Guías técnicas de energía y medio ambiente 22. Las redes eléctricas inteligentes. Autores nstituto de nvestigación Tecnológica (T), pertenceciente a la Escuela Técnica Superior de ngeniería (CA) de la Universidad Pontificia Comillas. Reservados todos los derechos. Está prohibido, bajo las sanciones penales y el resarcimiento civil previstos en las leyes, reproducir, registrar o transmitir esta publicación, íntegra o parcialmente, por cualquier sistema de recuperación y por cualquier medio, sea mecánico, electrónico, magnético, eletroóptico, por fotocopia o por cualquier otro, sin la autorización por escrito de la Fundación Gas Natural Fenosa. Edita Fundación Gas Natural Fenosa Plaça del Gas, 8 08201 Sabadell (Barcelona) Teléfono: 93 402 59 00 Fax: 93 745 03 20 www.fundaciongasnaturalfenosa.org 1ª edición, 2011 SBN: 978-84-614-6173-8 mpreso en España
Índice prólogo de Pedro-A. Fábregas........................................... 7 1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones................ 11 1.1. El ciclo de la electricidad.......................................... 11 1.1.1. Capa física y gestión técnica del sistema eléctrico................. 14 1.1.2. Gestión económica del sistema eléctrico........................ 17 1.1.3. Entorno regulatorio.......................................... 21 1.2. Breve descripción de las actividades del negocio eléctrico.............. 22 1.2.1. La generación de energía eléctrica............................. 22 1.2.2. La demanda de energía eléctrica............................... 26 1.2.3. La red de transporte de energía eléctrica y su operación........... 28 1.2.4. Las redes de distribución de energía eléctrica.................... 30 1.3. Las limitaciones del sistema y las razones del cambio: por qué redes inteligentes?.................................................... 32 Referencias......................................................... 35 2. Las redes inteligentes........................................... 37 2.1. Conceptos y definiciones.......................................... 37 2.2. Factores del cambio............................................. 42 2.3. Tecnologías y componentes....................................... 46 2.4. Agentes involucrados............................................ 51 2.5. Beneficios esperados............................................. 53 2.6. Necesidades de regulación........................................ 57 Referencias......................................................... 59 Enlaces de interés................................................... 60 3. La generación distribuida y la gestión activa de la demanda en las redes inteligentes....................... 61 3.1. La generación distribuida......................................... 62 3.1.1. Motivos de la aparición de generación distribuida................ 64
3.1.2. Tecnologías de generación distribuida.......................... 65 3.1.3. La generación distribuida en España............................ 68 3.1.4. mpacto de la generación distribuida sobre la red de distribución.............................................. 69 3.1.5. El papel de la generación distribuida en las redes de distribución inteligentes................................... 73 3.2. La participación activa de la demanda............................... 75 3.2.1. Elementos necesarios para la participación activa de la demanda... 76 3.2.2. Beneficios de la gestión de la demanda......................... 80 3.2.3. Barreras al desarrollo de la gestión de la demanda................ 81 3.2.4. La gestión de la demanda en España........................... 82 3.2.5. La gestión activa de la demanda y las redes inteligentes........... 86 Referencias......................................................... 88 4. La electrificación del transporte y su impacto en las redes...................................................... 91 4.1. Los coches eléctricos............................................. 92 4.2. Prospectiva..................................................... 98 4.3. mpacto en las redes............................................. 99 4.4. Carga de las baterías y modos de control............................ 102 4.5. Agentes involucrados............................................ 105 4.6. Fases de integración del vehículo eléctrico y modelos de negocio........ 109 Referencias......................................................... 112 5. La operación del sistema y la integración de las renovables................................................ 115 5.1. Hacia un modelo energético más sostenible.......................... 116 5.2. mpacto de generación eléctrica con fuentes reno vables................ 119 5.3. Hacia una operación más flexible con redes inteligentes................ 125 5.3.1. Nuevos equipos para las redes inteligentes...................... 125 5.3.2. Nuevos requisitos técnicos.................................... 127 5.3.3. Herramientas de predicción................................... 128 5.3.4. Visibilidad y capacidad de control.............................. 129 5.3.5. Flexibilidad en la operación................................... 132 Referencias......................................................... 134
6. Las redes de distribución inteligentes y la calidad del servicio...................................................... 137 6.1. Arquitectura de las redes de distribución............................ 138 6.2. La operación de las redes de distribución............................ 140 6.3. La calidad del servicio y su medición................................ 144 6.4. Las redes de distribución inteligentes............................... 148 6.4.1. Nuevos agentes, arquitecturas y elementos de red................ 148 6.4.2. Operación de las redes de distribución inteligentes............... 152 6.5. La calidad del servicio y las redes de distribución inteligentes........... 155 Referencias........................................................ 159 7. Aspectos económicos y regulatorios........................... 161 7.1. mplicaciones económicas de las redes inteligentes................... 162 7.2. Estudios de costes y beneficios.................................... 165 7.3. Aspectos regulatorios............................................ 169 7.3.1. Regulación de los distribuidores............................... 171 7.3.2. Regulación del acceso y conexión de los generadores distribuidos.. 173 7.3.3. Regulación de la conexión y gestión de carga de los vehículos eléctricos.................................................. 174 7.3.4. mplantación progresiva de los medidores inteligentes............ 175 7.3.5. Promoción de la respuesta de la demanda a señales de precio..... 177 7.3.6. Regulación para la integración de renovables en la operación del sistema................................................. 178 7.3.7. Estándares y normativas para comunicaciones e integración de arquitecturas............................................. 179 Referencias......................................................... 180 8. El camino hacia las redes inteligentes......................... 183 8.1. Pasos hacia la implantación de las redes inteligentes.................. 184 8.2. La necesidad de proyectos de demostración a gran escala............. 191 8.3. Proyectos de demostración en marcha.............................. 196 8.3.1. Experiencias en EE.UU........................................ 196 8.3.2. Experiencias en Europa...................................... 199 8.3.3. Experiencias en España...................................... 203 Referencias......................................................... 207 Glosario............................................................ 209
Prólogo Cuando la electricidad empezó a aparecer en las ciudades, a finales del siglo xix, su producción se realizaba con pequeñas centrales, aún denominadas fábricas, donde se producía la electricidad para un barrio o una fábrica individual, a partir de carbón o de motores de gas. Con el tiempo, el aumento de requerimientos y el avance de la tecnología permitieron resolver primero el problema del transporte de la energía, es decir, conseguir transportar la electricidad a larga distancia sin unas pérdidas muy relevantes, con líneas de hasta 135.000 voltios en la década de 1910, y posteriormente iniciar el desarrollo de centrales hidráulicas que con la visión de aquellos momentos permitían una capacidad de producción prácticamente ilimitada, a un coste reducido, acercando la energía desde las montañas a las ciudades, aprovechando las grandes economías de escala que se conseguían por la magnitud de las instalaciones. Con el tiempo los saltos de agua alcanzaron sus límites y las grandes necesidades de energía eléctrica que se fueron generando se fueron cubriendo con centrales térmicas: convencionales o nucleares, y más modernamente con centrales de ciclo combinado. En cualquier caso grandes instalaciones donde se conseguía optimizar la inversión, el coste del combustible, o los gastos de operación y mantenimiento, tanto por las sinergias conseguidas con grandes instalaciones, y la facilidad de su ubicación, como por las mejoras tecnológicas en los sistemas de transporte. Las redes de distribución acercaban la electricidad al cliente que tenía a su disposición permanentemente la posibilidad de consumir energía de acuerdo con sus necesidades o requerimientos. Pero este modelo estable durante bastantes años, ha ido evolucionando primero con la aparición de la cogeneración, es decir, la generación de electricidad y calor por el cliente final o cerca del cliente final de una forma distribuida. Posteriormente con la aparición y la difusión de energías renovables del tipo de la eólica o la solar, que generan electricidad sobre el territorio en muchos casos alejadas del consumidor final, y a la vez con funcionamiento intermitente por su propia configuración. 7
En definitiva, han empezado a aparecer puntos de generación distribuida que no es que tan solo reduzcan la demanda a la red, sino que deben ser administrados desde la red, y además, puntos en la red que puede ser que demanden o aporten energía ciertamente de forma intermitente, en un vector energético, la electricidad, que es muy difícil de almacenar, pero que necesita un equilibrio instantáneo y permanente de oferta y demanda, sobre un sistema de una dimensión tal que configura una de las máquinas de mayor dimensión jamás construidas. Por otra parte, la progresiva tendencia a la introducción del vehículo eléctrico abre un nuevo horizonte de complejidad al sistema, puesto que en el momento que exista gran cantidad de vehículos eléctricos, si todos ellos deciden conectarse simultáneamente a la red buscando la recarga de sus baterías, pueden producir un grave problema difícil de administrar. Sin embargo, si se consigue una recarga programada puede ser un interesante elemento de compensar puntas y valles en la curva de demanda. Y si adicionalmente, el sistema pudiese decidir en qué momento se realiza la carga de las baterías, y además, también puede decidir y es factible tecnológicamente, aprovechar puntualmente la energía acumulada en las baterías, evidentemente la flexibilidad del sistema puede aumentar de forma claramente interesante. La complejidad del sistema evidentemente también aumenta si pensamos en transferir el modelo de cliente de las telecomunicaciones al cliente de electricidad, es decir, que cada cliente pueda decidir si produce o consume energía, o si limita su consumo en según qué momentos en función de estímulos regulatorios o de tarifa, o los aparatos domésticos como lavadoras, frigoríficos, calefacciones o vehículos eléctricos, progresivamente inteligentes puedan adaptarse ellos solos a la optimización económica del uso de la electricidad. Por tanto, debe avanzarse en la concepción y diseño de una evolución del sistema eléctrico que permita administrar una generación descentralizada, con aportaciones de demanda u oferta al sistema desde el consumidor final, mejorando a la vez la curva de carga diaria y estacional del sistema, mejorando la eficiencia energética global y, por ende, el impacto en el medio ambiente, y a la vez avanzando claramente en la calidad del servicio eléctrico ofrecida al consumidor final. Para todo esto han de servir las redes eléctricas inteligentes, pero cómo podemos avanzar en esta dirección? La respuesta conceptualmente es sencilla, aplicando en profundidad y de 8
forma masiva, elementos de la tecnología de la información y las comunicaciones, las conocidas como TC s, a las redes eléctricas, existentes y nuevas. Sin embargo, no es tan sencillo; hacen falta avances en ámbitos estrictamente tecnológicos, pero también en los contextos regulatorios, definiendo cómo deben relacionarse todos los agentes del sistema y, evidentemente, deben resolverse las problemáticas necesarias desde la perspectiva económica o financiera, cómo subvenir a las importantes inversiones necesarias, con qué equilibrios y con qué reparto de riesgos. Y como último, pero no menos importante, debe verse cómo se consigue involucrar al ciudadano en este nuevo horizonte de calidad y posibilidades de nuevos servicios y dinámicas. Para el futuro quedan, supuestos ya resueltos todos los elementos enunciados, la configuración de las ciudades inteligentes que deberían aprovecharse de muchas de las creaciones desarrolladas para las redes inteligentes en un próximo futuro. En un sector energético en transición los elementos enunciados son de gran importancia, son los caminos del futuro, pero no debe olvidarse que en estos momentos (2010) España, dispone de 105 GW de potencia instalada, mientras la demanda anual de energía es de 276.000 GWh, es decir, tiene una utilización media anual del 30%, y en hora punta la demanda asciende a 44 GWh con una utilización del 42%. En definitiva, tiene un exceso de potencia instalada y por otra parte en los últimos años ha generado un déficit de tarifa que supera los 25.000 millones de euros. Por tanto, debe arbitrarse una dinámica equilibrada que permita integrar las nuevas posibilidades tecnológicas de gestión eficaz de elementos descentralizados con funcionamientos bidireccionales, pero atendiendo a los costes y a la utilización de las instalaciones para que el nuevo proceso de deseconomías de escala económicas no alteren los equilibrios necesarios de futuro. Para el desarrollo de este trabajo hemos tenido la suerte de disponer de reconocidos expertos en la materia del nstituto de nvestigación Tecnológica de la Escuela Técnica Superior de ngeniería (CA) de la Universidad Pontificia Comillas, como son Tomás Gómez San Román, Pablo Frías Marín y Rafael Cossent Arín. Realmente ha sido un placer trabajar con ellos, tanto por sus evidentes conocimientos científicos como por sus indudables calidades humanas, consiguiendo un resultado de un gran nivel, y una evolución del trabajo de investigación claramente armónico con los programas establecidos. 9
Esperamos que la publicación de este libro estimule el conocimiento y la observación de qué son y qué pueden aportar las redes eléctricas inteligentes a los requerimientos de futuro del mundo en los inicios del siglo XX, permitiendo avanzar en el nivel de desarrollo y competitividad en un contexto cada vez más global. Pedro-A. Fábregas Director General Fundación Gas Natural Fenosa 10
1 El sistema eléctrico español y sus limitaciones «n stores and business places throughout the lower quarter of the city there was a strange glow last night. The dim flicker of gas, often subdued and debilitated by grim and uncleanly globes, was supplanted by a steady glare, bright and mellow, which illuminated interiors and shone through windows fixed and unwavering», New York Herald, 5 de septiembre de 1882 La energía eléctrica forma parte básica de la actividad humana, desde sus albores a finales del siglo xix. La gestión técnica y económica de la energía eléctrica requiere un sistema muy complejo, dado que la energía eléctrica no se puede almacenar en grandes cantidades, por lo que tiene que existir un balance instantáneo entre generación y demanda de electricidad. 1.1. El ciclo de la electricidad La electricidad que llega a los enchufes de nuestras casas y que nos permite encender las luces o el aire acondicionado es el resultado final de uno de los sistemas complejos más grandes diseñado por el hombre. El camino de la electricidad comienza en las centrales de generación, donde se convierten las energías primarias, que pueden ser puramente renovables o basadas en combustibles fósiles o nuclear, en electricidad (Figura 1.1). La mayoría de las fuentes de energía primaria fósiles necesitan ser transportadas desde su lugar de extracción hasta las centrales de transformación en energía eléctrica, mientras que las fuentes puramente renovables suelen ser típicamente recursos directos, como el sol o el viento. Una vez ge- 11
Energías primarias Energías intermedias Electricidad Solar Eólica Transporte materias primeras Parque solar Transporte de energías intermedias Distribución de electricidad Uso Consumo final Calor Hidráulica Agua Parque eólico Central hidroeléctrica Electricidad Residencial Frío Biomasa Biomasa Central biomasa Servicios Luz Uranio Uranio Combustibles Central nuclear ndustria Servicio Petróleo Petróleo Agua caliente Gas natural Carbón Gas natural licuado Carbón Central de ciclo combinado de gas natural Plantas de gasificación GNL Central térmica/fuel Renovables Solar Eólica Hidráulica Biomasa Agotables Uranio Petróleo Gas natural Carbón Transporte de personas y mercancías Movimiento de objetos Figura 1.1. El sistema eléctrico. Fuente: elaboración propia y Ruiz, V. 2009. nerada la energía eléctrica, ésta es transportada a los grandes centros de consumo, que suelen estar a cientos de kilómetros de las centrales de generación, a través de autopistas eléctricas, las cuales configuran la denominada red de transporte de energía eléctrica. El uso final de la electricidad tiene lugar a nivel doméstico, en los comercios, en la industria y, en un futuro también, en el transporte con vehículos eléctricos. Para poder llegar a estos millones de consumidores finales de electricidad, que están repartidos por toda la geografía de un país, se usan redes muy ramificadas denominadas redes de distribución eléctrica. Estas redes son de menor capacidad, y se conectan a la red de transporte mediante estaciones de conversión eléctrica intermedias, denominadas subestaciones y centros de transformación. El funcionamiento del sistema eléctrico tiene una mayor complejidad que el mero funcionamiento físico, que dividiremos en cuatro niveles: nivel físico, gestión técnica, gestión económica y marco regulatorio (Figura 1.2). 12
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones MTyC CNE Centro de control Transportista Distribuidor Generación Red de transporte Red de distribución Consumo OME Comercializador Figura 1.2. Organización esquemática del sistema eléctrico español: regulación, gestión técnica i gestión económica. Fuente: elaboración propia. Nivel físico, por el cual la energía primaria se convierte en electricidad y llega a los consumidores a través de las redes eléctricas, tal como se ha presentado en la figura 1.1. Gestión técnica, encargada de garantizar el correcto funcionamiento del nivel físico, que permite ajustar en tiempo real el balance entre generación y demanda eléctricas. Esta gestión la realizan los operadores de las redes eléctricas; en España es REE el gestor de la red de transporte y las distintas empresas de distribución eléctrica. La gestión económica aborda la compra-venta de energía eléctrica, que incluye los mercados mayorista y minorista de electricidad, las liquidaciones y las tarifas. Marco regulatorio en el que se definen las reglas por las que se rigen tanto la gestión técnica como económica del sistema eléctrico. La regulación en España la realiza el Ministerio de ndustria, Turismo y Comercio (MTyC), mientras que la Comisión Nacional de Energía (CNE) supervisa el funcionamiento del sector. Para poder entender cómo los cuatro niveles anteriores se integran dentro del entorno español (Figura 1.2) es necesario remontarnos a 1995. Ese año fue promulgada la Ley de Ordenación del Sector Eléctrico (LOSEN) que pretendía introducir competencia en la generación eléctrica. Con esta acción, promovida también desde la Unión Europea, se pretendía una gestión más 13
eficiente de las empresas del sector y que los precios de la electricidad reflejasen de forma más adecuada los costes de suministro. Es a partir de 1998, con la entrada en vigor de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, cuando se produce la denominada liberalización del sector eléctrico y la separación de las actividades dentro del negocio eléctrico en aquellas que se pueden realizar en competencia y actividades reguladas. Las actividades de generación y venta al cliente final (comercialización de la energía) se pueden realizar en libre competencia. Por su parte, las redes eléctricas son un monopolio natural 1 y por tanto reguladas, e incluyen el transporte y la distribución de la electricidad y la gestión técnica del sistema eléctrico. Para que la liberalización del sector eléctrico pueda llevarse a cabo con éxito, es necesario garantizar el libre acceso a las redes eléctricas de todos sus participantes (generadores, consumidores y comercializadores). Finalmente, para evitar posibles subsidios cruzados 2 entre empresas que incluyen distintas actividades del negocio eléctrico, es obligatoria la separación jurídica, contable y funcional de las empresas eléctricas que intervengan tanto en negocios liberalizados como regulados. En los siguientes apartados se pasa a describir en detalle cada uno de estos niveles. 1.1.1. Capa física y gestión técnica del sistema eléctrico El principal reto de la gestión técnica de un sistema eléctrico es garantizar en todo momento que lo que se genera es igual a la demanda eléctrica, es decir, cuando encendemos el microondas hay una central eléctrica a cientos de kilómetros que automáticamente quema un poco más de combustible. Esta limitación surge ya que a día de hoy no se ha conseguido almacenar la energía eléctrica a gran escala, aunque sí se ha logrado en pequeñas cantidades (las tradicionales baterías o los sistemas más novedosos como las pilas de combustible y los almacenadores cinéticos). Los grandes recursos actuales de almacenamiento son las centrales hidráulicas de bombeo suben el agua de un embalse inferior a uno superior y de menor capacidad el almacenamiento térmico como sales fundidas que se utilizan en centrales solares de concentración (Ruiz, V. 2009). Para conseguir el equilibrio entre generación y demanda eléctrica, en tiempo real y de forma automática, existe un sofisticado sistema de control que a nivel nacional es responsabilidad del operador del sistema eléctrico, REE. 1. Es una situación donde una única empresa puede realizar una actividad productiva con un coste menor que si existiesen varias empresas compitiendo. 2. Situación en la que una empresa modifica sus precios para que los ingresos obtenidos en un servicio (por ejemplo generación) le permitan financiar las pérdidas que tiene en otros (por ejemplo comercialización). 14
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones Otra dificultad inherente al uso de la energía eléctrica es que ésta se distribuye por las redes eléctricas atendiendo a determinadas leyes físicas, la ley de Ohm y las leyes de Kirchhoff. De forma simplificada, la ley de Ohm indica que la energía se mueve por las redes eléctricas que ofrecen menor resistencia a su paso, mientras que las leyes de Kirchhoff establecen que en un punto o nudo donde se conectan varias redes eléctricas (subestaciones) la energía que entra es igual a la que sale del nudo. Por tanto, en la práctica no es posible orientar los flujos de potencia por las redes eléctricas a voluntad del operador de red, lo que requiere una vigilancia permanente de las redes eléctricas para evitar sobrepasar la capacidad de las líneas. En ocasiones esto implica que, al transportar energía de una zona a otra, puede que un único tramo de la gran red eléctrica limite la energía que se puede transportar. La electricidad que llega a nuestras casas es el resultado de la interacción y movimiento de las cargas eléctricas, cuya energía se manifiesta en fenómenos térmicos y luminosos (horno o bombilla) o mecánicos (movimiento del ascensor). Ésta se caracteriza por varios parámetros fundamentales que son la frecuencia, la tensión, la intensidad, la potencia y la energía (ver definiciones en la tabla 1.1). La electricidad que fluye por los sistemas eléctricos se caracteriza porque tanto la tensión como la corriente que consumimos son alternas. Es decir, si pudiésemos observar cómo varía la tensión en tiempo real, ésta tendría un régimen periódico alterno y con forma de un seno matemático. En Europa la frecuencia de la electricidad es 50 Hz, y la tensión depende del tipo de red eléctrica, siendo para consumos domésticos de Frecuencia Hercio (Hz) El número de veces que la onda de tensión se repite en el tiempo Tensión Voltio (V) Es la fuerza necesaria para mover una carga eléctrica entre dos puntos. ntensidad Amperio (A) Es la cantidad de cargas eléctricas que circulan por un conductor en un tiempo. Potencia Vatio (W) Es la energía generada o consumida por unidad de tiempo 50 Hz en Europa y 60 Hz en Estados Unidos y Canadá 230 V a nivel doméstico, entre 10 y 132 kv en distribución eléctrica y 220 kv y 400 kv en transporte. Una bombilla de uso doméstico consume menos de 1 A, y una central nuclear genera hasta 30.000 A. Una bombilla consume menos de 100 W, y una central nuclear genera hasta 1.000 MW. Energía Vatio-hora (Wh) Capacidad para realizar un trabajo 260 TWh es el consumo de energía en España en 2010 Tabla 1.1. Unidades eléctricas fundamentales. Fuente: elaboración propia. 15
230 voltios, 10 kv 3 para una planta de generación y hasta 400 kv para el transporte de energía eléctrica. La unidad de la energía utilizada en el sector eléctrico es el vatio-hora (Wh). La energía o el trabajo en una unidad de tiempo se define como la potencia, cuya unidad es el vatio (1 MW equivale a un millón de vatios). La operación de los sistemas eléctricos requiere que los valores de frecuencia y tensión se mantengan permanentemente en valores muy próximos a sus valores de diseño, por ejemplo 230 V y 50 Hz en un hogar. En tiempo real, estos valores se ven sometidos a fluctuaciones, dado que la potencia consumida por los hogares y la industria está constantemente variando, al igual que lo hace por ejemplo la generación eólica o la solar. Además, también pueden darse fallos inesperados en centrales de generación, desconexión intempestiva de demanda o apertura de líneas eléctricas que hagan cambiar los caminos por los que se mueven los flujos de energía. Para conseguir mantener la frecuencia y las tensiones en sus valores de diseño, y así garantizar que el sistema pueda funcionar correctamente, los sistemas eléctricos disponen de dos herramientas de control fundamentales: el control frecuencia-potencia y el control de tensiones. El control frecuencia-potencia, en la actualidad, es responsabilidad del operador del sistema eléctrico, quien ajusta la frecuencia del sistema eléctrico modificando en tiempo real la potencia de determinadas unidades de generación. Cuanto más rápida sea la respuesta de las centrales, mayor será la calidad del suministro eléctrico. Este control se puede asemejar a una balanza con generación y demanda en cada uno de sus platos; el equilibrio marca la frecuencia de diseño 50 Hz, y es responsabilidad del operador del sistema el conseguir mantener este valor para cualquier descompensación (Figura 1.3). El control de las tensiones de la red eléctrica (por ejemplo dentro de un rango de ±7% a nivel doméstico) se consigue con equipos específicos distribuidos a lo largo de toda la red eléctrica. El control de tensión se podría asemejar a una cuerda de tender la ropa entre dos apoyos, que sin carga ni generación se encuentra totalmente horizontal (Figura 1.4). Aumentar el consumo eléctrico equivale a colgar una prenda, que cuanto mayor sea el consumo más va a tirar de la cuerda, y así bajar la tensión. El efecto de la generación y de otros equipos (transformadores y condensadores) es el de soportar la cuerda, como lo haría introducir un apoyo para levantar la cuerda. 3. Kilo: 1 k = 1.000; Mega: 1 M = 1.000 k; Giga: 1 G = 1.000 M; Tera: 1 T = 1.000 G. 16
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones 51 Hz 50 Hz 49 Hz Figura 1.3. Control frecuencia-potencia. Fuente: elaboración propia. 1.1.2. Gestión económica del sistema eléctrico La factura eléctrica de un consumidor incluye el precio de la energía eléctrica, la denominada tarifa de acceso, y además un cargo asociado a la gestión del comercializador (Figura 1.5). La tarifa de acceso incluye todos los costes asociados a la actividad eléctrica (transporte, distribución, primas a la generación renovable, etc.), y está fijado por el regulador cada año. El precio de la energía considera cuánto se ha pagado por la energía a los generadores, la cual se Tensión inicial Rango admisible Consumo 10 MW Tensión en carga Generador Consumo 70 MW Figura 1.4. Control de tensiones. Fuente: elaboración propia. 17
Precio de la energía eléctrica Coste de la red de transporte Coste de la red de distribución Coste de la lectura y facturación Coste de diversificación y seguridad del abastecimiento Tarifa de acceso a la red Costes permanentes: Pagos a gestores del sistema eléctrico Operador de mercado Comisión Nacional de Energía Primas al Regimen Especial Energías renovables Cogeneración Cobertura de posibles desajustes de ingresos de las actividades reguladas Gestión del Comercializador Figura 1.5. Principales componentes del coste en la factura eléctrica. Fuente: elaboración propia. puede adquirir a través del mercado o a través de un comercializador, y en cualquier caso su precio es de libre negociación. Por último, hay que sufragar los costes de gestión del cliente por parte del comercializador. El mercado de electricidad en España se organiza a través de una secuencia de sesiones de mercados en los que los generadores y la demanda acuerdan las cantidades y los precios de la energía a generar-consumir para un determinado día D donde se hará entrega física de la energía. A este mercado se denomina mercado mayorista, que en orden temporal incluye los mercados a plazo (antes del día D-1), mercados diarios y mercados de operación (el día D-1) y mercados intradiarios (el mismo día D). Los mercados a plazo permiten establecer contratos entre generadores y consumidores por un período superior a un día, y se pueden cerrar desde 18
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones ntervalo de tiempo de ejecución de cada proceso Día D-1 Horizonte de tiempo que abarca la programación Día D 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Operador del mercado (OME) Mercado diario ntradiario 1 ntradiario 2 ntradiario 3 ntradiario 4 ntradiario 5 ntradiario 6 Figura 1.6. Secuencia de los mercados eléctricos y horizontes. Fuente: Red Eléctrica. días hasta años antes de la entrega física de la energía. Este tipo de mercados permiten tanto a generadores como a consumidores cubrir su riesgo, ya que el precio de la energía se fija con mucha antelación. El mercado diario se celebra el día anterior a la entrega física (D-1), y en él se negocia la compraventa de energía para cada una de las 24 horas del día D. Su gestión es responsabilidad del operador del mercado (OME), quien garantiza la legalidad y transparencia del mismo. Para cada hora, OME recibe las ofertas de venta de energía en cantidad MW y precio /MWh, que se ordenan de forma creciente en función del precio, dando lugar a la curva de oferta; de igual forma recibe las ofertas de compra de energía y las ordena de forma decreciente; por último, cruza ambas curvas de oferta y demanda, y el resultado es para cada hora un precio de mercado ( /MWh) y un volumen de energía (MW). Conforme al diseño del mercado, todas las unidades que hayan realizado una oferta por debajo del precio de mercado recibirán este precio y estarán obligadas a producir. Una vez se ha cerrado el mercado diario, y durante las 24 horas siguientes, existen 6 mercados intra-diarios en los que los generadores-demandas pueden cambiar sus compromisos de compra-venta de energía (Figura 1.6). Estos mercados también los gestiona OME y su funcionamiento es similar al del mercado diario. El precio del mercado diario promedio anual en España ha vriado desde 64 /MWh en 2008 hasta 37 /MWh en 2010. Además, durante el día D existen otros mercados que funcionan como herramientas para garantizar la seguridad del sistema y el equilibrio entre generación y demanda. Entre estos 19
mercados se encuentran la gestión de restricciones, y los mercados de reserva secundaria y terciaria y los desvios, que son gestionados por el operador del sistema (Red Eléctrica). Para el consumidor eléctrico existe otra forma de adquirir la energía que no es el mercado, y es a través de las comercializadoras. Éstas son empresas que compran la energía en el mercado diario o a plazo y la suministran a sus consumidores finales. Este mercado se realiza en competencia entre las distintas empresas comercializadoras y se denomina mercado minorista. Dentro de las comercializadoras se encuentran las denominadas «comercializadoras de último recurso» que son designadas por el Gobierno y suministran a sus clientes la tarifa de último recurso (TUR). Esta tarifa permite a los clientes de potencia contratada menor de 10 kw el suministro eléctrico a un precio regulado por el Gobierno. La TUR se calcula teniendo en cuenta el coste de comprar la energía en el mercado diario, más la tarifa de acceso correspondiente junto con un coste estimado de gestión comercial del comercializador. ndependientemente de la forma de contratación, que se realice para que la energía llegue a los consumidores finales se hace uso de la infraestructura eléctrica y de otros servicios necesarios para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico. Para sufragar estos costes el consumidor tiene que pagar la «tarifa de acceso a red», que incluye las siguientes partidas (Figura 1.7): el coste de las redes de transporte y distribución, los costes de lectura y facturación de la energía, costes de diversificación y seguridad del abastecimiento (incluye la moratoria nuclear entre otros), los costes permanentes (pagos a los gestores del sistema eléctrico, el operador del mercado y la Comisión Nacional de Energía y las primas al régimen especial), y por último una partida que permite cubrir el posible desajuste de ingresos de las actividades reguladas. Las tarifas de acceso las recaudan los comercializadores y se las entregan a la CNE, quien a su vez las reparte entre todos aquellos agentes con derecho a cobrarlas. A este proceso se denomina liquidación de los ingresos. Las tarifas de acceso las calcula la CNE y aprueba el MTyC y son únicas para todo el territorio español. Existen diferentes tarifas en función de la potencia contratada, la tensión de la red eléctrica del consumidor y los períodos de consumo (punta, llano y valle). Dado que éstas están calculadas antes de conocer los costes reales, puede darse la situación en la que la recaudación de tarifas sea inferior al coste real de acceso, por lo que se producirá el denominado «déficit de tarifa». La partida de más peso en los costes de acceso (figura 1.6) es la prima al régimen especial, que son los incentivos para el fomento de la generación renovable y eficiente. El monto total de estos incentivos se distribuyeron entre la generación solar fotovoltaica (45%), la generación eólica (30%), la cogeneración (20%) y el resto de tecnologías 20
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones Costes permanentes 1.219 Desajustes ingresos años anteriores 1.430 Prima al régimen especial 7.067 Otros costes 95 Transporte 1.318 Distribución y gestión comercial 4.763 Sistema de interrumpibilidad en mercado 402 Plan de ahorro 287 Figura 1.7. Escandallo de costes de acceso 2010, en millones de euros. Fuente: CNE, 2010. minihidráulica, solar térmica, biomasa y residuos (5%). Durante el año 2010 los ingresos de la tarifa de acceso ascendieron a 11.716 millones de euros, mientras que los costes fueron de 16.580 millones de euros, por lo que se produjo un déficit de 4.864 millones de euros. 1.1.3. Entorno regulatorio Hay dos instituciones encargadas de establecer las reglas por las que se rige la gestión del sistema eléctrico en España, que son el Ministerio de ndustria, Turismo y Comercio y la Comisión Nacional de Energía (CNE). Entre otras funciones, corresponde al Ministerio de ndustria, Turismo y Comercio la propuesta y ejecución de la política del Gobierno en materia de desarrollo industrial y la política energética. Ésta la lleva a cabo a través de la Secretaría de Estado de Energía. Dentro de los objetivos más importantes de la Secretaría está la planificación energética, basada en un modelo de generación y distribución de energía acorde con los principios de seguridad de suministro, eficiencia económica y sostenibilidad ambiental. Por su parte, la CNE es el organismo regulador de los sistemas energéticos en España, entre ellos el mercado eléctrico, velando por la competencia efectiva en dicho mercado y por la objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los agentes que participan y de los consumidores. La CNE tiene capacidad normativa (puede dictar circula- 21
res de desarrollo y ejecución de las normas contenidas en reales decretos), elabora proyectos de disposiciones generales que afectan a los mercados energéticos, como la determinación de las tarifas y la retribución de las actividades energéticas, y participa en la planificación energética. También se comporta como un órgano consultivo de la Administración General del Estado y de las diferentes Comunidades Autónomas, a la vez que participa en la resolución de conflictos entre los agentes que intervienen en el negocio energético. La CNE es la encargada de liquidar parte de los costes del sector eléctrico, de velar por la defensa de la competencia y de actuar como inspector para verificar el cumplimiento en todas las instalaciones de los requisitos exigidos por la normativa. 1.2. Breve descripción de las actividades del negocio eléctrico A continuación se describen sucintamente los aspectos más relevantes desde el punto de vista técnico, económico y regulatorio de las distintas actividades eléctricas: generación, demanda, transporte y distribución de energía eléctrica. Esta división coincide con las actividades de las distintas empresas que participan en el negocio eléctrico. Por ejemplo, el grupo ELECTRO podría estar formado por las distintas empresas ELECTRO Generación, ELECTRO Comercializadora y ELECTRO Distribución; por su parte, el transporte de energía en España sólo lo puede realizar la empresa REE, si bien las empresas de distribución pueden poseer redes de 220 kv cuando éstas desempeñen funciones de distribución. 1.2.1. La generación de energía eléctrica Para atender la demanda en un sistema eléctrico se requiere el uso de centrales de generación eléctrica. Existen distintas tecnologías de generación en función de los recursos energéticos disponibles, como generación hidráulica, térmica (carbón, nuclear, gas o biomasa), eólica, solar (fotovoltaica o térmica de concentración) o maremotriz. El proceso tradicional para obtener energía eléctrica de las distintas fuentes consiste en hacer girar la turbina (rueda que cuenta con varias palas) acoplada a un generador eléctrico, con la fuerza del viento, del agua, con vapor de agua a presión o gas. Por su parte, la generación solar fotovoltaica convierte la 22
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones Tecnología Costes de inversión/ generación radiación solar en energía eléctrica. Flexibilidad de operación Ecopuntos de impacto medioambiental Nuclear Alto/Bajo Muy baja 672 Hidráulica Alto/Muy bajo Muy alta 5 Carbón Medio/Medio Baja 1.356-1.735 Ciclo combinado Medio/Medio Alta 267 Turbina de gas Medio/Alto Muy alta >267 Fuel Medio/Alto Baja 1.398 Eólica Alto/Muy bajo Baja 65 Solar Medio/Muy bajo Baja 461 Tabla 1.2. Características de las distintas tecnologías de generación eléctrica. Fuente: elaboración propia e DAE, 2000. Cada tecnología de generación tiene unos costes de instalación de la planta y de operación de la misma, aporta una cierta flexibilidad a la operación del sistema y tiene un mayor o menor impacto ambiental, como se muestra en la tabla 1.2 4. Una explotación óptima que considere los costes, la garantía de suministro y el impacto medioambiental da como resultado un mix tecnológico de generación equilibrado, donde cada una de las tecnologías aporta sus ventajas. Un sistema eléctrico basado únicamente en generación renovable requeriría un sistema de respaldo para los períodos donde no sopla el viento o de sequía, que típicamente es complementado con la generación con centrales de gas; por otro lado, un sistema eléctrico con generación únicamente térmica es muy dependiente de las importaciones de combustible y además es contaminante. El régimen de operación típico de las centrales eléctricas (ver Figura 1.8) es que aquellas centrales cuyos costes variables (costes de combustible, operación y mantenimiento) son bajos son las más adecuadas para funcionar el mayor número de horas al año, como por ejemplo la generación nuclear o las centrales de carbón. A esta generación base hay que añadir la generación renovable, la cual por lo general no puede regular su producción, típicamente la generación solar en horas de mayor demanda y generación eólica con una producción incluso más aleatoria. Para poder suministrar el resto de la demanda se requiere tecnologías con gran flexibilidad de operación que se puedan adaptar en tiempo real a las variaciones de la demanda, lo que se consigue con la generación 4. El impacto medioambiental se ha valorado usando «ecopuntos», que evalúa la contribución de los diversos compuestos contaminantes a un conjunto de impactos medioambientales, entre ellos el efecto invernadero o el agotamiento de los recursos energéticos (DAE, 2000) de las centrales que usan dicha tecnología. 23
Demanda eléctrica Demanda punta (solar/gas natural) Demanda intermedia (hidráulica/gas natural/eólica) Demanda base (nuclear/carbón) Tiempo Figura 1.8. Distribución típica de las tecnologías para cubrir la demanda en un día. Fuente: elaboración propia. hidráulica y la basada en gas natural (ciclo combinado y turbinas de gas). En la última década las centrales de gas natural han ido reemplazando a las centrales más antiguas de carbón y fuel, ya que la flexibilidad de éstas y su menor impacto medioambiental permiten adaptarse a un futuro energético con más generación renovable. En España, la potencia instalada y cómo ésta cubre la demanda está bastante diversificada, siendo las principales fuentes de electricidad la generación hidráulica, nuclear, el ciclo combinado, y eólica (Figura 1.9). La potencia total instalada en España es de 105 GW, incluyendo la península y los sistemas extra-peninsulares, mientras que la demanda anual de energía es de 276 TWh. En el mercado de generación se han definido dos regímenes económicos diferentes: régimen ordinario que incluye todas las unidades de generación con potencia instalada superior a 50 MW, y régimen especial (R.E.) que incluye centrales de potencia inferior a 50 MW, que incluye generación renovable y cogeneración. Las centrales hidráulicas en España se localizan principalmente en los ríos Duero, Tajo y en Galicia, mientras que las centrales térmicas de carbón están próximas a las cuencas mineras de León, Asturias y Teruel (Figura 1.10). En España existe una concentración de la propiedad de las plantas de generación eléctrica en pocos grupos empresariales, como se muestra en la figura 1.11. Antes de 1997 las empresas de generación eléctrica eran retribuidas a sus costes estándares de producción, los cuales incluían los costes de inversión, mantenimiento, operación y combustible. Actualmente, y como se ha descrito en los apartados precedentes, con la introduc- 24
Potencia instalada/cobertura de la demanda (%) 1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones 100% 90% 80% 70% 60% R.E. Resto 50% R.E. Solar 40% R.E. Eólica Ciclo combinado 30% Fuel/gas 20% Carbón 10% Nuclear Hdráulica 0% Potencia instalada (MW) Cobertura de la demanda anual Figura 1.9. Potencia instalada y cobertura de la demanda por tecnología en España en el año 2010. Fuente: elaboración propia. Río Guardo C.N. S.M. Garoña Río la Es La Rioja 422 Río Alcudia Castejón Río ro a Escatrón Peaker Río ma Río Tormes L Río Río Jara Río Río Adaja A Río G Tajo U Castellón Torrejón Tajo Río Azután Aceca BPOLAR CORRENTE CONTNUA (±250 kv) Río Río T ad iana C. Valenciana 902 a ad el Matach R Río Puertollano Zújar FORMENTERA a en alm ad Gu Elcogás Río O Cotesa Guadiana Andalucía 2.767 Río Río ira M Odiel RED ELÉCTRCA DE ESPAÑA El Fangal Cartagena Escombreras Río Guadalquivir C. Colón Río sla de Tenerife sla de La Palma Murcia 152 Río Los Guinchos Mun ra gu Se Puentenuevo Viar Río P ES AR S LE R BA LEA BA Río Río Guadalquivir nil sla de La Gomera sla de El Hierro Candelaria Guía de sora Arona PRNCPALES CENTRALES ELÉCTRCAS Avance 2010: Datos provisionales sla de Lanzarote Granadilla El Palmar Llanos Blancos Punta Grande Ge Palos de la Frontera Litoral de Almería Río Tajo de la Encant ada Málaga C.C. Arcos de la Frontera C A N A R O LANZAROTE TENERFE S L A S S LE L do Río Río LA PALMA C ABRERA BZA M. Cortes ian Total Canarias 142 CONEJERA Cortes Cabriel Cofrentes r C.N.Júca Cofrentes Gu Río Guillena Total Baleares 4 Sagunto Castilla-La Mancha 3.652 Cijara r Sô Gu sla de Formentera MALLORCA MENORCA C.N. Almaraz Valdecañas Cedillo Río Formentera Bolarque ar Tiét de A R C H P É L A G O Eivissa Escucha Trillo ón Alag J.M. de Oriol Ribeira sla de biza Sant Adria Besós Río Puerto de Barcelona Foix Tarragona Power Ascó Tarragona Plana del Vent Vandellós Mequinenza Ribarroja Ebro Castelnou Teruel Henares Río Río Ter Cataluña 830 Cinc Gabriel y Galán zere Zê Río Río Cercs Segre Aragón 1.672 Río go de on M Cas Tresorer Canelles Eb Duero Escatrón Vouga Río Son Reus Moralets gón Ara Río Villarino Saucelle sla de Mallorca A Río Ricobayoo Duer Villalcampo Castro Aldeadávila Tabescán Navarra 1.054 Castilla y León 4.600 Tua C sla de Menorca Tera Río N Río Pisuerga n Río A Estangento Arrúbal Río Carrió Orbigo Conso ga me R Pasajes de San Juan País Vasco 153 La Robla Compostilla Cornatel Ponte Bibey F Amorebieta Río Río Miño Río Anllares Belesar Peares S. Esteban Castrelo Frieira Miño Soutelo Río Tâ Santurce Bahía Bizkaia Aguayo Río Río Galicia 3.230 Mahón Cantabria 18 Aboño Lada Tanes Narcea Gállego Río G Salime Arga ia Nav Eo Meirama Tambre Río Asturias 360 Soto de Ribera As Pontes de García Rodríguez Sabón FUERTEVENTURA HULLAS Y ANTRACTAS NACONALES sla de Gran Canaria HULLAS MPORTACÓN sla de Fuerteventura FUEL Total Peninsular 19.813 NUCLEAR Las Salinas LGNTO NEGRO San Roque LGNTO PARDO Los Barrios Jinamar FUEL Y GAS Campo de Gibraltar CCLO COMBNADO Bco.Tirajana HDRÁULCAS >100 MW GOMERA EÓLCA: POTENCA TOTAL POR CC.AA. (MW) GRAN CANARA HERRO Archipiélago Canario reducido al 65% 0 10 20 30 40 50 km Edición: Diciembre del 2010 Figura 1.10. Mapa de centrales eléctricas en España, 2010. Fuente: REE. 25
100% 90% 80% Potencia neta instalada (%) 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% Resto Enel Viesgo Generación, S.L. Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. Gas Natural SDG, S.A. Unión Fenosa Generación, S.A. Endesa Generación, S.A. 0% Régimen ordinario Régimen especial Total berdrola Generación, S.A. Figura 1.11. Potencia instalada por grupo empresarial en 2006. Fuente: Agosti, 2007. ción de competencia en el sector eléctrico la remuneración proviene fundamentalmente del mercado eléctrico. 1.2.2. La demanda de energía eléctrica La energía eléctrica se suministra a las fábricas para su ciclo productivo, a los comercios y empresas para desarrollar su actividad y a todos los hogares para su consumo doméstico. En la industria, casi la mitad del consumo energético es eléctrico, el cual permite calentar depósitos, alimentar motores para mover accionamientos, obtener frío a través de equipos de climatización, o la iluminación de espacios. La energía eléctrica también es de vital importancia en el transporte, ya que alimenta a la red ferroviaria, desde el metro, los trenes de cercanías a los de alta velocidad, y en el futuro a los vehículos eléctricos. El consumo doméstico eléctrico ha permitido una mayor electrificación de los hogares, principalmente en los elementos de cocina y los equipos de aire acondicionado. La demanda de energía eléctrica varía a lo largo del día (Figura 1.12), donde se pueden dis- 26
1. El sistema eléctrico español y sus limitaciones Horas valle Horas punta Horas punta 40.000 35.000 30.000 25.000 MW 20.000 15.000 10.000 5.000 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Residencial Servicios ndustria Figura 1.12. Consumo medio de un día de invierno. Fuente: REE, 2009. tinguir dos períodos de consumo característicos: las horas de mayor demanda se denominan horas punta, mientras que las de menor consumo eléctrico se denominan horas valle. En las horas punta coincide el comienzo de la actividad industrial y el de los servicios, así como el uso de los equipos domésticos. Al día, suelen darse dos períodos de punta a primera hora de la mañana y al final de la tarde. En 2010, la mayor demanda horaria en España fue de 44.122 MW, y la demanda anual ascendió a 260.609 GWh (equivalente a 30.000 MW, o 30 reactores nucleares, funcionando durante 8.760 horas). Tal como se indicó anteriormente, la actividad destinada al suministro de electricidad la llevan a cabo las comercializadoras, quienes compran energía en el mercado eléctrico y se la suministran a sus clientes. Al igual que ocurría en la generación eléctrica en España, existe concentración de las empresas comercializadoras de energía. Las principales empresas comercializadoras de energía son berdrola, Endesa Energía, Unión Fenosa Comercial, Gas Natural Comercializadora, Gas Natural Servicios, Hidrocantábrico Energía, entre muchas otras. 27