RED ELÉC T RI C A DE ESPAÑA Efectos de la penetración eólica sobre las necesidades de reserva rodante Enero de 2006 La energía eólica y su integración en la red 1
Potencia neta instalada Diciembre 2005 Régimen Especial 18.411 25,8% Carbón 10.916 15,3% Régimen ordinario: 53.069 MW Nuclear 7.554 10,6% MW Carbón 10.916 Nuclear 7.554 Ciclo Combinado 11.574 16,2% Fuel-Gas 6.080 8,5% Hidráulica 16.945 23,7% Hidráulica 16.945 Fuel-Gas 6.080 Ciclo Combinado 1 11.574 Régimen Especial 2 18.411 Total 71.480 Nota 1: 1.962 MW corresponden a grupos en pruebas. Nota 2: El Régimen Especial incluye 9.653 MW de generación eólica. 2
Potencia eólica instalada Diciembre 2005 Potencia Galicia 2368 Asturias Potencia 162 Cantabria Potencia 0 País Vasco Potencia 145 La Rioja Potencia 418 Navarra Potencia 936 Cataluña Potencia 146 Aragón Castilla-León Potencia 1378 Potencia 1763 Madrid Potencia 0 Valencia Potencia 20 Extremadura Potencia 0 Castilla La- Mancha Potencia 1808 Andalucía Potencia 454 Potencia Murcia 55 Parques eólicos puestos en servicio en la península Potencia 9.653 3
Cobertura de la demanda de 2005 Ciclos Combinados 18.2% 245.435 GWh = 196.666 Régimen Ordinario neto Régimen Especial 19.8% + 50.124 Régimen Especial neto -1.355 Intercambios internacionales Carbón 30.0% Fuel-gas 3.1% Hidraúlica 6.9% 60% Régimen Especial Nuclear 22.0% 40% Régimen Especial Renovables: Mini-hidráulica Biomasa Eólica R.S.Industriales R.S.Urbanos Fotovoltaica No Renovables: Calor residual Carbón Fuel - Gas oil Gas de refinería Gas natural Eólica Resto Rég. Especial 4
Cobertura hora punta de invierno (43.378 MWh) y verano (38.512 MWh). Valores en % Cobertura hora punta. Invierno 2005 (27/1/2005) REG. ESPECIAL NO EÓLICO 11.9 EÓLICA 8.2 SALDO INTERNACIONAL 3.3 NUCLEAR 17.3 G. BOMBEO 3.7 HIDRÁULICA 9.0 FUEL-GAS 9.0 CICLO COMBINADO 16.1 CARBÓN 21.4 Cobertura hora punta. Verano 2005 (21/7/2005) REG. ESPECIAL NO EÓLICO 11.7 EÓLICA 1.5 G. BOMBEO 4.1 SALDO INTERNACIONAL 1.5 NUCLEAR 12.9 HIDRÁULICA 10.7 CARBÓN 23.4 FUEL-GAS 11.9 CICLO COMBINADO 22.3 5
LA PALMA Los Guinchos GOMERA El Palmar Llanos Blancos HIERRO Isora ARCHIPIÉLAGO CANARIO Tabares FUERTEVENTURA Candelaria TENERIF Lomo del Cardo Guanarteme Granadilla Jinamar GRAN CANARIA Santa Agueda Bco. Tirajana LANZAROTE Punta Grande Playa Blanca Corralejo Las Salinas RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA Nueva generación prevista 2.000-3.000 MW de Ciclo Combinado por año y ~ 20.000 MW de Generación Eólica hasta el 2011. 450 Aluminio Español A.C.V. Boimente Tabiella Santurce Babcock Puentes de Laminación Carrio Astillero Alonsotegui 250 García Rodríguez 800 A. Zinc Aboño Nervacero Basauri Repsol Puerto 800 Trasona Uninsa Aceriasa Sabón Eiris Siero 400 790 Lemoniz Arkale Errondenia Ferroa tlántica Soto de Ribera Cacicedo Grela Pasajes Puente de S. Miguel Zierbana Gatica Irún Meirama Mesón do Vento Mouguerre Narcea Lada Penagos Ortuella Burceña Hernani Vimianzo Abanto 394 Zamudio Cantegrit Salime SidenorAmorebieta Pereda Tanes Gueñes Sidegasa La Jara Azpeitia Hernani Abadiano D. Basauri Carburos 400 Aguayo 935Tubacex Ichaso 800 Cazaril Peñadrada Mondragón Ormaiztegui La Gaudiere Mazaricos Santiago II Remolina Ay ala T. Nervión Orbegozo Tambre II 2.960 Villablino Las Ondinas La Robla Velilla 300 Virtus Aristrain Ma taporquera Pragneres Cayetano Portodemouros Las Elgea Anllares Vitoria Mazorras P. de la Orcoyen Lac Villameca Cillamayor Sal Gamarra Benos Baixas P.E. Montecastelo Alí D Oo Sta. Marina Guardo El Cerro Forjas Alavesas P.E. Coco Compostilla Cordovilla Mercedes Benz Muruarte Tabescán Tibo Chantada Belesar Compostilla II Barcina Eriste Moralets 800 Miranda Biescas II Andorra P.E. Testeiros Sobradelo Garoña Puente Tafalla Sallente La Lomba La Fortunada P.E.S. Cando Peares Santiago Larra Sangüesa Sesue Llavorsi Albarellos S. Pedro S. Esteban Montearenas Vilecha La Lora Logroño Pont de Herrera Sabiñanigo Escalona Lourizan Corna tel Briviesca Suert Ponte Bibey El Sequero T. Foradada Velle Quereño Pobla Adrall Figueras Pazos Villimar Castrelo Trives Prada Mediano de Segur Quel Cercs de Borben Suido 3.000 800 392 Isona Cartelle San Agustín Villalbilla Castejón Conso 1.140 Grado Juia Atios Frieira Ribadelago La Serna Graus Noguera Vic Soutelo Grijota 381 Tudela Gurrea Lubián Cinca Canelles Oncala Lanzas Agudas Bescanó Las Conchas Puebla de Centelles Pola Sanabria Valp araiso Palencia Magallón Monzón Peñaflor S. Celoni La Mudarra Entrerrios Villanueva Bajo Cinca Calders Lindoso Moncayo 1063 Sentmenat Bescanó La Mudarra (Id) Los Leones Zaragoza (AVE) Pierola Mangraners Renedo Can Barba Rueda de Jalón Miralbueno Galapagar Grijot a Mangraners (AVE) Ricobayo Jalón 800Peñalba 400 400 Santa Coloma La Olma M.Torrero Vic La Mudarra Castro María de Huerva Juneda Montblanc Can Jardi Sallente Vic S. Celoni Tres Cantos Zaratán Tordesillas Villalcampo El Esp art al Osera Vimbod Begues Rubí Zamora Los Vientos El Ventero Mequinenza Castellet Sentmena t San Sebastián Sadumi Franquesas Otero Fuencarral Bemposta Almazán 400 400 Terrer La Secuit a Meco Aldeadávila El Morell A. Vega 800 Ribarroja Gava Penedés Escatrón R. Caldes S.Chinarro Aena Medinaceli Fuendetodos 1.200 Ascó Repsol Perafort Foix Pobla M. Figueres Palau La Roca Galapagar M. del Campo Aragón Bellisens Hort aleza C.Naciones Aldeadávila Villarino 395 Ascó Const anti Can Barba S. Fost Prosperidad 3.200 Tarragona P. de Suert-Pobla El Coto P. Conversión Canyet Majadahonda Pocinho Norte Canillejas Vandellós Pierola Can Jardi P.S. Fernando Villamayor 768 1.578 Saucelle St. Santa Coloma Talavera Aravaca Mediodía Abrera Vicálvaro Mazarredo Coslada Saucelle II Escucha Vandellós 420 Rubí Cuga t Badalona C. Plat a Hinojosa Teruel Castellbisbal Alcorcón Lastras del Pozo S. Andreu Boadilla Molins Maragall Sant Adria Escucha 800 Sant Just Besos Vallecas Loeches Otero de Herreros P.T. Princesa J. Cabrera Fuentes de Trinitat la Alcarria Maestrazgo II Trillo Mequinenza Urgell Poble Nou Villaviciosa Lucero Villaverde Trillo Tarragona (Enher) Ret amar L. Corts Galap agar Maestrazgo 1 Vilanova La Fortuna Arganda Foix Viladecans Collblanc Eixample Meco (Morella) Almaraz Ascó L Hospit alet Fuenlabrada O. Leganés La Torrecilla Fuencarral Huelves Anchuelo Vandellós Begues Pinto Zona Franca Navalcarnero Moraleja Get afe V. Cañada S. Sebastián Foix-Castellet Bellisens L Hospit alet (Hec) Arroyo Molinos Albreasa Mora ta 50 Loeches Aeropuerto Centelles Cofrentes Bolarque I Sant Boi Almaraz Parla II El Hornillo Villaviciosa Almaraz Azután Parla Valdemoro II Porland Navalcarnero Morat a Gabriel y Galán MENORCA J. Cabrera Bolarque II Olmedilla Arañuelo Guijo de Granadilla Moraleja Cala Aceca Añover Aceca Arañuelo Casatejada 1.151 Huel ves La Plana 795 Bosch Mahón Talavera El Ingenio Alcudia II Torrijos Añover Castellón Aceca Son Reus Cala Mesquida Torrejón Vall d Uxo Llubi Almaraz Azután Segorbe Valldurgent Sagunto Son Orlandis Es Bessons Falagueira C.N. Almaraz 400 378 1.200 Sagunt Calvia Valdecañas Olmedilla 2.300 Son Cedillo J.M. de Oriol Sidmed S. Juan de Dios Molines La Eliana 1.200 Mora Aldaya/El Oliveral Madridejos F. San Luis Cáceres Cijara MALLORCA Requena Torrente Valencia (Torrente) Cortes II Valdecaballeros C.N. Cofrentes Catadau El Emperador M. Cortes Alcira Es Figueral IBIZA Elvas C. Real (Ave) 4.500 Romica 1.100 La Paloma S. Jorge Badajoz Alvarado Mérida Picón Alarcos Formentera La Nava Benejama FORMENTERA Puertollano Pinilla Benilloba Elda Elcogas Vent a de la Inés Xixona Petrel S. Vicente Bienvenida El Palmeral RED DE TRANSPORTE DE Alqueva Arroyo del Valle Balboa Torrellano Rocamora Rojales ENERGÍA ELÉCTRICA DE ESPAÑA Orihuela Puentenuevo Andujar SITUACIÓN A 1 DE ENERO DE 2001 Guadame El Palmar Úbeda 372 1.173 La Lancha Montecillo Campoamor Y PROGRAMADAS PARA 2001-2008 Casillas Bajo 400 Hoya Morena Olivares 1.200 La Asomada Líneas Circuitos Tensiones Tharsis Guillena Nueva Escombreras Escombreras previstos instalados Red Eléctrica empresas 3.315 1 1 400 kv Villanueva del Rey En servicio Onuba Santiponce 2 1 800 220 kv Centenario S.Sevillana 2 2 390Ence Lucena 132/110 kv Aljarafe Los Alcores 395 Caparacena 1 1 En construcción <110 kv C. Colón Torre Arenillas Guadaira D. Rodrigo Palos Quintos At arfe Hueneja y programadas 2 1 Arcos de la 2 2 Todas las líneas se han dibujado en el Dos Hermanas El Fargue Frontera color al que funcionan. En las construidas 1.200 Rocio (Norte) Litoral 800 Gábias Benahadux de Almería En servicio a tensión distinta ésta se indica entre Tajo de la Cable paréntesis (F 400 kv) En construcción Arcos de la Encant ada subterráneo/submarino 800 San Rafael Almería y programadas Frontera (Sur) 1.147 Los Montes Órgiva Los Ramos Prevista transformación a 400 kv La Cartuja Cádiz Oeste 450 Alhaurín Málaga 400 Subestaciones Centrales actuales Cádiz Costa Sol En servicio Hullas y Antracitas Nac. Nuclear Fuel y Gas Puerto Real Paterna En construcción y Hullas Importación Lignito Negro Ciclo Combinado Casares programadas 395 730 Fuel Lignito Pardo Hidráulicas >100 MW Parralejo Pinar del Rey Facinas Previsión de Nuevos Generadores (2010) (b.g.) Bahía de 400 Algeciras Puerto de la Cruz Los Barrios Est. Ter. Estrecho Ciclo Combinado : 33.357 MW Melloussa 400 Diciembre-2001 Eólicos : 22.900 MW 6
Generación eólica (1/2) Producción desacoplada de los requerimientos del sistema. Comportamiento variable, con gradientes importantes. Baja fiabilidad para cubrir las puntas extremas de demanda. Dificultad de predicción: tasas de error elevadas y crecientes con el horizonte de previsión. 7
Generación eólica (2/2) En caso de hueco de tensión, tienden a desacoplarse por el ajuste de sus protecciones. Actualmente hay instalados 9.653 MW: 4.866 MW (50,41%) generadores que se desconectan ante huecos de tensión de 0.9 p.u. 5.195 MW (53,82%) generadores que se desconectan ante huecos de tensión de 0.85 p.u. Desmallado para evitar propagación de huecos de tensión Disminución de seguridad del Sistema. Margen de funcionamiento limitado desconexión ante rachas fuertes de viento. Hasta ahora no es un problema relevante en el Sistema Peninsular Español. 8
Variabilidad de la generación eólica (1/2) Generación eólica horaria (MWh) Ene-Dic 05 7.000 6.000 Máx. 6.266,67 MWh (4 Dic Hora 17) 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 ene feb mar abr may jun jul Mín. 41,45 MWh (8 Ago Hora 13) ago sep oct nov dic 9
Variabilidad de la generación eólica (2/2) Demanda horaria cubierta por generación eólica (%) Ene-Dic 05 30% Máx. 28,57% (18 Sep Hora 9) 25% 20% 15% 10% 5% 0% ene feb mar abr may jun jul Mín. 0,13 % (8 Ago Hora 13) ago sep oct nov dic 10
Generación eólica vs. Demanda Peninsular En ocasiones la evolución de la generación eólica es contraria a los requerimientos de la demanda Comportamiento inverso en valle, transiciones valle-punta, en punta y transiciones punta-valle 11
Gradientes elevados Evolución de la generación eólica real estimada: 9 de mayo de 2005 Reducción de aprox. 1000 MW en 1 h y 45 minutos Gradiente: -570 MW/h Incremento de aprox. 800 MW en 45 minutos Gradiente: 1067 MW/h 12
Dificultad de previsión Es necesario disponer de herramientas de predicción efectivas para: Correcta programación de la reserva para asegurar el abastecimiento de la demanda. Adopción a priori de medidas de operación que minimicen los riesgos sobre la estabilidad del Sistema ante posibles contingencias en la RdT, dada la repercusión que tienen los huecos de tensión sobre estos equipos. Se realiza un estudio estadístico mensual que determina el grado de fiabilidad de los actuales modelos de previsión. 13
Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Datos de partida SIPREÓLICO para el día D publicado a las 10 h del día D-1 (momento en que se realiza el análisis de restricciones). SIPREÓLICO para el día D publicado a las 20 h del día D-1 (momento en el que se debe tomar la decisión de acoplar generación térmica adicional). Generación eólica real del día D registrada por Sistemas de Control (generación de los parques telemedidos y estimada de los no telemedidos). 14
Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Resultados (1/3) Error medio (MWh) - Ene a Dic 2005 500 SIPREÓLICO Día D-1 10 h. 400 SIPREÓLICO Día D-1 20 h. 300 200 100 0-100 -200-300 1000>P(MWh) 0 2000>P(MWh) 1000 3000>P(MWh) 2000 4000>P(MWh) 3000 5000>P(MWh) 4000 6000>P(MWh) 5000-400 15
Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Resultados (2/3) Desviación típica (MWh) - Ene a Dic 2005 1200 SIPREÓLICO Día D-1 10 h. SIPREÓLICO Día D-1 20 h. 1000 800 600 400 200 0 1000>P(MWh) 0 2000>P(MWh) 1000 3000>P(MWh) 2000 4000>P(MWh) 3000 5000>P(MWh) 4000 6000>P(MWh) 5000 16
Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Resultados (3/3) Estableciendo un margen de seguridad del 80%, sería necesario: Mayorar la generación eólica prevista/programada en los siguientes valores para asegurar que sólo en 20% de ocasiones se tendrá el día D un valor mayor de generación eólica que el inicialmente supuesto. Potencia prevista/programada (MWh) SIPREÓL. D-1 10 h. SIPREÓL. D-1 20 h. 1000 > P 0 888 449 2000 > P 1000 731 557 3000 > P 2000 1005 891 4000 > P 3000 1096 969 5000 > P 4000 797 843 6000 > P 5000 346 35 Minorar la generación eólica prevista/programada en los siguientes valores para asegurar que sólo en 20% de ocasiones se tendrá el día D un valor menor de generación eólica que el inicialmente supuesto. Potencia prevista/programada (MWh) SIPREÓL. D-1 10 h. SIPREÓL. D-1 20 h. 1000 > P 0 390 331 2000 > P 1000 543 519 3000 > P 2000 614 570 4000 > P 3000 547 431 5000 > P 4000 739 370 6000 > P 5000 319 903 17
Análisis de la fiabilidad de los modelos de previsión. Conclusiones Los resultados estadísticos de la herramienta de previsión SIPREÓLICO indican que para un horizonte temporal entre 20 y 40 h. y rango de potencia eólica prevista de 2000-4000 MW es necesario disponer de una reserva adicional de generación ordinaria de 400-650 MW. 18
Desconexión ante perturbaciones (1/3) El gran desarrollo de la generación eólica de los últimos años ha puesto de manifiesto la repercusión que tienen sobre estos equipos los huecos de tensión que se producen en la RdT tras contingencia. La Base de Datos REINGENEO tiene el objetivo de registrar la repercusión de incidentes de la RdT en la generación eólica: Comparar datos reales de pérdida con los obtenidos con la Aplicación Pérdida Eólica. Disponer de un banco de datos para la realización de estudios estadísticos y probabilísticos. 19
Desconexión ante perturbaciones (2/3) Datos de Enero-Diciembre 2005 Rangos de potencias perdidas (MW) Nº Pérdidas 0 < P < 100 155 100 P < 200 25 200 P < 300 6 300 P < 400 5 400 P < 500 4 500 P <600 2 600 P < 700 1 700 P < 800-800 P < 900 1 900 P < 1000-1000 P <1100 1 Nº TOTAL DE PÉRDIDAS 200 20
Desconexión ante perturbaciones (3/3) Desmallado para evitar la propagación de huecos de tensión Se procede a la apertura de la L-400 kv MUDARRA-GRIJOTA cuando la pérdida de eólica calculada para faltas en dichos nudos excede la pérdida máxima admisible por el Sistema. No siempre es posible esta maniobra. En el periodo de enero a diciembre del 2005 dicha línea se ha abierto en 24 ocasiones para reducir la hipotética pérdida de generación eólica por hueco de tensión ante falta en la RdT. 21
Influencia de la generación eólica sobre los requerimientos de regulación (1/2) Regulación primaria (tiempo de actuación 0 30 s, automático) Servicio prestado mediante la actuación automática de los reguladores de potencia de las unidades de generación para hacer frente a variaciones de la frecuencia. Servicio obligatorio para los productores y no retribuido. Los requerimientos actuales no se verían afectados. Regulación secundaria (tiempo de actuación 10 s 5 min, automático) Servicio destinado a corregir de forma automática mediante un sistema AGC los desvíos de frecuencia y desvíos de potencia de intercambio entre sistemas. Servicio no obligatorio gestionado por mecanismos competitivos. Requerimientos actuales habituales: Punta Valle Reserva a subir 900 MW 500 MW Reserva a bajar 500 MW 400 MW Actuación debido a la generación eólica: En general, los requerimientos actuales no se verían afectados. Si el volumen de generación eólica perdida por hueco de tensión aumenta esta valoración puede cambiar. 22
Influencia de la generación eólica sobre los requerimientos de regulación (2/2) Regulación terciaria (5-15 min, manual) Servicio destinado a modificar los programas de las unidades de producción con objeto de reponer la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada. Participan los generadores y el bombeo. Se gestiona por mecanismos competitivos. Tipo Central Tiempo de Arranque en frío CC. TT. CARBÓN 6-12 h.* CC. TT. FUEL/GAS 5-12 h.* ** CC. TT. CICLO COMBINADO 1.5-5 h. CENTRALES HIDRAÚLICAS 4 6 min. CENTRALES DE BOMBEO 4 10 min. *En ciertos emplazamientos de más de un grupo el estado de desconexión de uno de los grupos puede conducir a tiempos de arranque de hasta 24 h. en el otro ** La baja tasa de utilización de las CC. TT. de FUEL hace que los tiempos de arranque en frío puedan alcanzar valores de hasta 24 h. debido a los requerimientos para su desconservación Solo pueden participar hidraúlicas, bombeo y térmica previamente acoplada. 23
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Datos de partida (1/3) Escenario base de generación : Día típico de invierno Balance eléctrico de la cobertura de la punta y el valle Valle- hora 5 (MWh) Hidraúlica 765 Punta-hora 19 (MWh) Generación bombeo 0 1305 Nuclear 7320 7320 Térmica (c. combinado, carbón, fuel + gas) 13891 23862* Consumos Bombeo -3128 0 4067 Saldo Internacional -725-697 Eólica 4726 1107 Régimen Especial No Eólico 3158 4517 Demanda 26007 41480 *El mínimo técnico de los grupos térmicos acoplados en punta es 11434 MW. 24
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Datos de partida (2/3) Se consideran tres escenarios hidraúlicos: Valle- hora 5 (MWh) Año seco (año actual) 765 Punta-hora 19 (MWh) 4067 Año medio 2500 8500 Año húmedo 5000 9900 Y dos posibles comportamientos de la generación eólica: Valle- hora 5 (MWh) Punta-hora 19 (MWh) Producción ~ constante 4726 4929 Variación contraria al crecimiento de la demanda 4726 1107* *Generación eólica en la punta de la tarde del 01/03/05, día en el que se registró una rampa de bajada de la generación eólica de 2000 MW de 8 a 16 h. 25
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Datos de partida (3/3) 26
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Hipótesis Se modifica el escenario base de generación de partida en punta y valle suponiendo que la variación de generación hidráulica y eólica es compensada únicamente con movimientos de generación térmica no nuclear. Conocidos los 6 posibles escenarios de generación en punta se determina la máxima generación eólica admisible en valle considerando que la mínima generación térmica en valle será el m.t. de los grupos necesarios para cubrir la punta más una reserva a bajar de 1000 MWh. 27
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Ejemplos (1/2) Año Seco-Baja generación eólica en punta Punta-hora 19 (MWh) Hidraúlica 4067 Generación bombeo 1305 Nuclear 7320 Térmica (c. combinado, carbón, fuel + gas) 23862 Consumos Bombeo 0 Saldo Internacional -697 Eólica 1107 Régimen Especial No Eólico 4517 Demanda 41480 m. t. + 1000 MWh Valle-hora 5 (MWh) Hidraúlica 765 Generación bombeo 0 Nuclear 7320 Térmica (c. combinado, carbón, fuel + gas) 12434 Consumos Bombeo -3128 Saldo Internacional -725 Eólica Régimen Especial No Eólico 6183 3159 Demanda 26007 28
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Ejemplos (2/2) Año Húmedo-Baja generación eólica en punta Punta-hora 19 (MWh) Hidraúlica 9900 Generación bombeo 1305 Nuclear 7320 Térmica (c. combinado, carbón, fuel + gas) 18028 Consumos Bombeo 0 Saldo Internacional -697 Eólica 1107 Régimen Especial No Eólico 4517 Demanda 41480 m. t. + 1000 MWh Valle-hora 5 (MWh) Hidraúlica 5000 Generación bombeo 0 Nuclear 7320 Térmica (c. combinado, carbón, fuel + gas) 9638 Consumos Bombeo -3128 Saldo Internacional -725 Eólica Régimen Especial No Eólico 4743 3159 Demanda 26007 29
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Resultados (1/3) Cobertura de la demanda en valle (Demanda: 26007 MW) Eolicidad valle/punta constante VALLE SECO VALLE MEDIO VALLE HÚMEDO 28000 24000 Eólica admisible (8015 MW) Eólica admisible (8403 MW) Eólica admisible (6574 MW) 20000 16000 Hidraúlica Régimen Especial No Eólico Hidraúlica Régimen Especial No Eólico Hidraúlica Régimen Especial No Eólico 12000 Carbón+CC+Fuel/Gas Carbón+CC+Fuel/Gas Carbón+CC+Fuel/Gas 8000 4000 0-4000 Nuclear Nuclear Nuclear Consumo Bombeo Consumo Bombeo Consumo Bombeo Intercambios Intercambios Intercambios 30
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Resultados (2/3) Cobertura de la demanda en valle (Demanda: 26007 MW) Eolicidad valle/punta decreciente VALLE SECO VALLE MEDIO VALLE HÚMEDO 28000 Eólica admisible (6183 MW) Eólica admisible (6572 MW) Eólica admisible (4743 MW) 24000 20000 16000 Hidraúlica Régimen Especial No Eólico Hidraúlica Régimen Especial No Eólico Hidraúlica Régimen Especial No Eólico 12000 Carbón+CC+Fuel/Gas Carbón+CC+Fuel/Gas Carbón+CC+Fuel/Gas 8000 4000 0-4000 Nuclear Nuclear Nuclear Consumo Bombeo Consumo Bombeo Consumo Bombeo Intercambios Intercambios Intercambios 31
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Resultados (3/3) Máxima generación eólica admisible en valle (MWh) HIDRAULICIDAD Seca Media Húmeda EVOLUCIÓN VALLE-PUNTA EOLICIDAD Constante 8015 8403 6574 Decreciente 6183 6572 4743 32
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Conclusiones (1/2) La disponibilidad de recursos hidráulicos es clave en la correcta integración de la generación eólica. La mejora de la fiabilidad de los modelos de previsión de generación eólica permitiría admitir una mayor generación eólica en valle al reducirse el número de grupos térmicos acoplados necesarios para garantizar la cobertura de la punta. Aún considerando un periodo de hidraulicidad baja y una gestión óptima de las unidades de bombeo que asegure su máxima disponibilidad en horas valle (lo que obliga a una gestión diaria de la generación bombeo asociada a embalses diarios, de pequeña capacidad) se observan limitaciones de integración de la generación eólica en horas valle. 33
Integración de la generación eólica en la cobertura de la demanda: Conclusiones (2/2) Posibles medidas a adoptar: Súper mínimos de las CC. TT. Incremento de coste, contaminación y mantenimiento. Desacoplamiento de las CC. TT. de CC: Riesgo en el acoplamiento Posible necesidad de reserva adicional. Incremento del mantenimiento: aumento del nº de fallos. Sobrecostes de los arranques. Reducción de la generación hidráulica, cuando sea posible. Gestión de la demanda para reducir la carga en la punta pasando dicha carga al valle. En última instancia, reducción de la generación eólica. 34