Alberto Carbajo Josa Ministerio de Industria, Comercio y Turismo 19 de Abril de 2006

DE ESPAÑ AR ED ELÉC TRIC A

Alberto Carbajo JosaMinisterio de Industria, Comercio y Turismo

19 de Abril de 2006

Mesa de diálogo sobre la evolución de la energía nuclear en España.

Cuarta sesión temática

Índice

El reto energético mundial

Retos y políticas energéticas de la Unión Europea

Situación energética en España

Continuidad del suministro

Claves de la continuidad del suministro

Conclusiones

Garantía de suministro y calidad del sistema3

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

Situación energética mundial

El consumo energético en los países desarrollados lejos de reducirse sigue aumentando

Países muy poblados (China, India…) se están desarrollando muy rápidamente e incrementando el consumo energético mundial enormemente

Las fuentes de energía primaria más importantes siguen siendo los combustibles fósiles

Están aumentando las emisiones de CO2 y otros GEI

Se está produciendo el agotamiento de las reservas de estos combustibles cuya extracción es más económica

Consiguiente escasez y aumento de precio de estos combustibles

El actual modelo energético no es sostenibleEl actual modelo energético no es sostenible



Tendencia del consumo mundial de energía

El petróleo continuará siendo la principal fuente energética, manteniendo la actual cuota del 38% del consumo total en 2025

El gas natural superará al carbón como segunda fuente primaria Las renovables apenas aumentarán su cuota actual del 8%

La tendencia mantiene la actual situación de una economía basada en los combustibles de origen fósil

La tendencia mantiene la actual situación de una economía basada en los combustibles de origen fósil

Fuente: Energy Information Administration

Consumo mundial de energía por combustible

0

50

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200

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1970 1980 1990 2002 2015 2025

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Proyección

Petróleo

Nuclear

CarbónGas natural Renovables

Histórico

Consumo mundial de energía por combustibleConsumo de energía del mercado mundial

207243

285 310348 366

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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2002 2010 2015 2020 2025

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drilli

on B

TU

ProyecciónHistórico



Protagonismo de los países emergentes

• Se prevé un aumento anual del consumo energético mundial del 2%

• Los países emergentes aumentarán su demanda un 3.2% anual

• Mientras en los países con economías maduras el aumento será del 1.1%

El comportamiento de las economías emergentes tendrá un impacto decisivo en el equilibrio oferta/demanda de

combustibles

El comportamiento de las economías emergentes tendrá un impacto decisivo en el equilibrio oferta/demanda de

combustibles

Consumo mundial de energía por regiones

207243

285 310348 366

412

504553

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Qua

drilli

on B

TU

Economias Emergentes

Economias en Transición

Economias Desarrolladas

ProyecciónHistórico


Consumo mundial de energía por regiones



Repercusiones medioambientales

Las emisiones de CO2 a la atmósfera aumentarán casi un 25% en 2010 y un

60% para 2025 Las economías emergentes suponen el 68% del incremento proyectado hasta

2025

….calentamiento del planeta?….calentamiento del planeta?

Emisiones de dióxido de carbono por combustible

0

10

20

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40

50

1970 1980 1990 2002 2015 2025

1000

x M

illone

s de

tone

lada

s

Proyección

Petróleo

Carbón

Gas Natural

Total

Histórico

Emisiones de dióxido de carbono por regiones

0

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1990 2002 2010 2015 2020 2025

1000

x M

illone

s de

tone

lada

s

Economias Desarrolladas TransiciónEmergentes Total


Índice






Conclusiones



El reto energético de la Unión Europea

Competitividad

Seguridad de suministro

Medioambiente

DesarrolloSostenible*

*“Satisfacer las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras de satisfacer las suyas, y para ello es necesaria una gestión de todos los niveles de la sociedad y de sus economías, que preserve la riqueza presente y mantenga el entorno natural para las generaciones futuras“(Término acuñado en la Comisión Mundial sobre Desarrollo y Medio Ambiente de 1987)



Dependencia energética de la UE

La dependencia energética de la UE en 2030 será del 70% Escasez y carestía de recursos comunitarios

Carbón: coste de producción 4-5 veces el precio mundial

Petróleo: 2-7 veces el precio mundial, 4,4% de la producción mundial

Gas natural: 2% de las reservas del planeta, 12% de la producción mundial

0%

10%

20%

30%

40%

50%

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70%

80%

90%

100%

Combustiblessólidos

Petróleo Gas natural Total

1990 2000 2010 2020

Dependencia UE-30

Fuente: Libro Verde Seguridad de Suministro de la UE



Opciones energéticas de la UE

• Cuestionada en muchos países pero no en todos (Francia, Finlandia)

• Permanece sin solución el tema de los residuos

Energía nuclear

• La producción de la UE no tiene futuro económico

• Su uso dependerá de la reducción de su impacto ambiental

Carbón

• La dependencia de la UE podría alcanzar un 90% en el 2020

• Son necesarios esfuerzos de sustitución

• La economía europea debe acostumbrase a vivir con precios más altos (60 $/barril??)

Petróleo

• Tendencia a una nueva dependencia (75%)

• Riesgo más acusado por el aumento de peso en el mix energético

• Concentración geográfica de las importaciones (Argelia, Rusia)

Gas Natural• Constituyen una prioridad política de la UE

• Objetivo de la UE: 12% del consumo en 2010

• Su despegue requiere incentivos financieros o fiscales

Energías renovables

¿Se reabre el debate nuclear?

Recientesproblemas en

Rusia



Directiva 2003/87/CE de 13 de octubre: Comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (GEI)

Comienzo del desarrollo del Protocolo de Kyoto

Sectores afectados: eléctrico, cemento, refinerías de petróleo, ladrillo, vidrio, cerámica, y siderurgia.

No afecta al resto de sectores industriales (químico, alimentario,…) servicios, residencial, agricultura, ganadería y transporte

El Protocolo de Kyoto en la UE

La UE se ha comprometido a su cumplimiento con un objetivo de reducción de 8% respecto a 1990

La UE se ha comprometido a su cumplimiento con un objetivo de reducción de 8% respecto a 1990



-40

-30

-20

-10

0

10

20

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40

50

AL LUX UK SUE FR DIN HOL BE FIN AT IT GR IR ES PT UE

% R

ed

uc

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n/1

99

0

Objetivo

2003

Cumplimiento de compromisos de KyotoObjetivo de emisiones a alcanzar como promedio en el periodo 2008-2012 respecto a los niveles del año 1990 y desviación en el año 2003 respecto a las emisiones del año 1990

Fuente Datos: Comisión Europea y Agencia Europea de Medioambiente

Objetivo:15 %2003:40.6%

España está lejos de alcanzar el objetivo en estos momentosEspaña está lejos de alcanzar el objetivo en estos momentos

Índice






Conclusiones



Tendencia de la dependencia energética

En la actualidad la dependencia energética en España es cercana al 80 % (Plan de Energías Renovables), valor muy alto en comparación con la media europea (del orden del 50 %)

La situación puede agravarse en el futuro: Mantenimiento del crecimiento de la demanda Creciente peso del gas en la cobertura de la demanda eléctrica (ciclo

combinado)

Moderación en el consumo energético Cumplimiento del Plan de Energías Renovables

Moderación en el consumo energético Cumplimiento del Plan de Energías Renovables



Intensidad energética primaria

1990 2007200420001995 2011



Crecimiento de la demanda de energía eléctrica

El crecimiento interanual de la punta de demanda en el período 1996-2005 ha sido del 7 %

Un crecimiento del 3,3 % de la punta de la demanda supondrá la incorporación de cuatro nuevos ciclos combinados cada año

En España puede existir recorrido para incrementos superiores a la media de los países de nuestro entorno (penetración bomba de calor)

Crecimiento acumulado demanda 1996-2005 = 57%

Crecimiento acumulado demanda 1996-2005 = 57%

Crecimiento acumulado de la punta 1996-2005 = 72% Crecimiento acumulado de la punta 1996-2005 = 72%

Necesidad de políticas de ahorro y gestión de la demanda Políticas tarifarias que reflejen costes

Necesidad de políticas de ahorro y gestión de la demanda Políticas tarifarias que reflejen costes



Evolución de la economía, del consumo eléctrico y de su precio



Crecimiento acumulado 1996-2004 = 49%

GWh

226.600

% (1996 : 100)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

145225.688

2003

233.551

125.000132.800140.600148.400156.200164.000171.800179.600187.400195.200203.000210.800

218.700211.408

80859095

100105110115120125130135

156.245162.383

195.010184.354

173.081

205.634140

2004

234.367150

Evolución de la demanda peninsular 1996-2004

Crecimiento período 2000-2004 = 20%

Seguridad de suministro en España: presente



MW% (1996 : 100)

Evolución de la punta de demanda horaria peninsular

Crecimiento acumulado 1996-2005 = 72%

02/03/200411/12/1996

18-19h

16/12/1997

18-19h

9/12/1998

19-20h

16/12/1999

19-20h

25/01/2000

19-20h

17/12/2001

18-19h

18/02/2003

19-20h

09/01/2002

19-20h 20-21h

27/01/2005

19-20h

80859095

100105110115120125130135140

20.28521.55322.82124.08925.35726.62527.89329.16130.42931.69732.96534.23335.501

145 36.765150 38.035

25.357

27.369

29.48431.247

33.23634.930

37.212

34.336

37.724

43.708

155 39.303160 40.571165 41.839170 43.106

Crecimiento período 2000-2005 = 32%




Apuntamiento de la demanda

0

5000

10000

15000

20000

25000

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35000

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45000

1 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

horas

De

ma

nd

a

(MW

)

Centrales de punta

Centrales de base

Con la misma energía de demanda anual, el achatamiento de la punta permite evitar

capacidad de punta y un uso más intensivo de la generación de base



Demanda punta en invierno (MWh/h)

(*) Demanda estimada incluida la energía deslastrada y la interrumpida: 37.157 MWh/h

2001/02 2002/03 2003/04 2004/05 2005/06 2006/07 2007/08(17.12.01) (18.02.03) (2.03.04) (27.01.05)

Real 34.930 37.212 37.724 43.378

% Crecimiento 6,5 1,4 15,0

Planificación 2002/11 38.500 39.500 40.600 41.700 42.800 43.800

% Crecimiento 2,6 2,8 2,7 2,6 2,3

(*)



MWh/h2003 2004 2005 Diferencia

18 feb 19-20 h 2 mar 20-21 h 27 ene 19-20 h 2003-2005

Hidráulica 9.023 8.998 5.530 -3.493 Convencional 7.564 7.663 3.907 -3.657 Bombeo 1.459 1.335 1.623 1640Nuclear 7.427 7.356 7.519 920Carbón 9.276 8.455 9.302 260Fuel-Gas 3.596 2.904 3.704 1080C. Combinado 2.599 4.073 6.974 4.375

Producción total 31.921 31.786 33.029 1.108

Diferencias regulación -148 42 -223 -75

Total régimen ordinario 31.773 31.828 32.806 1.033

Saldo intercambios 458 116 1.436 978

Régimen especial 4.981 5.780 9.136 4.155

Eólico 900 980 3.550 2.650 Resto 4.081 4.800 5.586 1.505Demanda b.c. 37.212 37.724 43.378 6.166Índice Cobertura Real 1,19 1,15 1,12

Cobertura de la punta: Punta máxima horaria


Garantía de suministro y calidad del sistema


Periodo 1996-2005

Incremento de Incremento de demanda de demanda de

energía eléctrica energía eléctrica del 49 %del 49 %

Incremento de Incremento de demanda de demanda de

energía eléctrica energía eléctrica del 49 %del 49 %

La potencia La potencia instalada sólo se instalada sólo se incremento en un incremento en un

43 %43 %

La potencia La potencia instalada sólo se instalada sólo se incremento en un incremento en un

43 %43 %

Incremento de la Incremento de la punta de demanda punta de demanda

del 72%del 72%

Incremento de la Incremento de la punta de demanda punta de demanda

del 72%del 72%

La potencia de Régimen Ordinario creció menos de lo previsto, siendo esto compensado por el incremento

del Régimen Especial.

Disminución del margen de cobertura por debajo del 10%Disminución del margen de cobertura por debajo del 10%

Evolución reciente: período 1996-2005




Punta horaria de invierno vs. verano

Invierno Verano

MWh/h

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 20040

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

Convergencia progresiva entre las puntas de invierno y verano

Convergencia progresiva entre las puntas de invierno y verano

45.000

2005

Situación en España



0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

CiclocombinadoRég. Especial

Fuel/Gas (*)

Carbón

Nuclear

Hidráulica

Crecimiento acumulado 1996-2004 43%

(*) Incluye GICC (Elcogás) y ciclos combinados

MW

Evolución de la potencia peninsular instaladaSeguridad de suministro en España: presente



Evolución del índice de cobertura

IC = Pd/Ps siendo:

: índice mínimo deseable = 1,1

IC: Índice de cobertura

Pd: Potencia disponible en el sistema

Ps: Punta de potencia demandada al sistema

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004




Índice de cobertura y pago por Garantía de potencia

1

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

Indic

e d

e c

obert

ura

00,10,20,30,40,50,60,70,80,91

Pago p

or

GP

Indice de cobertura Pago GP



2005 2010

MW % MW %

Hidráulica 16.657 23,89% 16.657 20,65%

Nuclear 7.923 11,36% 7.891 9,78%Carbón 11.320 16,24% 9.969 12,36%

Fuel/gas 5.173 7,42% 984 1,22%

Ciclo Combinado 10.192 14,62% 21.404 26,54%

Cogeneración 6.750 9,68% 7.500 9,30%

Renovables 11.706 16,79% 16.247 20,14% Eólica 9.300 13,34% 13.000 16,12% Hidráulica 1.600 2,29% 1.850 2,29% Biomasa 451 0,65% 787 0,98%

Solar 70 0,10% 250 0,31%

Residuos 285 0,41% 360 0,45%TOTAL 69.721 100,00% 80.652 100,00%

Evolución de la potencia instalada 2005-2010Evolución de la potencia instalada 2005-2010

Fuente: Años 2005 y 2010 “informe de cobertura de la demanda del sistema eléctrico español 2004-2015” (RED ELÉCTRICA)

Seguridad de suministro en España: futuro



2005 2010

GWh % GWh %

Hidráulica 31.000 13,2% 31.000 11,2%

Nuclear 60.220 25,6% 59.970 21,8%

Carbón 54.230 23,0% 47.840 17,4%

Fuel/gas 37.280 15,8% 61.700 22,4%

Cogeneración 27.010 11,5% 32.800 11,9%

Renovables 25.540 10,8% 42.240 15,3% Eólica 16.560 7,0% 28.060 10,2%

Hidráulica 4.570 1,9% 5.290 1,9%

Biomasa 2.680 1,1% 6.100 2,2%

Solar 60 0,0% 320 0,1%

Residuos 1.670 0,7% 2.470 0,9%

TOTAL 235.280 100,0% 275.550 100,0%

Previsión de evolución de la energía generada 2005-2010Previsión de evolución de la energía generada 2005-2010

Fuente: Año 2003 “El Sistema Eléctrico Español 2003” (RED ELÉCTRICA)Años 2005 y 2010 “informe de cobertura de la demanda del sistema eléctrico español 2004-2015” (RED ELÉCTRICA)

Seguridad de suministro en España: futuro

Índice






Conclusiones



Singularidad del suministro eléctrico

La electricidad no es como el resto de bienes y servicios:

Input clave en otros sectores industriales y de servicios

Servicio de primera necesidad para una adecuada calidad de vida

Dificultad para diferir la demanda (Imposibilidad de almacenar la electricidad)

Falta de servicios sustitutivos

La seguridad del suministro es un factor fundamental en la prestación del servicio eléctrico

La seguridad del suministro es un factor fundamental en la prestación del servicio eléctrico

Factores clave para la seguridad del suministro



Factores clave para la seguridad del suministro

Garantía de

suministro

Generación:

Seguridad de

suministro

Redes:

CONTINUIDADCONTINUIDADDEDE

SUMINISTROSUMINISTRO

Garantía, seguridad, fiabilidad y continuidad del suministro

La

rgo

pla

zoC

ort

o p

lazo

Fiabilidad del

sistema

Criterios de operación

Disponibilidad instalaciones

Coordinación generación-transporte

•Señales inversión

•Señales localización

•Disponibilidad de energía primaria

•Planificación Transporte

•Modelos de retribución



La continuidad es el factor más importante de la calidad del suministro desde el punto de vista:

Los consumidores

Repercusión mediática

La necesidad de la continuidad física en el suministro eléctrico, consecuencia de la imposibilidad de almacenamiento, no permite desacoplar las diferentes etapas del suministro eléctrico.

En consecuencia la continuidad del suministro estará condicionada por la actuación de los agentes en las diferentes actividades y en último término por las decisiones de los reguladores y los responsables de la política energética.




La continuidad del suministro dependerá de dos tipos de decisiones:

Estratégicas Diseño del modelo

Política energética

Gestión Gestión del modelo

Supervisión y controlActuaciones correctorasActuaciones excepcionalesPenalizaciones


Nivel de calidad del servicio

Política medioambiental

Eficiencia energética

Grado de independencia energética



Energías primarias Distribución

Transporte

y

O.S.

Generación

Co

nsu

mid

ore

s:

Cal

idad

de

sum

inis

tro

Comercia-lización

Cadena de valor del suministro eléctrico

Política energética

Continuidad de suministro

Atención al cliente

Continuidad

Estrategia

Calidad de onda

Gestión



Decisiones estratégicas


La continuidad del suministro puede estar condicionada

por decisiones de tipo estratégico:

Modelo energético

Fomento y/o restricciones a la utilización de determinados

tipos de energía

Política de abastecimiento energética

Modelo de sector eléctrico

Política de precios

Etc…




Decisiones en el tiempo

Co

nti

nu

idad

del

su

min

istr

o

Planificación Tramitaciones

Construcción Acceso y conexión

Disponibilidad de la red Operación sistema

TS

OG

ener

ació

n

Largo plazo Medio y corto plazo Tiempo real

Decisiones de inversión Decisión de localización Tecnología

Tramitaciones

Construcción Disponibilidad de energía

primaria Disponibilidad del equipo

Índice






Conclusiones




Generación

Decisión de inversión

Necesidad de mecanismos (regulatorios/mercado) que garanticen el margen de cobertura adecuado en el largo

plazo

Largo plazo

Planteamiento Necesidad de mantener un margen de cobertura

adecuado en el largo plazo para garantizar la seguridad de suministro



Evolución margen de cobertura: eólica 6% P.I en puntas de invierno

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

EN

E 9

8

AB

R 9

8

JU

L 9

8

OC

T 9

8

EN

E 9

9

AB

R 9

9

JU

L 9

9

OC

T 9

9

EN

E 0

0

AB

R 0

0

JU

L 0

0

OC

T 0

0

EN

E 0

1

AB

R 0

1

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L 0

1

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T 0

1

EN

E 0

2

AB

R 0

2

JU

L 0

2

OC

T 0

2

EN

E 0

3

AB

R 0

3

JU

L 0

3

OC

T 0

3

EN

E 0

4

AB

R 0

4

JU

L 0

4

OC

T 0

4

EN

E 0

5

AB

R 0

5

JU

L 0

5

OC

T 0

5

EN

E 0

6

AB

R 0

6

JU

L 0

6

OC

T 0

6

EN

E 0

7

AB

R 0

7

JU

L 0

7

OC

T 0

7

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

POTENCIA HIDRÁULICA MÁXIMA (10.000 MW)

POTENCIA HIDRÁULICA MÍNIMA (6.000 MW)

GENERACIÓN NO HIDRÁULICA

DEMANDA PUNTA MENSUAL

(MW

)

EVOLUCIÓN DE LA COBERTURA DE LAS PUNTAS DE DEMANDA (eólica= 6% P.I en puntas de invierno)

(1998-2007)



Fiabilidad en la cobertura de la punta de invierno 2005-2006

MWPotencia Potencia Potencia

Neta Neta Efectiva DisponibleHidráulica 15.171 8.600 Convencional 12.735 6.750 (*) Bombeo 2.436 1.850Nuclear 7.607 7.535 7.535Carbón 11.190 10.816 10.816Fuel-Gas 6.097 5.973 843 5.130Ciclo Combinado 11.104 10.743 380 10.363Régimen Especial 19.400 5.420 Hidráulica 1.600 360 Eólica 9.800 580 (**) Resto R.E. 8.000 4.480Saldo Intercambios 300 (0) ***Total 70.569 1.223 48.164 (47.864)Demanda máxima prevista (MW) 44.500Reserva 3.664 (3.364)

Interrumpibilidad 2.000

Probabilidad Fallo térmico MW > Margen de Fallo (MW) IC5% 3.664 0 1,0010% 3.200 464 1,01015% 2.900 764 1,01725% 2.500 1.164 1,026(*) Potencia hidráulica disponible con hidraulicidad muy seca (reservas: 35%)

(**) Potencia eólica con una probabilidad > 92 de ser superada

(***) Redución debida al contrato de apoyo de EdF

Programada Indisponibilidad térmica

Fiabilidad de la cobertura en diciembre de 2005



Disponibilidad de energía primaria

Corto plazo

Planteamiento Gestión de capacidad instalada sin garantía de

disponibilidad de energía primaria:• Hidráulica• Eólica• Ciclos combinados

Generación




Hidráulica: Muy dependiente de la climatología Contribuye al margen de cobertura (potencia) Energía de gran calidad por su rápida capacidad de

respuesta ante demandas del sistema El mercado actual no da señales para que las

empresas internalicen los criterios de seguridad del sistema en su gestión de las reservas hidráulicas

Corto plazo

Introducción del criterios de seguridad en la gestión de reservas hidráulicas

Generación




Generación hidráulica.

Generación hidráulica → Potencia 4 horas.

Reservas hidráulicas 4 h

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Año 2004-2005

(MW

)



La garantía de la hidráulica

Generación hidráulica.

o Estacionalidad anual y gran dispersión respecto a los valores medios mensuales (invierno y primavera).

o Elevada variabilidad interanual.

o Necesaria para la cobertura de demanda. Para cubrir reserva secundaria de “buena calidad” y terciaria rápida.

o Disponibilidad limitada por hidraulicidad y precisa mantener reservas mínimas.

o Podría utilizarse para compensar la variabilidad de la eólica sin gasto adicional de agua

o Su contribución a la garantía ha de establecerse en función de la potencia térmica evitada en años secos

o Baja potencia en centrales reversibles (generación/bombeo): <15%. Capacidad limitada → Bombeo diario para mantenimiento de reservas.

o Emplazamientos estratégicos → Necesarias por seguridad.



Variabilidad del producible diario

PRODUCIBLE HIDRÁULICO DIARIO

0

100

200

300

400

500

600

ene:

feb

:m

ar:

abr:

may

:ju

n:

jul:

ago

:se

p:

oct

:n

ov:

dic

:en

e:fe

b:

mar

:ab

r:m

ay:

jun

:ju

l:ag

o:

sep

:o

ct:

no

v:d

ic:

ene:

feb

:m

ar:

abr:

may

:ju

n:

jul:

ago

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p:

oct

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dic

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e:fe

b:

mar

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jun

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sep

:o

ct:

no

v:d

ic:

ene:

feb

:m

ar:

may

:ju

n:

jul:

GWh

HÚMEDO SECO

127

589

04/03/01

2001 20032002

146

2004 2005

103

146

11695

74

3316 21

46

74

127146

116

9574

2116

3346

106103

74 74

3316

21

106

74

103

127146

127 116106 95

4674

3316

2146

74

103

127146

116106

7495116

95106146

127

33



POTE

NC

IA D

E G

ARA

NTÍ

ATÉ

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TEN

CIA

DE

GA

RAN

TÍA

HID

RÁU

LIC

A

AÑO SECO DE PLANIFICACIÓN AÑO HÚMEDO

LA POTENCIA QUE GARANTIZA EL EQUIPO HIDRÁULICO DEPENDE DE LA ENERGÍA DE AÑO SECO,DE LA CAPACIDAD DE REGULACIÓN DEL SISTEMA,

Y DE LA FORMA DE LA CURVA DE DEMANDA.

EN AÑO HÚMEDO, LA ENERGÍA ADICIONAL AHORRA COMBUSTIBLE, PERO EL EQUIPO TÉRMICO NECESARIO AL SISTEMA CONTINÚA SIENDO EL DEL AÑO SECO.

La necesidad de potencia térmica viene dada por la cobertura que es capaz de hacer la energía hidráulica en años de sequía

La garantía de la hidráulica



Eólica: Coordinación de elevado número de parques eólicos Tamaño medio de los parques La integración de generación eólica, en condiciones de

seguridad y calidad para el sistema.

Corto plazo

Necesidad de Despachos Delegados Requerimientos Técnicos (huecos de tensión) Determinación de la capacidad eólica máxima que se

puede integrar de forma segura a nivel nacional y por nudo de la red de transporte

Generación




Generación eólica

Características. Es energía autóctona (disminuye nuestro grado de dependencia), de coste variable

cero y no produce emisiones de CO2 Comportamiento muy variable → difícil previsión y gradientes elevados (MW/h)

Incremento niveles de reserva de generación ordinaria. Incremento gestión servicios complementarios:

SecundariaTerciariaControl de tensiónGestión desvíos

Desconexión ante perturbaciones (*):Desmallado para evitar propagación de huecos de tensión → Disminución de seguridad

Margen de funcionamiento limitado → desconexión ante rachas fuertes de viento. Ante condiciones climatológicas con Temperaturas extremas → baja probabilidad

de existencia de viento. Por todo ello, debe ser considerada como energía pero no potencia firme. Es escasa

su contribución a la garantía de suministro de medio y largo plazo

(*) Actualmente hay instalados 10020 MW



Evolución de la generación eólica real estimada: 1 de marzo de 2005

Reducción de aprox. 3.800 MW

(Gradiente: -215 MW/h)

Generación eólica



Estacionalidad de la generación eólica

Generación eólica

GEN. EÓLICA EXTRAPOLADA

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

MW



MONÓTONA DE DESVÍOS DE GENERACIÓN EÓLICA(1/3/2004 - 15/09/2005)

0

100

200

300

400

500

600

700

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Frecuencia %

Des

vío

. V

alo

r ab

solu

to %

DESVÍO ABS.= ABS(Programa-Real

Real ) [%]



MONÓTONA DE FACTOR DE UTILIZACIÓN DE POTENCIA EÓLICA(1/3/2004 - 15/09/2005)

0,0000

5,0000

10,0000

15,0000

20,0000

25,0000

30,0000

35,0000

40,0000

45,0000

50,0000

55,0000

60,0000

65,0000

70,0000

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

Frecuencia [%]

Fac

tor

ho

rari

o d

e u

tili

zaci

ón

[%

]

Factor de utilización medio



Ciclos combinados: Creciente peso en la cobertura de la demanda Dependencia de la red de suministro de gas Posibilidad de suscripción de contratos de

suministro interrumpibles con sus proveedores de combustible

Necesidad de firmeza de los aprovisionamientos de gas para participar en la garantía y seguridad del suministro

Mayor coordinación con el sector gasista

Corto plazo

Generación




Generación con centrales de ciclo combinado

Sistemas gasista y eléctrico. Sistema eléctrico.

Necesidad de equilibrio dinámico:

Capacidad de respuesta instantánea.

Necesidad de reserva de regulación suficiente y de respuesta adecuada.

Primaria

Secundaria

Terciaria

Parámetros eléctricos dentro de márgenes de seguridad y calidad.

Reservas limitadas → centrales reversibles (bombeo/generación).

Sistema gasista.Equilibrio “pseudo-dinámico”:

Margen de regulación → presión.

Posibilidad de almacenamiento de gas.Volatilidad de precios del gas.




Interrelación sistema gasista ↔ sistema eléctrico. Puntas de demanda eléctrica coincidentes con puntas de demanda de

gas. Importancia alta de centrales de ciclo combinado para la cobertura del

sistema.

Problemas de suministro de gas:Incremento consumo eléctrico doméstico e industrial.

Pérdida cogeneración (que se alimenta de gas):

Pérdida de generación

Incremento consumo eléctrico (proceso alimentado a través de cogeneración).

Criticidad del suministro eléctrico a regasificadoras.




Problemas con el combustible. (I) Gas: Incremento del número de grupos (2002-05: más de 20 grupos nuevos). Problemas de la red gasista española (capacidad limitada). Capacidad de almacenamiento limitado (especialmente el subterráneo) Riesgo en el suministro:

Constituye una opción energética ampliamente difundida en el resto de los países, por lo que hay una gran competencia en asegurarse el abastecimiento: los precios se disparan presionados por la fuerte demanda

Gaseoducto: débil interconexión. Dependencia de condicionantes externos (Maghreb)

Excesiva dependencia del GNL (escasa diversificación de suministro en origen) - Limitación por la capacidad de emisión de las plantas

- Transporte marítimo de GNL: sensible a condiciones atmosféricas (temporal)

Necesidad de garantía de suministro.




Problemas con el combustible. (II) Combustible alternativo (gas-oil):

Problemas medioambientales.Problemas técnicos:

Capacidad limitada de agua tratada

Necesidad de limpieza tras uso

Uso como centrales en base. Pérdida de reserva fría de ciclo combinado (arranques en ≈1-2 h).

Pérdida de reserva caliente con estas centrales (más rápidas que la generación térmica clásica: en parada caliente alcanzan plena carga en ~1 h).

Uso limitado- Continuo

- Días/año



Garantía de ciclos combinados de gas

Pros:

Buena disponibilidad (reducida tasa de fallo y mantenimiento programado).

Reducidos tiempos de arranque (en frío 2 horas)

Participación en Reserva secundaria.

Contras:

Reducción de potencia en puntas de verano (elevadas temperaturas)

Disminución de potencia con la altura, reduce la rentabilidad en determinados emplazamientos)



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

ene-

02

mar

-02

may

-02

jul-0

2

sep-

02

nov-

02

ene-

03

mar

-03

may

-03

jul-0

3

sep-

03

nov-

03

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-0

4

sep-

04

nov-

04

ene-

05

mar

-05

may

-05

MW

Ciclos combinados: Potencia instalada.



0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

3500000

ene-

02

mar

-02

may

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jul-0

2

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02

nov-

02

ene-

03

mar

-03

may

-03

jul-0

3

sep-

03

nov-

03

ene-

04

mar

-04

may

-04

jul-0

4

sep-

04

nov-

04

ene-

05

mar

-05

may

-05

MW

h

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

%

MWh % uso %Cobertura

Ciclos combinados: Producción.



Generación térmica clásica: Problemática.

Generación térmica clásica. Equipamiento obsoleto.

Incremento de probabilidad de fallo.Problemas medioambientales.

Reserva secundaria de “baja calidad”. Elevados tiempos de arranque (en frío >8 horas) → reserva fría no

válida en caso de emergencia.



Garantía de la generación térmica clásica

Obsolescencia del parque actual.

Vida media del parque de carbón: 26 años-145.000 horas funcionamiento equiv.

Vida media del parque de fuel: 32 años :

• Incremento de probabilidad de fallo.

• Problemas medioambientales.

Reserva secundaria de “baja calidad”. Elevados tiempos de arranque (en frío >8 horas) → reserva fría no

válida en caso de emergencia. Fiabilidad en el suministro.

CARBON

• Seguridad en la disponibilidad de combustible (Almacenamiento mínimo en parques equivalente a 720 h. De plena carga).

FUELÓLEO/GAS

• tarifa de gas interrumpible (No disponible en puntas extremas). vigilancia de las existencias de fuelóleo.



DISTRIBUCIÓN DE POTENCIA TÉRMICA INDISPONIBLEDistribución calculada por sorteo

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000

(MW)

P acoplada 30100 MW

P acoplada 32100 MW

P acoplada 33900 MW

NOTA: Los grupos acoplados siguen una relación de orden relativa a su coste

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

3000 4000 5000 6000(MW)



Días - Potencia indisponible POR AVERÍA (Junio 2001-2005)

0

2

4

6

8

10

12

0-50

0

500-

1000

1000

-150

0

1500

-200

0

2000

-250

0

2500

-300

0

3000

-350

0

3500

-400

0

4000

-450

0

4500

-500

0

5000

-550

0

5500

-600

0

6000

-650

0

6500

-700

0

7000

-750

0

7500

-800

0

8000

-850

0

8500

-900

0

Potencia indisponible (MW)

Nº

día

s

Jun 2001-2004

Jun-05



Garantía de la generación nuclear

Sus características técnicas- económicas hacen que no puedan ser utilizadas en los mercados de reserva.

• Coste variable muy reducido (generación de base)

• Gran rigidez de carga Fiabilidad.

Las CC.NN han tenido en España una excelente disponibilidad durante los últimos años, superior en la mayoría de ellos al 90%. Sin embargo, incidentes aislados han causado en algunos casos indisponibilidades de larga duración.

Seguridad de suministro.

• Disponibilidad de combustible nuclear asegurada:

• Reservas abundantes de uranio

• Fabricación nacional de elementos combustibles

Índice






Conclusiones



Más allá del 2007 el margen de cobertura se seguirá basando en los ciclos combinados y en las energías renovables.

En la medida en que aumente la proporción de energía renovable (especialmente eólica) en el balance, el margen de reserva debería crecer para lo que es preciso incrementar en similar medida la potencia firme.

Habrá que explotar los yacimientos de ahorro a través del incremento de la eficiencia en la generación y el uso racional de la energía.

Ninguna opción tecnológica debería ser descartada.

En cualquier caso, para la comparación de costes de entre las diversas tecnologías deberán internalizarse los costes medioambientales incurridos.

Resumen y conclusiones l



Resumen y conclusiones II La incertidumbre en la evolución de variables como demanda, precio y

suministro del gas, etc., podría condicionar estas decisiones de inversión

El riesgo regulatorio, por carencia o por impredecibilidad, actúa como barrera de entrada, siendo un factor que disminuye la apertura a la competencia

La excesiva dependencia energética del gas podría aconsejar tomar en consideración otro vector energético de potencia firme complementario de la necesaria apuesta de las energías renovables

Será preciso investigar hasta conseguir la captura de emisiones de dióxidos de carbono en plantas de generación de energía eléctrica alimentadas con combustibles fósiles sobre todo carbón

Hasta el 2020 las energías renovables, cogeneración, las centrales CCTG e incluso de carbón cubrirán los aumentos de la demanda eléctrica.

Al menos en el resto del mundo, mas allá del 2020 la operación a largo plazo las CCNN existentes, junto a las nuevas generaciones de CCNN y las centrales de combustibles fósiles con captura de CO2 competirán en el suministro eléctrico.



DE ESPAÑ AR ED ELÉC TRIC A

Alberto Carbajo Josa Ministerio de Industria, Comercio y Turismo 19 de Abril de 2006

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