Las energías renovables y su impacto en el mercado eléctrico: la integración técnica de la producción

Transcripción

1 Las energías renovables y su impacto en el mercado eléctrico: la integración técnica de la 13 de junio de 2017

2 Índice Características del Sistema Eléctrico Español Las energías renovables y su integración en el Sistema Eléctrico Español Conclusiones 2

3 Características del Sistema Eléctrico Español Limitada capacidad de intercambio con otros sistemas. Gran modulación del consumo diario. Red de transporte muy mallada. Transporte de energía dependiente del escenario de generación. Diversificación de las tecnologías de generación. 3

4 Características del Sistema Eléctrico Español (Generación instalada) Potencia peninsular neta instalada: Junio 2017 (1) Incluye la potencia de bombeo puro 4

5 Características del Sistema Eléctrico Español (Cobertura de la Demanda) Mix de generación: año 2016 Energia sin emisiones CO 2 63,7% Carbón 14,3% Residuos 1,3% Cogeneración 10,5% Ciclo combinado 10,5% Eólica 19,3% Fotovoltaica 3,1% Termosolar 2,1% Otras renovables 1,4% Nuclear 22,9% Hidráulica 14,6% Mix generación 2016 GWh Nuclear Eólica Fotovoltaica Termosolar Otras renovables Residuos (*) Hidráulica Ciclo Combinado Cogeneración Carbón Generación Enlace Península-Baleares Consumo Bombeo Saldos Interconexiones Portugal Andorra -278 Francia Marruecos Total Energia Renovables 40,8% Demanda en barras Central (*) Incluido generación bombeo ( 1,4%) 5

6 % Características del Sistema Eléctrico Español Penetración de renovables ( ) 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Año Hidráulica Térmica renovable Solar térmica Solar fotovoltaica Eólica 6

7 MWh Características del Sistema Eléctrico Español Penetración de renovables ( ) Año Hidráulica Térmica renovable Solar térmica Solar fotovoltaica Eólica 7

8 Índice Características del Sistema Eléctrico Español Las energías renovables y su integración en el Sistema Eléctrico Español Cobertura de la demanda Control y supervisión Viabilidad balances potencia Componente tecnológica Provisión de servicios complementarios Impacto errores de previsión Conclusiones 8

9 Características generales de las EERR Fuente primaria autóctona, renovable Descarbonización y reducción de la dependencia energética del exterior Gestionabilidad Necesidad de predicción Almacenamiento sales / Hibridación gas Fiabilidad del recurso para cobertura de puntas de demanda Impacto en el requerimiento a la generación gestionable Generación distribuida 65% RdT 35% RdD 1% RdT 99% RdD 76% RdT 24% RdD Tecnología Capacidades técnicas Interfaz electrónica de potencia Interfaz electrónica de potencia Generadores síncronos convencionales 9

10 Retos de la integración de EERR Cobertura demanda Impacto errores de previsión Control y supervisión Provisión de servicios complementarios Viabilidad balances potencia Componente tecnológica 10

11 Solar Térmica Fotovoltaica Eólica Retos de la integración de EERR: Cobertura de la demanda Cobertura demanda 11

12 Retos de la integración de EERR: Supervisión y control CECRE: Control y supervisión Observabilidad % Eólica 99 Solar PV 70 Solar CSP 100 Hidráulica RE 84 Cogeneración 96 Otros 66 Generadores dispersos que pertenecen a distintas compañías. CECRE se comunica con más de 30 Centros de Control que agrupan a más de 3400 instalaciones. Según el RD413/2014, agrupaciones mayores de 5 MW han de estar adscritas a un CCRE. Posibilidad de recibir consignas máximas de que deben seguir en menos de 15 minutos 12

13 Retos de la integración de EERR: Supervisión y control GEMAS: Cálculo de consignas de generación eólica Control y supervisión Consignas CECRE CCRE 1 CCRE1 GEMAS Cálculo en tiempo real GEMAS: Generación Eólica Máxima Admisible en el Sistema Medidas tiempo real GEMAS analiza en tiempo real la máxima generación eólica admisible en el sistema. Si las reducciones son necesarias, se calculan y envían consignas de generación. Las instalaciones deben adaptar su a la consigna en 15 minutos. 13

14 Retos de la integración de EERR: Viabilidad balances potencia en horas valle Terciaria a bajar agotada de y h Demanda máxima MW Mix de generación en valle Viabilidad balances potencia 30 ciclos combinados en punta Demanda mínima MW 5 ciclos combinados en valle 14

15 Retos de la integración de EERR: Viabilidad balances potencia en horas valle Eólica Ciclos combinados Viabilidad balances potencia Baja en horas punta 27 ciclos combinados durante horas punta Alta durante horas valle 1 ciclo combinado durante horas valle 15

16 Retos de la integración de EERR: Componente tecnológica (Comportamiento ante perturbaciones) Componente tecnológica Desconexión de generadores eólicos ante huecos de tensión Capacidades técnicas (Fault Ride Through FRT capabilities Procedimiento de Operación 12.3 Desde 1/1/2008 los nuevos PP.EE. instalados deben cumplir con los requerimientos del PO MW de generación eólica instalados con antelación al 1/1/2008 han conseguido el certificado de cumplimiento con el PO Finalmente ha quedado una potencia inferior a MW sin capacidad para soportar huecos de tensión. Desde el RD 1565/2010 se exige el cumplimiento del PO 12.3 también a las instalaciones o agrupaciones solares fotovoltaicas mayores de 2 MW. Monitorización y actuación en tiempo real CECRE- GEMAS 16

17 Retos de la integración de EERR: Componente tecnológica (Provisión de servicios complementarios) Provisión de SSCC Servicio Definición Carácter Proveedores Requerimientos Reserva Regulación primaria Actuación de los reguladores de velocidad de los grupos generadores ante variaciones de frecuencia (<15 seg para desvíos 1500 MW y <30 seg para desvíos >1500 MW) Obligatorio y no remunerado Todos los grupos generadores Requerimientos ENTSO-E P.O.1.5 Regulación secundaria Actuación de la RCP y de los AGC sobre los reguladores de grupos ante variaciones de frecuencia y del desvío respecto al programa con ENTSOE ( 100 seg) Potestativo y remunerado Grupos generadores habilitados e integrados en zonas de regulación P.O. 1.5 Regulación terciaria Variación de potencia respecto a programa en tiempo no superior a 15 minutos que puede mantenerse hasta 2 horas Potestativo y remunerado, de oferta obligatoria Generadores y grupos de bombeo habilitados por el OS P.O.1.5 Gestión de desvíos Reserva adicional de potencia activa para hacer frente a las diferencias entre la demanda prevista y programada, diferencias entre la generación eólica prevista y programada, así como las posibles pérdidas de generación y/o retrasos de acopamientos que sean superiores a la pérdida máxima de generación admisible Potestativo y remunerado Generadores y grupos de bombeo habilitados por el OS P.O. 1.5 Control de tensión Mantenimiento perfil tensiones nudos RdT: Tensión en los nudos de alta de las centrales de generación, Factores de potencia en nudos de distribución y consumo, Gestión de los elementos discretos Parte obligatoria Parte potestativa (pendiente de implantación) G: P 30 MW C: s P 15 MW Distribuidores Transportista G: Reactiva +/- 15% Pn a tensión nominal C: Reactiva según periodos 17

18 PP.OO. Adaptados al RD 413/2014 Retos de la integración de EERR: Componente tecnológica (Provisión de servicios complementarios) Provisión de SSCC 10/02/2016: Se inicia la aplicación de los nuevos Procedimientos de operación adaptados al RD 413/2014. Las instalaciones RCR (Renovables, Cogeneración y Residuos) que pasen con éxito las pruebas de habilitación específicas para cada servicio (establecidas por el MINETUR en Diciembre de 2015), pueden participar en los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo: Gestión de desvíos (GD) Regulación Terciaria (TER) Regulación Secundaria (SEC) Participación en Fase II de RRTT permitida a instalaciones con coef. de disponibilidad 50% (Orden de peajes). En caso de que el coef. < 50% deberán estar habilitadas en GD y TER TECNOLOGIA TIPO SEGÚN RD 413/2014 MW HABILITADOS Estado actual de participación EOLICA RCR_B COGENERACIÓN RCR_A11, RCR_A11_AE, RCR_A HIDRÁULICA RCR_B4, RCR_B5 29 RESIDUOS RCR_C2 0 BIOMASA RCR_B6 6 BIOGÁS RCR_B7 7,5 TERMOSOLAR RCR_B12 30 RESIDUOS RCR_C2 0 TOTAL 7868,5 18

19 Retos de la integración de EERR: Componente tecnológica (SSCC Control de tensión ) Provisión de SSCC Las instalaciones RCR (renovables, cogeneración y residuos) > 5 MW pueden recibir instrucciones de factor de potencia y/o consignas de tensión. Incumplimiento -> penalización. (anexo III) RCR > 5 MW puede participar voluntariamente en el servicio de ajuste de control de tensión para RCR siguiendo consignas de tensión. Prioridad de despacho. Se mantiene la posibilidad de participar en el P.O.7.4, pero ante incumplimientos aplican las penalizaciones del Anexo III. Penalización (Anexo III): 0,261 c /kwh (RDL 9/2013, elimina las bonificaciones de complemento de energía reactiva) - 3 % 0 % - 3 % Actualmente: La Rioja y Galicia factor de potencia = 1 y resto inductivo Inductivo Capacitivo 19

20 Retos de la integración de EERR: Impacto errores de previsión Las previsiones pueden reducir los efectos de la variabilidad de las renovables en la operación del sistema. Pero los errores han de ser tenidos en cuenta y se deben programar las reservas adicionales para superarlos Mayores errores implican mayor provisión de reserva aumentando los costes del sistema Impacto errores de previsión Eólica: SIPREOLICO Solar: SIPRESOLAR Previsión nacional horaria agregada para 10 días y detallada por PE Previsiones horarias para 48 horas con distintos niveles de confianza Desarrollado en MATLAB Método estadístico: basado en series autoadaptativas Dos diferentes previsiones FV y termosolar. Previsión nacional horaria agregada para 10 días Previsiones horarias detalladas para 48 horas Basado en redes neuronales. 20

21 Índice Características del Sistema Eléctrico Español Las energías renovables y su integración en el Sistema Eléctrico Español Conclusiones 21

22 Conclusiones Las energías renovables han alcanzado un alto nivel de penetración en España. REE tiene como objetivo fundamental garantizar en todo momento la cobertura de la demanda y maximizar la integración segura de renovables en el sistema. A medida que la capacidad instalada de renovables fue creciendo, aparecieron importantes retos que fueron exitosamente resueltos gracias a las medidas adoptadas, no obstante, conforme la penetración aumente en el futuro, surgirán nuevos retos. Resulta esencial la colaboración y coordinación entre las diferentes administraciones, fabricantes, promotores, compañías distribuidoras, transportista y el operador del sistema, para conseguir un adecuado desarrollo tecnológico y normativo enfocado a una óptima y segura integración de este tipo de energía 20

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