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10 de noviembre del 2009

Experiencia del Operador del Sistema Eléctrico de España en la integración de energía eólica

Ana Mª Clavero Cantos

Índice

La energía eólica en el sistema eléctrico español

Integración de la generación eólica en la operación del sistema eléctrico

Integración de energías en el horizonte 2016. Nuevos estudios

Conclusiones


RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

4

Potencia instalada a 31/12/2008

(90.878 MW)

Cobertura de la demanda

anual de 2008

(263.530 GWh)

Energía en el sistema eléctrico peninsular español



156245

173058

194905210350

233551

252878

266486

100000

120000

140000

160000

180000

200000

220000

240000

260000

280000

GW

h

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Consumo anual (GWh) 1996-2008.

El sector eléctrico español : Demanda y potencia instalada

Puntas de demanda (MW) 1996-2008.

25357

27369

29484

31247

33236

35490

37600 38210

4370845450

25000

30000

35000

40000

45000

50000

MW

11/1

2/19

96

16/1

2/19

97

09/1

2/19

98

16/1

2/19

99

24/1

2/20

00

17/1

2/20

01

19/0

2/20

03

02/0

3/20

04

27/0

1/20

05

17/1

2/20

07

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

MW

Nuclear Coal Fuel-Gas Hydro Combined Cycle Other Special Regime Wind

Potencia instalada (MW) 1996-2008.

5



Evolución de la potencia eólica instalada

Plan de Energías Renovables de 2005: 20.000 MW en el año 2010

La Panificación 2016 contempla una escenario con 29.000 MW

Se espera una tasa de crecimiento similar hasta el 2020 par cumplir las iniciativas propuestas por la UE ( 20% energía fina debe ser renovable, 40% energía eléctrica)

6

183 428798

1.525

2.298

3.442

4.927

6.138

8.304

9.653

11.099

13.908

15.87316.262

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

Evolución de la potencia eólica instalada 1996-2009

Índice




Conclusiones



Características de la generación eólica (I)

Energía primaria no gestionable

Muy alta variabilidad

Durante la mañana Rampas de bajada en la producción eólica incrementan las rampas de generación convencional.

8

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

20/0

5/2

007

20/0

6/2

007

20/0

7/2

007

20/0

8/2

007

20/0

9/2

007

20/1

0/2

007

20/1

1/2

007

20/1

2/2

007

20/0

1/2

008

20/0

2/2

008

20/0

3/2

008

20/0

4/2

008

20/0

5/2

008

Date

MW

DEMANDA vs. PRODUCCIÓN

EÓLICA

26,000

28,000

30,000

32,000

34,000

36,000

38,000

40,000

00:00

01:00

02:00

03:00

04:00

05:00

06:00

07:00

08:00

09:00

10:00

11:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

23:00

00:00

1,400

1,900

2,400

2,900

3,400

3,900

Demand 06/02/2008 Wind Production 06/02/2008

PRODUCCIÓN EÓLICA ANUAL



Características de la generación eólica (II)

Datos correspondientes a 2008

La producción eólica difiere algunas veces de la demanda, especialmente en verano

9

DISTRIBUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

25.00%

30.00%

35.00%

40.00%

45.00%

jan feb mar apr may jun jul aug sep oct nov dec

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hour

DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA PRODUCCIÓN



Características de la generación eólica (III)

10

Evolución absoluta de producción eólica Monótona de la producción de eólica relativa

La producción eólica relativa permanece

“constante” durante largos períodos

Incrementos absolutos de producción

como consecuencia del aumento de

potencia instalada

Producción eólica (GWh)

2005 21.239

2006 22.437

2007 26.643

2008 31.135

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100

Frecuencia (%)

Facto

r h

ora

rio

de u

tili

zació

n (

%)

Año 2005 Año 2006 Año 2007 Año 2008



Predicciones disponibles para el CECREPredicciones de REE: se ha desarrollado un sistema de previsión para todos los

parques eólicos: SIPREÓLICO. Facilita:

predicciones horarias para las siguientes 48 horas por región y por nudo de la red de

transporte (RdT). Son actualizados cada 15 minutos

predicción horaria total de los siguientes 10 días (actualizados cada hora)

predicción horaria estocástica de la producción total: percentiles 15, 50 y 85

Predicciones de los agentes: programas de los parques eólicos en el mercado

diario

11

5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

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10:00

11:00

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15:00

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19:00

20:00

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22:00

23:00

0:00

Time 09/02/2009

Win

d P

rod

ucti

on

in

MW

SIPREÓLICO

Real Production

Market program



Evolución del error absoluto respecto a la producción

Tiempos límite de predicción: de 24 o 32 horas en adelanto para laevaluación de la reserva en “D-1” y 5 horas para la evaluación entiempo real “D”

Evolución positiva del error de predicción en los últimos años menor necesidad de reservas para “absorber” los errores depredicción, especialmente en D-1

12

Sipreólico evaluation 2005-2008

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46

Horas

Mean

ab

so

lute

err

or/

mean

pro

du

cti

on

%

2005

2006

2007

2008



Requerimiento para generación gestionable

Puesto que existe un mínimo para la generación gestionable (mínimo técnico de generadores,

hidráulica fluyente …), hay un ratio a partir del cual es necesario desacoplar en tiempo real

generación convencional en horas valle, para acoplarla horas después con objeto de cubrir la punta

de demanda (realizado en 13 ocasiones)

Debido a la necesidad de mantener generación convencional acoplada en horas valle para garantizar

la cobertura de la punta (elevado tiempo de arranque) y debido a los requerimientos de servicios

complementarios, existe otro ratio a partir del cual será inevitable la reducción de generación eólica

Requerimiento a 5 de marzo de 2009

13



Requerimiento : = Demanda – Generación eólica

14

2004-2007: Pocos días con un ratio de requerimiento > 2

2011 (20.000 MW eólicos previstos): 10% del tiempo el ratio de requerimiento será > 2

Posibles soluciones: almacenamiento energético (bombeo), generación eólica proporcionando control potencia-frecuencia, turbinas de gas de arranque rápido…

1.20

1.30

1.40

1.50

1.60

1.70

1.80

1.90

2.00

2.10

2.20

2.30

2.40

2.50

2.60

0% 10% 20% 30% 40% 50% 59% 69% 79% 89% 99%

Rati

o

2004 2005 2006 2007 2011



Pérdida de generación eólica por hueco de tensión

El hueco de tensión producido por un cortocircuito trifásico franco en algunos nudos

de 400 kV afecta a la mayor parte del sistema

Desde el 1 de enero de 2008 todos los nuevos parques eólicos deben certificar que

cumplen el PO 12.3. De todos los parques eólicos existentes antes de esta fecha,

8.400 MW ya han sido certificados

Todavía existen 2.700 MW eólicos sin capacidad para soportar huecos de tensión

inferiores al 85% durante menos de 100 ms

15



Control de tensión

16

RD 661/2007 Art. 29: Prima o penalización por reactiva

Desde +8 a -4% de 7.8441 c€/kWh en función del factor de potencia

Estos períodos no distinguen laboralidad, por lo que los generadorespodrían comportarse en contra de las necesidades del sistema

Este “control de tensión” consiste realmente en la conexión/desconexión de bancos de condensadores

El operador del Sistema puede enviar consignas diferentes a los valoresestablecidos si detecta problemas de tensión. Esto se haceregularmente con la mayor parte del RE



Control de tensión. Estudios de planificación

17

La búsqueda de la máxima bonificación por parte de los generadores de régimen

especial (Cosφ<0,95 capacitivo en punta) produce sobretensiones inadmisibles

• Elevada generación de potencia reactiva

• Pérdidas

• Tensiones elevadas fuera de límites (P.O.1.1)

Control de tensión por consignas de tensión

Regulación de reactiva. Actual RD 661



Centro de Control de Energías Renovables (CECRE)

Objetivo: Posibilitar la máxima integración de la generación de régimen especial en la

operación de forma compatible con la seguridad del sistema eléctrico

Función principal: articular la integración de la producción de energía eléctrica del

régimen especial en función de las necesidades del sistema eléctrico

Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores, mediante

su agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos.

18

Índice




Conclusiones



20

¿Por qué un nuevo estudio de integración de renovables?

Política energética europea de fomento de las energías renovables

Objetivos Europeos para 2020 (European Directive 2001/77/CE): 20% de renovables sobre la energía primaria. Se estima en un 40% la participación de la renovables en el sector eléctrico para cumplir el objetivo.

Conocimiento adquirido de funcionamiento del sistema con una importante integración de generación de régimen especial

Eólica instalada actualmente: 17.500 MW

Disponibilidad de una nueva herramienta del operador del sistema para el control de la producción de régimen especial: el CECRE

Nueva planificación de la red de transporte eléctrico con horizonte 2016

Permite ya la integración de una potencia instalada de

Eólica: 29.000 MW

Solar: 4.500 MW



21

Integración de energías renovables H2016 Estudios de evacuaciónSon los estudios de red que determinan en un nudo o zona de la red la producción simultánea máxima o capacidad de producción, que posteriormente se traducen en términos de capacidad de conexión.

En los estudios realizados se han considerado dos tipos de criterios:

Criterios Actuales P.O.12.1:

Con objeto de maximizar la seguridad, se modela un elevado perfil de generación de

régimen ordinario

Propuesta de nuevos criterios (Borrador P.O.12.1):

Con objeto de maximizar la integración de renovables, se reduce el perfil de

generación de régimen ordinario a la imprescindible para garantizar la reserva rodante

y la seguridad del sistema.

Cada criterio se combina con dos situaciones de demanda:

Demanda planificada de verano no extrema h2016

Demanda anterior minorada en coherencia con las nuevas previsiones



22

Hipótesis de producción de régimen ordinario

MW Zona 1 Península

Total RO 11.124 42.981

RO / Demanda (%) 91 77

Hipótesis actuales Hipótesis nuevas

MW Zona 1 Península

Total RO 4.380 21.010

RO / Demanda (%) 36 38



23

Nota: * GRE eólica recogida en documento MITYC “Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016”, mayo de 2008.

Incluye información aportada con posterioridad a mayo de 2008 por las CC.AA. de Cantabria y Extremadura

Referencia: planes de las CCAA*

Eólica total instalada: 43.300 MW

Solar total instalada: 9.600 MW

Distribución Régimen Especial conforme a los planes de las Administraciones Regionales. Potencia instalada

MTEBELLO

Eólica

Solar



Estudios de Capacidad

Evaluación de limites de generación que permitan mantener la idoneidad y seguridad del sistema de acuerdo con los criterios de planificación y operación para el último plan de medio plazo vigente [H2016]

Idoneidad: Estudios de capacidad

Por comportamiento estático (flujo de cargas y análisis de

contingencias)

Por potencia de cortocircuito (5% Scc)

Seguridad: Estudios de aceptabilidad

Comportamiento dinámico: estabilidad tras cortocircuito

Criterios de diseño de red: mallado, magnitud, distancia a red

24



Análisis de vertido de renovables

25

Mayor probabilidad de vertido en horas de valle

Necesario desarrollo de medidas para reducir vertido: bombeo, coche eléctrico,

gestión de la demanda,… Traslado del consumo a horas valle para lograr mayor

integración de renovable en el sistema eléctrico

Importancia de las interconexiones internacionales para gestionar vertidos

-10,000

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

MW

Integración y vertido de renovables en el sistema - Horizonte 2016

Min R.O. Necesario Hid. Fluyente (medio) RE Cogen. RE Bio-RSU-RSI

RE Mini-hid. RE Solar FV RE Termo-Solar Eolica 4

2016 Eficiente Vertido C Dem. Efi. + Export. + Bomb.



Conclusiones de los estudios realizados

26

De los estudios realizados de capacidad de la red para la integración de la generación renovable se concluye que con la red planificada en H2016 podrían integrarse mayoritariamente los planes de las Administraciones Regionales

Sin embargo, la integración de dicho contingente de generación eólica y solar

plantea importantes dificultades de operación diaria

Necesidad de potencia disponible en el sistema para cubrir las puntas

tras un valle con alta generación eólica

Control de la producción en valles y otros casos necesarios

Aportación de las prestaciones que deja de proporcionar la generación

ordinaria

Establecimiento de nuevos requisitos técnicos para el régimen especial (P.O.12.2.: capacidad de soportar huecos de tensión, regulación

dinámica de la tensión (en régimen permanente y perturbado), etc)

Índice




Conclusiones



28

Conclusiones

La integración de generación cuya fuente primaria de energía es de origen renovable es necesaria para reducir la dependencia energética exterior y reducir las emisiones de CO2.

La incorporación de energías renovables de forma masiva tiene unas implicaciones técnicas para el sistema eléctrico que deben tenerse en cuenta.

Cuando la implantación de una determinada tecnología deja de ser marginal (p.e. la generación eólica)

La generación renovable debe aportar al sistema los mismos servicios que la generación convencional a la que sustituyen.



29

Conclusiones

Las dificultades asociadas a la variabilidad de las fuentes de energía primaria son más difíciles de resolver. Se pueden reducir mediante las siguientes medidas:

Información de los parques al Centro de Control CECRE

Mejora de los sistemas de predicción

Minimizar los vertidos de renovables (instalación de sistemas de almacenamiento, gestión de la demanda, coche eléctrico, …)

www.ree.es

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