26-27 de noviembre de 2010

1. Operación del sistema eléctrico Español con alta penetración de energías renovables 8º Encuentro de especialistas de Energía Potencia Instrumentación y Medidas de la IEEE-Uruguay 26-27 de noviembre de 2010

2. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

3. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

4. Que es Red Eléctrica? • Red Eléctrica de España es el Operador del Sistema Eléctrico Español • Sistema eléctrico peninsular • Sistemas eléctricos insulares y extra peninsulares. • Red Eléctrica de España es el Gestor de la Red de Transporte

5. REE: Misión y principios • Operacion del sistema • Operar la red y coordinar su uso junto con el de las instalaciones de generación para asegurar la seguridad y continuidad del suministro eléctrico. • Gestión de la Red de Transporte • El desarrollo y mantenimiento de las instalaciones de transporte • Proveer de máxima fiabilidad del servicio.

6. REE es la propietaria de prácticamente la totalidad de la RdT • Parques y líneas de 400 y 220 kV y transformadores 400/220 kV. • Reactancias y condensadores conectados en el nivel de 400 o 220 kV y los que se conecten a los terciarios de los transformadores de la RdT. • Interconexiones internacionales, independientemente del nivel de tensión. • Activos de comunicaciones, protecciones, control, SS.AA., terrenos… • Refuerzos previstos 2009-2016, parcialmente debidos a la integración de renovables:

7. R e d d e d i s t r i b u c i ó n < 1 3 2 k V S u b e s t a c i ó n d e d i s t r i b u c i ó n Funcionamiento del Sistema Eléctrico Español Régimen especial Intercambios Internacionales · REE Régimen Ordinario Ofertas a los mercados de los servicios de ajuste del sistema TSO externos Red de Transporte · REE Operador del Sistema · REE Operador Mercado· OMEL Indisponibilidades Descargos Ofertas demanda Comercializadores de último recurso Comercializadores Ofertas demanda Consumidores sin/con tarifa de último recurso Compañías distribución Consumidores cualificados Mercado Diario e intradiario Mercados de operación LEYENDA Comunicaciones Flujos de energía

8. Operador del mercado Operador del sistema Programación de la operación a corto plazo en el sistema eléctrico español Información previa MD < 9.00 h Mercado D+1 < 11.00 h PBC < 12.00 h Recepción de Nominaciones PBF Restricciones Técnicas PVP 14.00 h Regulación secundaria 16.00 h Mercado Intradiario: Sesiones 1 a 6 18.30 h Restricciones Técnicas (MI) 19.20 h PHF 21.00 h Gestión de desvíos Reserva terciaria 15 min antes de la hora Restricciones Técnicas (TR) Tiempo Real P48

9. Red de transporte muy mallada → Elevada Pcc. Diversificación de tecnologías de generación. Tecnologías instaladas en los últimos años: Ciclos combinados: 2002-2010 (*) → 24.633 MW (∆=21.100 MW) Generación eólica: 2002-2010 (*) → 19.442 MW (∆=14.515 MW) Instalación de generadores de ciclo combinado como instrumento básico de cobertura. Déficit de generación en zonas centro y norte-oriental. Elevada concentración de la generación: Probabilidad de pérdida simultánea de generación Congestiones (necesidad teledisparos) Elevada Pcc Dependencia de la hidráulica. Características del Sistema Eléctrico (I)

10. Limitada capacidad de intercambio con otros sistemas: Desequilibrio en interconexión con Francia y Portugal. Transporte “virtual” a través de los sistemas francés y portugués. Limitada capacidad de apoyo en situaciones de alerta y emergencia1. Transporte de energía Noroeste→Centro→Este. Debido a la alta implantación de CT.CC. en Levante esta tendencia está cambiando Gran modulación del consumo diario. Ratio punta/valle  [1.3 , 1.9] Fuerte gradiente horario de carga  [2000 , 4000 MW/h] Proliferación de subestaciones no malladas (entrada/salida). Condiciona mantenimiento. Incumplimiento de criterios de seguridad ante fallo cuando se realiza mantenimiento de una de las líneas. Características del Sistema Eléctrico (II) 1 Limitada capacidad de respuesta de los sistema portugués y marroquí

11. Curva de la demanda • Récord de demanda invierno Máximo diario 45.455 MW • 18:50 h 17/12/2007 Récord de demanda verano Máximo diario 41.318 MW 13:26 h 19/07/2010 • Puntas de demanda de 45 GW y valles de 19-25 GW

12. Factores con incidencia: Hechos excepcionales Manifestación contra los ataques terroristas del 11 de marzo de 2004 en Madrid: Parada de 15’ a las 12:00 h y a las 19:00 h.

13. Factores con incidencia: Hechos excepcionales Final de la copa de futbol del mundo 2010 en Sudáfrica (11 de Julio 2010) Retransmision de la Final de la copa del mundo 2010

14. Crecimiento de la demanda: Evolución del récord de la demanda MW

15. Crecimiento de la demanda: Evolución del consumo anual GWh

16. Potencia instalada y evolución del record de la demanda

17. Cobertura de la demanda

18. Capacidades comerciales intercambio. 1200-1400 300-600 800-1700 850-1600 900-900 600-600

19. Situación de España en el sistema interconectado europeo (1) Values for UCTE peak and off-peak Source: UCTE (2) NTC (Net Transfer Capacities) Winter 2007/2008 Source: ETSO

20. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

22. Contexto energético español La estrategia europea 20/20/20 es el factor clave del cambio del modelo energético español Estrategia 20 / 20 / 20 • El desarrollo de fuentes de energía renovables y la reducción del consumo implica la reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. • La integración de energía de origen renovable implica una mejora en la eficiencia del sistema.

23. Potencia eólica instalada y su evolución • Plan de Energías Renovables (Agosto 2005): ~20,000 MW en el año 2010. • Planificación 2016 contempla un escenario con ~29,000 MW • A partir de esa fecha se espera una tasa de crecimiento similar para cumplir las iniciativas propuestas de la CE (20% energía final debe ser renovable en 2020, 40% energía eléctrica).

24. Potencia neta instalada octubre 2010

25. Cobertura de la demanda de 2009 251.509 GWh = 181.614 Régimen Ordinario neto + 81.785 Régimen Especial neto -3.770 Consumo bombeo -8.120 Intercambios internacionales Régimen Especial • No Renovables: • Calor residual • Carbón • Fuel - Gas oil • Gas de refinería • Gas natural • Renovables: • Mini-hidráulica • Biomasa • Eólica • R.S.Industriales • R.S.Urbanos • Fotovoltaica

26. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

27. Derechos Entregar energía a la red a través de una compañia distribuidora o venderla en el mercado, recibiendo una retribución regulada (tarifa regulada o prima) Prioridad de conexión a la red Entregar toda la energía producida Obligaciones Entrega de energía a la red en condiciones adecuadas que no causen interrupciones en el sistema eléctrico Adherirse a un centro de control de generación (>10 MW), intermediario con el Operador del Sistema (REE) Sólo para eólica: cumplir la legislación en cuanto a los requisitos técnicos de respuesta frente a huecos de tensión1. Es una condición para recibir la tarifa regulada o prima Marco regulatorio actual: RD 661/2007 (1) Procedimiento de Operación 12.3.

28. Gestionable Definiciones R.D. 661/2007 Renovable No Gestionable Régimen Especial • Instalaciones cuya potencia instalada no supere los 50 MW y que utilicen: • cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto rendimiento energético. • como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles (eólica, solar…), biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. • como energía primaria residuos no renovables. • También tendrá la consideración de producción en régimen especial la producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. Gestionable No Renovable • Generacion cuya fuente primaria no es controlable ni almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del Operador del Sistemasin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza del perfil de producción futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa, aunque sí pudiera considerarse como previsión. Las energías renovables son aquellas que se producen de forma continua y son inagotables a escala humana: solar, eólica, hidráulica, biomasa y geotérmica. Las energías renovables son fuentes de abastecimiento energético respetuosas con el medio ambiente No Gestionable

29. Marco económico R.D. 661/2007 46.48 €/MWh 89.87 €/MWh 89.87 €/MWh 77.47 €/MWh 75.40 €/MWh

30. Desvíos respecto al programa: Energía • Generacion eólica inferior al programa • Al generar de menos la eólica, otra generación (la que aporta regulación) deberá generar de mas. • La generación en regulación cobrara por generar y la generación desviada pagara por generar de menos. Programa 400 MW Desvío a bajar • Precio de Regulación a subir = 60 €/MWh • Precio Mercado diario = 50 €/MWh Generacion Medida 300 MW • Desvío a favor del sistema Paga el precio del mercado diario. • Ingreso= [Precio programa x Programa ] - [Precio mercado diario x desvío] = (50*400) – (50*100) = 15.000 Euros • Programa Desvío • Desvío en contra del sistema Paga el Max (Preg. Subir, Pmerc. Diario) • Ingreso= [Precio programa x Programa ] - [P.reg.Subir x desvío] = (50*400) – (60*100) = 14.000 Euros • Programa Desvío

31. Energía Desvíos respecto al programa: • Generacion eólica superior al programa • Al generar de mas la eólica, otra generación (la que aporta regulación) deberá generar de menos. • La generación en regulación pagara por dejar de generar y la generación desviada cobrara por generar de mas. Generacion Medida 500 MW Desvío a subir • Precio de Regulación a bajar = 30 €/MWh • Precio Mercado diario = 50 €/MWh Programa 400 MW • Desvío a favor del sistema Cobra el precio del mercado diario. • Ingreso= [Precio programa x Programa ] + [Precio mercado diario x desvío] = (50*400) + (50*100) = 25.000 Euros • Programa Desvío • Desvío en contra del sistema Cobra el Min (Preg. Bajar, Pmerc. Diario) • Ingreso = [Precio programa x Programa ] + [P.reg.Bajar x desvío] = (50*400) + (30*100) = 23.000 Euros • Programa Desvío

32. En el caso de la eólica la opción 24 b) es a la que se acogen la mayoría: el 96% de la potencia eólica instalada vende su energía en el mercado Las instalaciones renovables consideradas como gestionables y con una potencia instalada superior a 10 MW pueden participar también en el mercado de servicios complementarios (regulación primaria, secundaria y terciaria) Como los generadores convencionales, las renovables tienen que pagar por la energía necesaria para compensar sus desvíos involuntarios, originados por la incertidumbre en la predicción. Las bandas de reserva son pagadas por los consumidores finales Además hay otros incentivos que sólo dependen de la energía generada: bonificación/penalización por potencia reactiva y, sólo para eólica, complemento por cumplimiento con el P.O.12.3 (requisitos técnicos de respuesta ante huecos de tensión) Integración en el mercado del RE eólico

33. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

34. Características: Producción Eólica y Evolución • Monótona de producción eólica relativa • Producción Eólica Absoluta y Evolución Evolución Producción Eólica (GWh) Año • La producción absoluta se incrementa como resultado del incremento de la capacidad instalada. • La producción eólica relativa se mantiene “constante” para periodos largos de tiempo

35. Características: Máximos de producción Record de generación eólica cobertura 09.11.10 DEMANDA vs. PRODUCCIÓN EÓLICA PRODUCCIÓN MÁXIMA Máxima/mínima cobertura de la demanda con energía eólica Producción máxima/mínima • Máximo: 14.962 MW (09/11/2010) • Mínima en el último año: 164 MW (03/06/2009) • Máxima: 54% de la demanda (09/11/2010 3:35 h) • Producción eólica: 12.234 MW • Demanda: 22.557 MW • Mínima < 1% de la demanda

36. Características: Comportamiento anual y diario de la generación eólica (I) PRODUCCIÓN EÓLICA DURANTE UN AÑO DEMANDA vs. PROUDUCCCIÓN EÓLICA • Energía primaria no gestionable. • Producción muy variable. • Rampas de bajada de producción eólica durante las mañanas habitualmente incrementan rampas de generación convencional.

37. Características: Comportamiento anual y diario de la generación eólica (II) DISTRIBUCIÓN MENSUAL DE LA PRODUCCIÓN DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA PRODUCCIÓN • Datos correspondientes al año 2009 • La producción eólica no se corresponde en algunos casos con los requerimientos de demanda: • Verano. • Horas valle

38. Características: Variaciones de la producción • Variabilidad de la producción • Tecnología de los aerogeneradores • Disparo de los aerogeneradores para rachas de viento superiores a 25 m/s. • Variación de producción el 23/03/2008: 1800 MW • Incremento de 586 MW en 30 min. Gradiente: 1172 MW/h • Disminución de 1110 MW en 1 h 25 min. Gradiente: -785 MW/h

39. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

40. Débil capacidad eléctrica de interconexión con el sistema europeo (UCTE). Generación distribuida (dispersión geográfica y de propietarios). Congestiones en la RdT/RdD Problemas tecnológicos: desconexión súbita de aerogeneradores ante huecos de tensión. Variabilidad de la producción eólica y dificultad para su predicción Balance eléctrico en valles de demanda con elevada producción eólica. No participación en los servicios complementarios del sistema. Retos de la integración eólica en la Operación del Sistema Eléctrico Español Capacidad Importación / Capacidad Instalada (%) Objetivo establecido por la Comisión Europea (Barcelona 2002): Capacidad de interconexión de al menos el 10 % en 2005

41. Propuestas de cambios regulatorios lideradas por el Operador del Sistema. Adaptación de la tecnología de aerogeneradores a las necesidades del sistema. Creación de un Centro de Control para el Régimen Espacial (CECRE) → Supervisión y control de generadores en tiempo real. Incremento de la capacidad de bombeo. Gestión de la demanda: participación de consumidores en la gestión de la demanda, coche eléctrico… Desarrollo y refuerzo de la capacidad de interconexión. Desarrollo y mejora de las herramientas de predicción eólica. Modulación optimizada de los recursos de generación/bombeo en la Operación del Sistema. Operación del Sistema orientada a maximizar la integración de las tecnologías de régimen especial. Medidas para facilitar la integración eólica en el sistema

42. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Generación distribuida • Congestiones en la evacuación • Comportamiento ante huecos de tensión • Impacto de los errores de predicción • Viabilidad de los balances de potencia • Control de tensión • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

43. Retos de la generación distribuida para la operación “clásica” del sistema • Elevado número de parques pertenecientes a diferentes compañías con diferentes políticas de operación, conexión y mantenimiento. • Lentitud en las comunicaciones en caso de reducción por situaciones de emergencia, disparos o mantenimiento planificado de los activos de transporte a los que se conectan la generación distribuida. • Elevados tiempos de ejecución como consecuencia de las actuaciones manuales del OS. • Si el control y la supervisión presentan tiempos de ejecución más largos, aumentan los riesgos para el sistema. Por lo tanto, las reducciones se deben planificar con más antelación e implicarán una mayor reducción de las plantas de energía renovable. • Actualmente en el sistema peninsular hay instalados alrededor de 700 parques eólicos.

44. Índice de la presentación • REE y El sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Generación distribuida • Congestiones en la evacuación • Comportamiento ante huecos de tensión • Impacto de los errores de predicción • Viabilidad de los balances de potencia • Control de tensión • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

45. Congestiones en la evacuación • Según el RD 661/2007 y el procedimiento de operación PO 3.2, en caso de que varias instalaciones a partir de un determinado nivel de sensibilidad deban ser redespachadas a causa de una congestión detectada se debe seguir el siguiente orden para su resolución: • Régimen Ordinario. En nivel decreciente de sensibilidad. • Régimen especial no renovable gestionable • Régimen especial renovable gestionable • Régimen especial no renovable no gestionable • Régimen especial renovable no gestionable

46. Reducciones de eólica en tiempo real (II) Los gestores de la RdD puede solicitar limitaciones de producción del régimen especial, vía Operador del Sistema, para resolver congestiones en su red.

47. Solución de restricciones para generación renovable no gestionable Energía • (congestiones, estabilidad, insuficiente reserva) hay que proceder a reducir generación renovable no gestionable: Programa tras Mercados 500 MW Reducción por restricciones Programa tras Restricciones 400 MW • Reducción de generación tras el mercado diario o intradiario: • Devuelven el importe cobrado correspondiente a la energía reducida • Ingresos = [(Precio produccion x Programa) - (Precio produccion x Reducción) ] = [(500x50)-(100x50) ]= 20.000 Euros* • Reducción de generación en tiempo real: • Devuelven del 85% del importe cobrado correspondiente a la energía reducida (ingresan un 15 %) • Ingresos = [Precio produccion x Programa ]- (Precio produccion x Reducción x 0.85) = [(500x50)-(100x50x0.85) ]= 20.750 Euros* • Precio produccion = 50 €/MWh • *El nuevo programa pasaría a ser el (programa –reducción). Los desvíos serán calculados respecto a este nuevo programa. • La prima se aplica a la generación producida (una vez tenido en cuanta las restricciones y los desvíos).

48. Índice de la presentación • REE y el sistema eléctrico español • El Régimen Especial en España • Integración en el mercado del RE • Características de la generación eólica • Integración en el sistema de la generación eólica • Generación distribuida • Congestiones en la evacuación • Comportamiento ante huecos de tensión • Impacto de los errores de predicción • Viabilidad de los balances de potencia • Control de tensión • Desafíos actuales y futuros de la integración de energías renovables • Centro de Control de RE (CECRE) • GEMAS • Estudios de integración de RE (Horizonte 2016) • Conclusiones

49. 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 requerimientos 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 500 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su tensión nominal con duración inferior a 100 ms.

50. Procedimiento de Operación 12.3 Vigilancia en tiempo real Análisis de las pérdidas de eólica por hueco de tensión