Experiencias de las energías renovables en la Unión Europea
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Javier de Quinto, Gerente General Red Eléctrica España Latinoamérica, REE...

Javier de Quinto, Gerente General Red Eléctrica España Latinoamérica, REE

Congreso Andesco de Servicios Públicos y TIC 14º Nacional y 5º Internacional, Cartagena Colombia, Junio 27, 28 y 29 de 2012

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Experiencias de las energías renovables en la Unión Europea Experiencias de las energías renovables en la Unión Europea Presentation Transcript

  • 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 En Europa estas son las - Solar térmica EERR más relevantes - Solar fotovoltaica Perfil de demanda para una penetración de un millón - Biomasa recarga simultánea 8 horas de vehículos eléctricos en 2014, - Mini hidráulica 60 000 MW Perfil medio laborable H2014 Vehículos eléctricos - Cogeneración - Geotèrmica 50 000 Combustibles: - Biocombustibles - Hidrógeno 40 000 - Paneles solares - Vehículo eléctrico (híbrido o total) 30 000 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
  • Las obligaciones asumidas The 20-20-20 EU policyimplican un gran crecimientofuturo de las EERR By 2020 Greenhouse Energy Renewables gas levels consumption in energy mix 100% -20% -20% 20%
  • Hay potencialpara el desarrolloDe las EERR Wind energy onshore Solar energy Wave energy EU strongest renewable energy potentials
  • En España el crecimiento de las EERR ha sido importante. Sobre todo la eólica y muy recientemente la solar Evolución de la potencia eólica instalada 1996-2008 16.000 14.889 14.000 13.467 12.000 11.099 9.653 10.000 8.304MW 8.000 6.138 6.000 4.927 4.000 3.442 2.298 2.000 1.525 428 798 183 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
  • En España el crecimiento de las EERR también será importante. Horizonte 2020 Hidráulica Nuclear Carbón Fuel-Gas Ciclos combinados y Turbinas de gas Renovables 50% 45% Historia Previsión 2020; 42% 40% 35% 2016; 36% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
  • En España la eólica supondrá el 47% de la EERR en 2020 y la solar el 16% … horizonte 2020 (renovables) 1.587; 2% 2.185; 3% 3.000; 4% Minihidráulica Hidráulica Bombeo Energía geotérmica 20.170; 25% Fotovoltaica 35.000; 43% Termosolar 5.700; 7% Energía hidrocinética 8.367; Eólica en tierra 10% 50; 0% Eólica mar adentro Biomasa 100; 0% 5.079; 6% % Energías renovables/Energía Final Avance del Plan de Energías 2008 2012 2016 2020 Renovables 2011-2020 actualmente en elaboración 10,5 15,5 18,8 22,7
  • Lo que a continuación se argumenta se basa en la experiencia española y solo es válido parasistemas con una alta penetración de las EERR eólica y solarEn LATAM los sistemas eléctricos están lejos de esta situación
  • Los retos :1 - La necesidad de subvenciones porque sus coste total excede el coste marginaldel sistema, si bien hay otras energías también subvencionadas2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos derenovables a acometer de acuerdo a algún plan de desarrollo de las energíasrenovables3 - La intermitencia y la necesidad de un gran back up en días en el que el recursono se presenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y queese back up, está habitualmente infrautilizado)4 - La difícil estimación (a corto y a largo plazo) de su aportación5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumentalos requerimientos de reserva rodante6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de losaerogeneradores)7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación enmomentos delicados para el sistema8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a lasinflexibilidades en la localización de los proyectos de EE.RR.
  • 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 OMA C (v) = coste de combustible = 0 C (t) EERR C (t) EECC C (f) EERRR C (f) + C (v) EECC
  • 16 Precios cobrados por eólicos (España) 14 12 10C€/kWh 8 6 Precio mercado 4 Primas 2011 2 Primas 2010 Prima RD436 0 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
  • 2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos derenovables 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 sepresenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y que ese back up, estáhabitualmente infrautilizado) 12000 10000 8000 MW 6000 4000 2000 0 20/05/2007 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
  • Intermittency & Operation 12000 10000 Producción en MW 8000 6000 4000 2000 0 E F M A M J J A S O N D 1-1-09 1-2-09 1-3-09 1-4-09 1-5-09 1-6-09 1-7-09 1-8-09 1-9-09 1-10-09 1-11-09 1-12-09 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:002009 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00Cobertura max Cobertura min08/11/2009 3.29 h 30/09/2009 13.21 h
  • Intermittency & Operation 43% of demand coverage by windMaximum production: 11.203 MW (05/03/2009) energy 45000 45.00% 40000 40.00% 35000 35.00% 30000 30.00% 25000 25.00% MW 20000 20.00% 15000 15.00% 10000 10.00% 5000 5.00% 0 0.00% 1: 0 2: 0 3: 0 4: 0 5: 0 6: 0 7: 0 8: 0 9: 0 10 00 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 0: 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 :0 0: Wind Production Demand Wind Production/Demand
  • Intermittency & OperationMinimum production in one year: 204 MW (30/05/2008) 45,000 50.00% 40,000 45.00% 35,000 40.00% 35.00% 30,000 30.00% 25,000 25.00% 20,000 20.00% 15,000 15.00% 10,000 10.00% 5,000 5.00% 0 0.00% 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 0 :0 : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : : 00 Wind Production 24/11/2008 Demand 24/11/2008 Wind Prod./Demand
  • 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 losrequerimientos de reserva rodante 40,000 3,900 38,000 36,000 3,400 34,000 2,900 32,000 2,400 30,000 1,900 28,000 26,000 1,400 01 0 02 0 03 0 04 0 05 0 06 0 07 0 08 0 09 0 10 0 11 0 12 0 13 0 14 0 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 0 21 0 22 0 23 0 00 0 0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 00 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 losrequerimientos de reserva rodante 40,000 3,900 38,000 36,000 3,400 34,000 2,900 32,000 2,400 30,000 1,900 28,000 26,000 1,400 01 0 02 0 03 0 04 0 05 0 06 0 07 0 08 0 09 0 10 0 11 0 12 0 13 0 14 0 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 0 21 0 22 0 23 0 00 0 0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 00 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 losrequerimientos de reserva rodante 40,000 3,900 38,000 36,000 3,400 34,000 2,900 32,000 2,400 30,000 1,900 28,000 26,000 1,400 01 0 02 0 03 0 04 0 05 0 06 0 07 0 08 0 09 0 10 0 11 0 12 0 13 0 14 0 15 0 16 0 17 0 18 0 19 0 20 0 21 0 22 0 23 0 00 0 0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 :0 00 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)
  • 6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de losaerogeneradores) 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.
  • Disparo de generación eólica por huecos de tensiónHuecos de tensión ocasionados por faltas trifásicas en ciertas subestaciones de 400 kV pueden afectar a la mayorparte 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 decumplimiento con el PO 12.3.Todavía 750 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de sutensión nominal con duración inferior a 100 ms.
  • Situations where generators must remainVoltage (pu) start of disturbance connected 1 0,95 pu 0,8 0,6 2 ph isolated fault 0,2 Fault length Clearance of the fault 0 0,5 1 15 Time (sec)The “grid code” (PO 12.3) establishes the required level for LowVoltage Through Capability
  • Interconexiones internacionales del sistema eléctrico español(*) Información publicada con carácter orientativo en www.ree.es ; Información detallada capacidad deintercambio www.esios.ree.es
  • Las interconexiones en el sistema eléctrico español (2009-2016) Capacidad Capacidad de prevista de intercambio comercial intercambio 2009-2010 comercial 2016 1500/1100 MW 2900-3000 MW Cap. Importación / Potencia total 1300/1200 MW 2800-3000 MW instalada: 3,9 % 900MW 600MW 2,0% 1,6% 1,6% 900MW 700MW 1,5% 1,0% 0,7% 0,5% 0,0%Invierno /Verano MW Rango de valores MW Portugal Francia Marruecos
  • CECRE
  • Objetivo y funciones del CECREFunción Principal: articular la integración de la producción de energía eléctrica de régimen especialen 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
  • 7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación en momentosdelicados para el sistema 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] Resto de tecnologías del R.O. Vertido de R.E. que participan en mercado EERR disponibles 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 [h]
  • Bombeo: instrumento para la integración de energías renovables Turbinación 36,000.00 34,000.00 Bombeo 32,000.00 30,000.00 28,000.00 26,000.00 24,000.00 22,000.00 20,000.00 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 23:00Bombeo: utiliza energía renovable y minimiza el riesgo de no utilizaciónTurbinación: sustituye la ausencia de recurso renovable en punta
  • 8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a las inflexibilidades en la localización de los proyectos de EE.RR. Distribución de inversión en RdT según necesidad 22% mallado de la RdT e interconexiones 46% apoyo a distribución 7% alimentación TAV 14% evacuación generación reg. Ordinario 11% evacuación generación reg. EspecialFuente: “Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016” (Ministerio de Industria, Turismo y Comercio – Mayo 2008)
  • JAVIER DE QUINTOdequintojavier@gmail.com