaño reducido a medio y escaso desarrollo de la red de transporte El SEI de El Hierro es 80 veces más pequeño que el SEI de G. Canaria (o de Tenerife) y este 75 veces más pequeño que el SEPE. Tecnologías de generación ordinaria: turbinas de vapor, ciclos combinados, motores de diésely turbinas de gas (en los sistemas pequeños sólo motores diésel, en los medianos sólo motores diésely turbinas de gas). Diferentes características técnicas(min. técnico, tiempo de arranque, rampas de subida/bajada) condicionan su mayor o menor flexibilidad; Tamaño del sistema y de los grupos generadores directamente relacionado con la estabilidad; Elevado nº de incumplimientos de criterios de seguridad en las redes de transporte. Los incumplimientos en N-1 se resuelven mediante automatismos de desconexión de carga (mercado) de los que hay actualmente 19 en servicio. Elevada concentración de riesgos en determinadas subestaciones. Por ejemplo, el 40-50% del mercado de los SEI de G. Canaria y de Tenerife cuelga de las subestaciones de Jinámar 66kV y de Candelaria 66kV respectivamente Elevada vulnerabilidad del suministro eléctrico (TIM (T) acumulado 2010 es 260 veces superior al TIM (T) del SEPE en 2009) 3

4 Características estructurales de los SEI de Canarias : regulación Inexistencia de un mercado de producción Posibilidad de competencia en generación de régimen ordinario muy limitada (fuertes barreras de entrada : emplazamientos, índices de cobertura máximos,..) El despacho de generación lo realiza el Operador del Sistema (REE) atendiendo a los costes variables reconocidos de cada grupo generador con el objetivo de garantizar la seguridad de suministro optimizando el coste de explotación (atendiendo a lo dispuesto en la normativa de aplicación en los SEIE: RD 1747/2003, ITC/913/2006, ITC/914/2006y Procedimientos de Operación)y maximizando la integración de EERR. Progresiva desintegración de la estructura vertical del suministro La estructura del sector eléctrico de Canarias se ha transformando a raíz del RD 1747/2003 que designa a REE como OS y de la Ley 17/2007 que designa a REE como Transportista Unico(*). Esta transformación resuelve los potenciales conflictos de interés entre el agente principal y los nuevos entrantes (fundamentalmente EERR) (*) Esta última se materializa en julio de 2010 con el traspaso de la totalidad de los activos de transporte de los SEIE (aquellos cuya tensión de explotación 66kV) a REE. 4

5 Características estructurales de los SEI de Canarias : seguridad y coste del suministro Nula diversificación de materias primas energéticas El 94% de la demanda eléctrica se cubre utilizando 2,1MTm de combustibles derivados del petróleo (aprox. 65% fuel-oily 35% gas-oil, con tendencia a incrementarse la proporción de este último); Elevado sobrecoste del suministro eléctrico El coste variable medio de generación en los SEIC en el año 2008 (valor máx. en el período ) fue de 146 /MWh(aprox. 2,1 veces el precio medio final, en el mismo período en el SEPE que fue de 69,6 /MWh) El coste variable medio de generación de base en el SEI de G. Canaria fue de 114 /MWh SIN EMBARGO, el precio de la energía eólica a mercado en 2008 resultó ser de aprox. 100,4 /MWh; El coste fijo medio de generación en los SEIC en 2008 fue de aprox. 32 /MWh Así el coste medio total del SEIC en 2008 fue 2,5 veces superior al del SEPE Elevada vulnerabilidad ante subidas de precio del barril/crisis de oferta 5

6 Características estructurales de los SEI de Canarias : integración de EERR (I) Plan Energéticode Canarias establece objetivos de integración de EERR Instalación de potencia fotovoltaica (AA) : actual 100MW H MW ( mínimo ) Instalación de potencia eólica (concurso) : actual 136MW H MW H MW ( máximo ) Solamente la eólica supondrá el 135%y el 60% de las demandas valle y punta (SEI de G. Canaria, similar para otros SEI)en el H2015 Severas limitaciones globales estabilidad de frecuencia, cobertura de nudo único a la integración de EERR si no se introducen mejoras sustanciales en la gestión, en las teconologíasy sobre todo en la estructura de los SEIC. Mejoras en la gestión de los SEIC : mejoras en la previsión de las producciones eólica y fotovoltaica; introducción de técnicas probabilísticas de programación de la cobertura; Modificacióndel mix de generación con el que se realiza la cobertura incorporando más TG en ciclo abierto en detrimento de TV; 6

7 Características estructurales de los SEI de Canarias : integración de EERR (II) Mejoras en las tecnologías de producción basadas en EERR Mejoras en cuantoa la observabilidad/controlabilidad(potencias agregadas por punto de conexión- superiores a 1MW); Mejoras en las características de respuesta (nuevos requisitos en PO SEIE 12.2 orientados a que estas tecnologías contribuyan al funcionamiento estable del sistema, pendiente de aprobación). Mejoras en la estructurade los SEIC : desarrollo de las interconexiones submarinas entre islas (propuesta interconexión entre SEI de G. Canarias y SEI Lanzarote-Fuerteventura en la planificación H ); incorporación de sistemas de almacenamiento y regulación a gran escala (fundamentalmente instalaciones de bombeo puro con el único objetivo de estabilizar los SEIC). REE está impulsando su desarrollo desde 2007 (propuestas de modelo regulatorio) y su ejecución desde 2009 (proyectos contemplados en el Plan Canarias ); 7

8 GRACIAS POR SU ATENCION 8

9 PUNTAS DE POTENCIA MEDIA HORARIA Punta Periodo (MW) Fecha Punta Histórica (MW) Fecha Gran Canaria Tenerife Fuerteventura Lanzarote La Palma 49, = = La Gomera 12, , El Hierro 7, ,

10 COBERTURA POR TECNOLOGIA Y POR COMBUSTIBLE Producción acumulada 2009 por tecnología. Canarias enero - diciembre 0% 2% 4% 3% 28% 23% 4% 36% Generación Eólica Resto Régimen Especial Motor Combustión Interna (MCI) Turbinas Gas (Gas-Oil) Vapor (Fuel-Oil) Ciclo Combinado (Gas-Oil) Grupos auxiliares Generación Fotovoltaica 1% 34% 65% FUEL-OIL GAS-OIL DIÉSEL-OIL 10

11 PARQUE GENERADOR (III) ESTRUCTURA DE LA GENERACIÓN. RÉGIMEN ORDINARIO Estructura de la generación en régimen ordinario. Gran Canaria Estructura de la generación en régimen ordinario. Tenerife 44% 15% 37% Turbinas de vapor Motores Combustión Interna Ciclos Combinados Turbinas de gas 26% 28% 40% Turbinas de vapor Motores Combustión Interna Ciclos Combinados Turbinas de gas 4% 6% Estructura de la generación en régimen ordinario. Lanzarote - Fuerteventura Estructura de la generación en régimen ordinario. La Palma 23% 22% 77% Diésel oil Motores Combustión Interna T.G. (Gas oil) 78% Turbinas de gas Estructura de la generación en régimen ordinario. La Gomera Estructura de la generación en régimen ordinario. El Hierro 100% Motores Combustión Interna 100% Motores Combustión Interna 11

12 Coste variable medio del régimen ordinario en los SEIC Comparativa Retribución Eólica Vs Régimen ordinario /MWh (ene-jul) EÓLICA RÉGIMEN ORDINARIO (*) Fuente CNE Información estadística sobre las Ventas de Energía del Régimen Especial. Junio de 2010 (precios para la eólica acogida a la opción de ventas en el mercado de producción) (**) Los precios medios de la generación de régimen ordinario en los SEIC pueden consultarse a través de la página web de REE ( en el apartado e-sios) 12

13 Comportamiento de las producciones eólica y fotovoltaica El comportamiento de la fotovoltaica (SEI de Tenerife) El comportamiento de la eólica (SEI de G. Canaria) En ambos casos se producen variaciones muy importantes y de difícil predicción 13

14 M1 La previsión de la producción eólica (GC). banda de error (relativo) ±90% Horizonte de previsión: 12 horas Así por ejemplo, con 300MW de potencia eólica instalada y una previsión a 12h de producción horaria de 120MWh podríamos encontrarnos (con un 90% de confianza) entre 15MWh y 240MWh de producción real 14

15 Diapositiva 14 M1 Animación 1º la tabla, 2º los intervalos de error relativo y los recuadros (rótulo) 3 la flecha blanca y el mensaje de texto MARFERSA; 18/10/2008

16 INDICADORES DE RIESGO DE LIMITACIÓN RÉGIMEN ESPECIAL Gran Canaria 2015: Comparación tamaños bombeo ESCENARIO SUPERIOR ESCENARIO INFERIOR ESCENARIO MÁS PROBABLE HORAS EQUIVALENTES (h) TAMAÑO BOMBEO (MW) Evolución horas equivalentes limitación Horas Tamaño instalación bombeo (MW) ESCENARIO SUPERIOR ESCENARIO INFERIOR ESCENARIO MÁS PROBABLE 15