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LOS RETOS Y CAMBIOS QUE NOS TRAEN LA INTRODUCCIÓN DE LAS
ENERGÍAS RENOVABLES PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
JAVIER DE QUINTO (PhD)Universidad Externado (Bogotá)
Cartagena (Colombia)
28 de junio de 2012
De que es de lo que NO vamos a hablar:
- La necesidad / obligación de introducir las EERR- Análisis coste – beneficio de las EERR
Las EERR presentan muchas tecnologías. Nos referiremos a:
Para la generación de electricidad:- Eólica / aerogeneradores- Solar térmica- Solar fotovoltaica- Biomasa - Mini hidráulica - Cogeneración- GeotèrmicaCombustibles:- Biocombustibles- Hidrógeno- Paneles solares- Vehículo eléctrico (híbrido o total)
En Europa estas son las EERR más relevantes
recarga simultánea 8 horas
30 000
40 000
50 000
60 000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Perfil medio laborable H2014 Vehículos eléctricos
Perfil de demanda para una penetración de un millón
de vehículos eléctricos en 2014, MW
Greenhouse
gas levels
Energy
consumption
Renewables
in energy mix
-20% -20%
100%
20%
The 20-20-20 EU policyBy 2020
Las obligaciones asumidas implican un gran crecimiento futuro de las EERR
EU strongest renewable
energy potentials
Wind energy
onshore
Solar energy
Wave energy
Hay potencial para el desarrolloDe las EERR
Evolución de la potencia eólica instalada 1996-2008
183 428 7981.525
2.298
3.442
4.927
6.138
8.304
9.653
11.099
13.467
14.889
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
MW
En España el crecimiento de las EERR ha sido importante. Sobre todo la eólica y muy recientemente la solar
Horizonte 2020
2016; 36%
2020; 42%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Hidráulica Nuclear Carbón Fuel-Gas Ciclos combinados y Turbinas de gas Renovables
Historia Previsión
En España el crecimiento de las EERR también será importante.
… horizonte 2020 (renovables)
2.185; 3%
20.170; 25%
5.700; 7%
50; 0%8.367;
10%
5.079; 6%100; 0%
35.000; 43%
3.000; 4%1.587; 2%
Minihidráulica
Hidráulica
Bombeo
Energía geotérmica
Fotovoltaica
Termosolar
Energía hidrocinética
Eólica en tierra
Eólica mar adentro
Biomasa
En España la eólica supondrá el 47% de la EERR en 2020 y la solar el 16%
% Energías renovables/Energía Final
2008 2012 2016 2020
10,5 15,5 18,8 22,7
Avance del Plan de Energías Renovables 2011-2020 actualmente en elaboración
Lo que a continuación se argumenta se basa en la experiencia española y solo es válido para sistemas con una alta penetración de las EERR eólica y solar
En LATAM los sistemas eléctricos están lejos de esta situación
1 - La necesidad de subvenciones porque sus coste total excede el coste marginal
del sistema, si bien hay otras energías también subvencionadas
2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos de
renovables a acometer de acuerdo a algún plan de desarrollo de las energías
renovables
3 - La intermitencia y la necesidad de un gran back up en días en el que el recurso
no se presenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y que
ese back up, está habitualmente infrautilizado)
4 - La difícil estimación (a corto y a largo plazo) de su aportación
5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta
los requerimientos de reserva rodante
6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de los
aerogeneradores)
7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación en
momentos delicados para el sistema
8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a las
inflexibilidades en la localización de los proyectos de EE.RR.
Los retos :
1 - La necesidad de subvenciones porque sus coste total excede el coste marginal del sistema,
si bien hay otras energías también subvencionadas
C (t) = C (f) + C (v)
C (t) anualizado C (f) = coste inversión total / años de vida útil + gastos OMAC (v) = coste de combustible = 0
C (t) EERR C (t) EECC
C (f) EERRR C (f) + C (v) EECC
0
2
4
6
8
10
12
14
16
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
C€
/kW
h
Precios cobrados por eólicos (España)
Precio mercado
Primas 2011
Primas 2010
Prima RD436
2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos de
renovables a acometer de acuerdo a algún plan de desarrollo de las energías renovables
METODOLOGÍAS:
- Feed - in tariff: el regulador fija el precio (para una serie de años predeterminada) y
hay obligación de compra (durante esos años) a ese precio (que puede indizarse o
revisarse de acuerdo a una metodología) de toda la energía renovable que se pueda
producir
- Feed - in premium: el regulador fija el precio (para una serie de años predeterminada)
pero no hay obligación de compra sino que la energía se vende en el mercado, en la
medida de lo posible
- Quota: el regulador subasta una cantidad de potencia renovable predeterminada por
el PER y se otorga la autorización de construcción a aquellos proyectos que menos
subvención solicitan. La energía se vende en el mercado. A veces se ayuda a la venta
con algún tipo de obligación de % de renovables en el total de la energía
comercializada (certificados verdes)
3 - La intermitencia y la necesidad de un gran back up en días en el que el recurso no se
presenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y que ese back up, está
habitualmente infrautilizado)
0
2000
4000
6000
8000
10000
1200020/05/2007
20/06/2007
20/07/2007
20/08/2007
20/09/2007
20/10/2007
20/11/2007
20/12/2007
20/01/2008
20/02/2008
20/03/2008
20/04/2008
20/05/2008
Date
MW
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1-1-09
0:00
1-2-09
0:00
1-3-09
0:00
1-4-09
0:00
1-5-09
0:00
1-6-09
0:00
1-7-09
0:00
1-8-09
0:00
1-9-09
0:00
1-10-09
0:00
1-11-09
0:00
1-12-09
0:00
Pro
du
cció
n e
n M
W
Cobertura max
08/11/2009 3.29 h
Cobertura min
30/09/2009 13.21 h
E F M A M J J A S O N D
2009
Intermittency & Operation
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
0:001:002:003:004:005:006:007:008:009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:000:00
MW
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
25.00%
30.00%
35.00%
40.00%
45.00%
Wind Production Demand Wind Production/Demand
Maximum production: 11.203 MW (05/03/2009)
Intermittency & Operation43% of demand coverage by wind energy
Minimum production in one year: 204 MW (30/05/2008)
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
00:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:00
0.00%
5.00%
10.00%
15.00%
20.00%
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30.00%
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40.00%
45.00%
50.00%
Wind Production 24/11/2008 Demand 24/11/2008 Wind Prod./Demand
Intermittency & Operation
4 - La difícil estimación (a corto y a largo plazo) de su aportación
5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
26,000
28,000
30,000
32,000
34,000
36,000
38,000
40,000
00:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:00
1,400
1,900
2,400
2,900
3,400
3,900
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008
5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
26,000
28,000
30,000
32,000
34,000
36,000
38,000
40,000
00:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:00
1,400
1,900
2,400
2,900
3,400
3,900
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008
Necesidad de reserva rodante: 39.000 - 26.000 = 13.000 Mw en 5 horas
5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
26,000
28,000
30,000
32,000
34,000
36,000
38,000
40,000
00:0001:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0019:0020:0021:0022:0023:0000:00
1,400
1,900
2,400
2,900
3,400
3,900
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008
Necesidad de reserva rodante: 39.000 - 26.000 = 13.000 Mw en 5 horas+ (3.900 – 1.400 = 2.500 Mw, que es un 19,25% más)
Disparo de generación eólica por huecos de tensión
Aerogeneradores que no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su tensión
nominal con duración inferior a 100 ms.
6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de los
aerogeneradores)
Disparo de generación eólica por huecos de tensión
� Huecos de tensión ocasionados por faltas trifásicas en ciertas subestaciones de 400 kV pueden afectar a la mayor
parte del sistema.
� Desde 1/1/2008 los nuevos PP.EE. instalados deben cumplir con los requisitos técnicos del PO 12.3.
� 12.350 MW de generación eólica instalados con antelación al 1/1/2008 han conseguido el certificado de
cumplimiento con el PO 12.3.
� Todavía 750 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su
tensión nominal con duración inferior a 100 ms.
Voltage (pu)
1
0,2
0,5 1 Time (sec)
start of disturbance
0,8
0,95 pu
0 15
Clearance of the faultFault length
Situations where generators must remain
connected
0,6
2 ph isolated fault
The “grid code” (PO 12.3) establishes the required level for LowVoltage Through Capability
(*) Información publicada con carácter orientativo en www.ree.es ; Información detallada capacidad de
intercambio www.esios.ree.es
Interconexiones internacionales del sistema eléctrico español
1,6% 1,6%
0,7%
0,0%
0,5%
1,0%
1,5%
2,0%
Portugal Francia Marruecos
Cap. Importación / Potencia total
instalada: 3,9 %
Las interconexiones en el sistema eléctrico español (2009-2016)
90
0M
W
60
0M
WCapacidad de
intercambio comercial
2009-2010
Capacidad
prevista de
intercambio
comercial 2016
1500/1100 MW
1300/1200 MW
2900-3000 MW
2800-3000 MW
90
0M
W
70
0M
W
Invierno /Verano MW Rango de valores MW
CECRE
Función Principal: articular la integración de la producción de energía eléctrica de régimen especial
en función de las necesidades del sistema eléctrico
– Ser interlocución única en tiempo real con el CECOEL y con los Despachos Delegados,
encargados de telemandar las instalaciones, para realizar el seguimiento y gestión correcta
del sistema eléctrico
– Recibir la información sobre las unidades de producción necesaria para la operación en
tiempo real y remitirlos al CECOEL
– Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores, mediante su
agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos
– Aportar desde la Operación del Sistema, seguridad y eficiencia Operativa
– Realizar la captación de programas de generación gestionable y proporcionar previsiones de
generación no gestionable
– Poner a disposición del Centro de Control al que están conectadas los generadores, la
consigna máxima por nudo
– Coordinar los planes de mantenimiento de las instalaciones de la RdT con el mantenimiento
de las instalaciones de conexión y las de generación, minimizando afección a los generadores
– Permitir sustituir hipótesis de simultaneidad zonal (necesariamente conservadoras) y criterios
preventivos, por control de la producción real
Objetivo y funciones del CECRE
Los vertidos de régimen especial
En días con elevado recurso renovable disponible, no es posible integrar toda la producción de
R.E. con prioridad de despacho (debe interrumpirse producción de R.E. para equilibrar
generación y demanda)
[MW]
[h]
Vertido de R.E.
Régimen ordinario necesario
por seguridad
El programa de generación debe garantizar:
� Factibilidad balance generación
�Reservas de operación
�Estabilidad del sistema ante faltas
�Control de tensión
�Potencia de cortocircuito
�Amortiguación de oscilaciones
EERR disponibles
Resto de tecnologías del R.O.
que participan en mercado
7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación en momentos
delicados para el sistema
Bombeo: instrumento para la integración de energías renovables
Bombeo: utiliza energía renovable y minimiza el riesgo de no utilización
Turbinación: sustituye la ausencia de recurso renovable en punta
20,000.00
22,000.00
24,000.00
26,000.00
28,000.00
30,000.00
32,000.00
34,000.00
36,000.00
00
:00
01
:00
02
:00
03
:00
04
:00
05
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07
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09
:00
10
:00
11
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21
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23
:00
20,000.00
22,000.00
24,000.00
26,000.00
28,000.00
30,000.00
32,000.00
34,000.00
36,000.00
00
:00
01
:00
02
:00
03
:00
04
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05
:00
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07
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08
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09
:00
10
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21
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23
:00
Turbinación
Bombeo
Distribución de inversión en RdTsegún necesidad
Fuente: “Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016” (Ministerio de Industria, Turismo y Comercio – Mayo 2008)
22% mallado de la RdT e
interconexiones
46% apoyo a distribución
7% alimentación TAV
14% evacuación
generación reg. Ordinario
11% evacuación
generación reg. Especial
8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a las inflexibilidades en la
localización de los proyectos de EE.RR.
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