Necesidades del sistema eléctrico español: Afección a las nucleares

Necesidades del sistema eléctrico español: Afección a las nucleares 40ª Reunión Anual de la Sociedad Nuclear Española 02 de Octubre 2014 Valencia Javier Paradinas

Índice 1 Magnitudes del sistema eléctrico 2 Integración de las energías renovables 3 Gestión del sistema eléctrico 4 Servicios de ajuste 5 Afección a las nucleares 6 Conclusiones 2

Potencia instalada sistema español 2014 Iberdrola representa el 25% de la capacidad instalada en el sistema 3

Producción en 2013 GWh 2013 Iberdrola España % Hidráulica 14,795 33,953 44% Nuclear 22,889 56,815 40% Carbón 2,348 39,771 6% Ciclos combinados 1,697 25,036 7% Convencional 41,729 155,575 27% Minihidráulica 885 7,032 13% Eólica 12,905 54,478 24% Fotovoltaica 7,996 0% Termosolar 4,544 0% Térmica renovable 1,921 37,044 5% Renovable 15,711 111,054 14% Producción flexible (Hidráulica, CCGTs) Producción gestionable? (Nuclear, eólica) 4

Cuáles son las necesidades del sistema? Estabilidad: Es un reto para la integración de gran cantidad de energía no gestionable en el sistema manteniendo criterios de seguridad del sistema. Flexibilidad: La flexibilidad se convierte en la característica más valorada de la generación gestionable. El valor adicional se materializa capturando el valor en SSCC al responder a las necesidades del operador del sistema Predictibilidad: Cobra relevancia la predictibilidad de la producción, especialmente de la generación no gestionable, que contrasta con su variabilidad intrínseca. Reserva: está cubiertas por una gran cantidad de instalaciones (CCGTs) que sólo funcionan por requerimientos del operador del sistema. La mayor demostración de la relevancia de este tema es el actual desarrollo de un borrador para la hibernación de centrales. La mera entrega de energía no es suficiente para el sistema actual. 6

GWh Estabilidad del sistema Cobertura de la demanda TWh 253 261 255 252 246 244 +3.2% -2.3% -1.2% -2.4% -0.9% 22% 22% 19% 15% 16% 16% 38 43 42 48 54 53 2009 2010 2011 2012 2013 2014E Demanda Eólica 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Problemas de integración Cortes de energía eólica 2009 2010 2011 2012 2013 Los cortes de eólica evidencian un sistema estresado por la generación no flexible La flexibilidad de CCGTs e hidráulica ha permitido una gran integración de la energía eólica sin huecos de tensión La reducción de hueco térmico lleva a situaciones de estrés en el sistema en el que aparecen cortes de producción eólica para hacer frente al exceso de generación no flexible 7

GWh Problemas de integración 60000 Cortes de energía eólica 60000 Producción eólica 25% Desviación media absoluta / producción final (%) para el día D-1 a las 11:00 50000 50000 20% 40000 40000 15% 30000 30000 20000 20000 10% 10000 1.4% sobre el total 10000 5% 0 2009 2010 2011 2012 2013 0 2013 0% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Fuente: Meteologica y REE Sin embargo, la mejora de las predicciones ha contribuido a que una mayor penetración de la generación eólica sea posible 8

Flexibilidad del sistema Control jerarquizado + servicios de ajuste Energía no gestionable C.T. Nuclear C. Hidráulica Energía gestionable Eólica C.T. Ciclo combinado Solar Demanda C.T. Carbón La integración del régimen especial en el sistema es factible gracias a: Flexibilidad de las distintas tecnologías, en especial hidráulica, gas y bombeo. Las interconexiones. Mercados de ajuste y mecanismos de emergencia. 9

Flexibilidad tecnológica: ejemplos 26/04/2012 Eólica ( MW) 01/03/2010 Punta demanda 36 319 MW Hidráulica ( MW) 30 Ciclos acoplados 5 Ciclos acoplados Valle demanda 20 638 MW 10 10

Variabilidad de producción eólica Fuente: REE Producción eólica: marzo 2014 Estadísticamente son mas frecuentes los aumentos bruscos de producción eólica que su disminución La variación de producción eólica es una variable destacada para la gestión del sistema eléctrico 11

MW eólicos Predictivilidad de la producción eólica 12 000 Previsión D-5, D-1, observación Predicción de producción D-5 vs D-1 Mejor predicción cerca del tiempo real 8 000 8000 MWh 4 000 0 D-1 D-5 Observacion Producción Evolución de los sistemas de predicción Sipreólico Fuente: REE Notable mejora en las previsiones de los últimos años. 12

Necesidades de reserva: CCGTs Menor funcionamiento de CCGTs: los CCGTs se concibieron como una tecnología base y se han convertido en una tecnología de punta. Su reducido funcionamiento los ha convertido en reserva del sistema Arranques diarios: los arranques diarios son necesarios en los CCGTs para proporcionar reserva en las puntas Arranques rápidos: los arranques rápidos permiten actuar como respaldo del sistema ante el agotamiento de reserva tras incidentes. Cubren las necesidades de reserva del sistema a medio-largo plazo: todos los CCGTs que no funcionan actúan como reserva del sistema, funcionando en los escenarios de mayor hueco térmico Las necesidades de reserva se cubren con CCGTs. 13

Mecanismos de mercado Los mecanismos de mercados en competencia existentes, permiten optimizar la producción, buscando maximizar el beneficio, que a su vez redunda en una minimización de los costes para el sistema Mercado diario Mercado de restricciones y reserva Mercado de secundaria Mercados intradiario Terciaria y Gestión de desvíos y emergencias Programa base (horario) Programa viable + limitaciones Programa viable + limitaciones + compromisos SSCC Programa no negociable en mercados Programa horario final 13:00h (D-1) 16:00h (D-1) 17:00h (D-1) H-3 H-1 Los agentes programan y operan sus centrales a través de los centros de control. 15

Centros de control Operador del sistema Centros de control La complejidad del sistema eléctrico español ha llevado a la jerarquización Control jerarquizado + servicios de ajuste REE realiza la gestión centralizada de la generación apoyándose en los centros de control, agregadores de las plantas de producción, por dos vías: Mercados organizados de ajuste Gestión directa por emergencia Gene ració n y RdT Los centros de control son los responsables de agregar las comunicaciones con las distintas plantas de generación >1 MW, transmitiendo órdenes de mayor detalle: Coordinación de subdespachos Programas de producción finales Regulación frecuencia-potencia Gestión de la reposición del sistema La generación y la red de transporte se focaliza en maximizar su disponibilidad y flexibilidad para el sistema. El reparto de funciones aportar agilidad de respuesta ante situaciones complejas 16

Cobertura mercados de ajuste 2013 1% 1% RTT Total Reserva 23% CCGT 13% Carbón CCGT Hidráulica Carbón 75% Turb Bombeo 87% Banda Secundaria 4% Terciaria+Desvíos a subir Terciaria+Desvíos a bajar 28% CCGT Carbón 16% 7% 22% CCGT Carbón 32% 11% CCGT Carbón 46% 22% Hidráulica Turb Bombeo 30% 25% Hidráulica Turb Bombeo Bombeo 9% 19% 29% Hidráulica Turb Bombeo Bombeo Destaca flexibilidad que aporta la generación hidroeléctrica y térmica al sistema eléctrico 18

Coste de los mercados de ajuste Restricciones (M ) Reserva (M ) 900 120 800 700 100 600 80 500 400 60 300 40 200 100 20-2010 2011 2012 2013 0 2010 2011 2012 2013 Banda Secundaria (M ) Terciaria + Gestión Desvíos (M ) 400 350 350 300 250 200 150 100 50 300 250 200 150 100 50-2010 2011 2012 2013-2010 2011 2012 2013 En los últimos años el coste de los servicios complementarios ha sido creciente, en parte por el aumento de generación renovable 19

Necesidades del sistema en 2008 Mayor 19 M Regulación secundaria Banda secundaria Restricciones técnicas 215 M 629 M Energía 94 M Regulación terciaria Desvíos Menor Control de tensiones Regulación primaria 34 M Tiempo real >24h Tiempo 20

Necesidades del sistema en 2013 Mayor 19 122 M M Regulación secundaria Banda secundaria Restricciones técnicas 350 M 215M 560M 806M Energía Menor 177 M 94 M Control de tensiones Regulación primaria 120 M 34 M Regulación terciaria 109 M Desvíos Reserva a subir Real time >24h Tiempo 21

Episodio de exceso de potencia MW 40.000 Semana Santa 2013: previsión 35.000 30.000 R.E eólico 25.000 Restricciones R.O 20.000 R.E no eólico 15.000 10.000 5.000 0 Hidráulica fluyente Nuclear Las previsiones mostraban un exceso de potencia en el sistema Los episodios en que se agotan las reservas de potencia gestionable del sistema son frecuentes 22

Episodio de exceso de potencia MW 40.000 Semana Santa 2013: realidad 35.000 Producible eólico vertido 30.000 25.000 20.000 R.E eólico Restricciones R.O 15.000 R.E no eólico 10.000 5.000 0 Hidráulica fluyente Nuclear La generación eólica, junto a otras tecnologías de base, regula su funcionamiento a bajar, para contribuir a la seguridad del sistema 23

MW Reducción programación nuclear 1100 1000 900 800 700 600 1 3 5 7 9 11131517192123 1 3 5 7 9 11131517192123 1 3 5 7 9 11131517192123 29/03/2013 30/03/2013 31/03/2013 Trillo Cofrentes Almaraz1 Almaraz2 Asco2 Vandellos2 Porcentajes y potencias (totales) reducidos: Cofrentes: -30% (-322 MW) Trillo: -18% (-171 MW) Almaraz 1: -18% (-183 MW) Almaraz 2: -18% (-182 MW) Ascó 2: 0% Vandellós 2: -20% (-205 MW) Cuando ha sido necesario recurrir a la flexibilidad nuclear algunas plantas han bajado hasta un 30% de su potencia nominal 24

Seguridad del sistema Control de tensiones y estabilidad de la red: Control de tensiones Estabilidad ante huecos de tensión: NUDOS 400 kv NUDOS 220 kv 17:50 18:00 18:10 La mejora de la tecnología y la flexibilidad de hidráulica y CCGTs han conseguido que no haya habido huecos de tensión en los últimos años, no se han producido huecos de tensión El aumento de tecnologías no gestionables dificulta la gestión del sistema y requiere mayor flexibilidad por parte del resto de tecnologías para garantizar la seguridad. 25

Aspectos relevantes El sistema ha cambiado y ello afecta a las centrales nucleares La flexibilidad ha aumentado su valor, incluso en las nucleares. La fiabilidad disminuye evita pagar por desvíos a precio de tecnologías de respaldo como los CCGTs La comunicación de la información aporta valor y disminuye costes La volatilidad de precios es relevante para la venta de la producción. Se necesitarán nuevas centrales en el futuro? 27

oct-12 dic-12 feb-13 abr-13 jun-13 ago-13 oct-13 dic-13 feb-14 abr-14 jun-14 ago-14 /MWh Optimización medio-largo plazo COFRENTES TRILLO Planificación de recargas enero-13 febrero-13 marzo-13 abril-13 70 60 PROMEDIO MENSUAL PRECIO DEL MERCADO DIARIO OCT-12/SEP-14 * ALMARAZ G1 50 ALMARAZ G2 COFRENTES TRILLO ALMARAZ G1 ALMARAZ G2 COFRENTES TRILLO ALMARAZ G1 mayo-13 junio-13 julio-13 agosto-13 septiembre-13 octubre-13 noviembre-13 diciembre-13 40 30 20 10 0 * * ALMARAZ G2 * episodios excepcionales del sistema En caso de haber podido retrasar o adelantar un mes las últimas recargas se habría obtenido la siguiente diferencia de ingresos: M M-1 M+1 ALZ1-0.2-6.3 TRL1 18.2 * 1.9 COF1 0.9 7.0 ALZ2 15.7 * 21.6 * La flexibilidad puede aportar mucho valor 28

/MWh Optimización corto plazo Planificación Bajadas de carga PREVISION DE PRODUCCION C. N. COFRENTES RESULTADOS PREVISION DE PRODUCCION PARA EL DIA: PROGRAMA DE CARGA CALCULO DE ENERGIAS Energía Energía Fecha y hora Potencia (MW) Hora Bruta SemiNeta prevista prevista (MWh) (MWh) 21/08/14 00:00 1092.02 21/08/2014 22/08/14 00:00 1092.02 21/08/2014 1:00 1097.0 1058.2 21/08/2014 2:00 1098.0 1059.2 21/08/2014 3:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 4:00 1098.0 1059.2 21/08/2014 5:00 1100.0 1061.3 21/08/2014 6:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 7:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 8:00 1100.0 1061.3 21/08/2014 9:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 10:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 11:00 1099.0 1060.3 21/08/2014 12:00 1098.0 1059.2 21/08/2014 13:00 1098.0 1059.2 21/08/2014 14:00 1097.0 1058.2 21/08/2014 15:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 16:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 17:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 18:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 19:00 1095.0 1056.2 21/08/2014 20:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 21:00 1096.0 1057.2 21/08/2014 22:00 1097.0 1058.2 21/08/2014 23:00 1096.0 1057.2 22/08/2014 1098.0 1059.2 26342.0 25411.3 PRECIO MEDIO DEL MERCADO DIARIO del 17-02- 2014 al 24-02-2014 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0.000 Diferencia de 39 /MWh entre el 18-02-2014 y el 23-02-2014 ene-14 Mover cinco día una bajada de carga puede suponer una diferencia de ingresos relevante 2 GWh x 39 /MWh = 78k Pequeñas flexibilidades suponen mucho dinero 29

Mayor impacto de los desvíos de programa Desvíos Comunicación continua entre las centrales y el despacho central de generación: El aumento de energía no gestionable en el sistema elevan el precio de los desvíos: Se penaliza si no se produce el programa vendido No se consiguen ingresos por la energía si esta no es vendida Por un acoplamiento o parada no comunicadas, se incurren en costes de desvío elevados. Parte de ellos se pueden paliar si se comunica rapidamente una previsión fiable. Las tecnologías de respaldo (hidráulica, ciclos combinados ) resultan clave responder ante posibles incidencias de las centrales nucleares. Sin embargo, tienen un coste elevado 30

Ejemplo del valor de la comunicación MWh Tecnologías de respaldo DISPARO NUCLEAR 1200 1000 800 Horizonte no reprogramable en el que se produce un desvío: Pueden ser necesarios 3 ciclos combinados para restaurar la seguridad del sistema: 150 /MWh x 1000 MWh x 3 horas = 450 k 600 400 200 0 Disparo 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 Horizonte reprogramable en mercados intradiarios. Posible coste (el precio del mercado intradiario cae en 4 /MWh): 4 /MWh x 1000 MWh x 9 horas = 36 k Aviso temprano 3h 3h 3h 3h 450 k 12 k 12 k 12 k 486 k Sin aviso 450 k 450 k 450 k 450 k 1.8 M La comunicación continua central despacho delegado es imprescindible 31

El entorno actual ha cambiado Una vez que los actuales agoten su ciclo de vida los nuevos reactores deberán buscar su lugar. Tiempo de construcción? Regulación? Coste fijo? Coste variable? Fiabilidad ante variaciones de carga? Seguridad? Impuestos? Restricciones ecológicas? 32

Conclusiones La integración de renovables ha provocado cambios tangibles en el sistema eléctrico. Mayor volatilidad en precios de corto y medio plazo. Mayor coste de los servicios de ajuste que repercute en el coste de los desvíos. Nuevas oportunidades para las tecnologías flexibles. Gran valor de la comunicación entre despacho delegado y centrales. Además de producir energía es necesario obtener ingresos por ella. Importancia de aspectos económicos y regulatorios 34

Necesidades del sistema eléctrico español: Afección a las nucleares 40ª Reunión Anual de la Sociedad Nuclear Española 02 de Octubre 2014 Valencia Javier Paradinas