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Proyecto Fín de Máster:
Regulación Eólica con Baterías en Vehículos Eléctricos.
Ana Isabel Almendros Molina
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CAPÍTULO 3: ESTUDIO DE LA DISPONIBILIDAD Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
EN ESPAÑA.
Los aspectos más significativos del comportamiento del sistema eléctrico español en
2010 y 2011 han sido la moderada recuperación de la demanda de energía eléctrica,
la ruptura de la serie histórica de años secos que se inició en el 2004 y el notable
ascenso de la generación basada en energías renovables.
La demanda anual de energía eléctrica peninsular registró un incremento respecto al
2009 del 3,3 %, lo que apunta hacia una cierta recuperación del consumo eléctrico
en España tras la fuerte caída del 4,9 % experimentada el 2009. Este crecimiento de
la demanda es similar al 3,9 % obtenido por el conjunto de los países de Unión
Europea pertenecientes al grupo Continental Europe de ENTSO-E (European
Network of Transmission System Operators for Electricity).
La moderada recuperación de la demanda responde al mejor comportamiento de la
economía española, cuyo Producto Interior Bruto (PIB) si bien descendió un 0,1 %
en el conjunto del 2010, este descenso es notablemente inferior a la caída del 3,7 %
registrada en 2009.
Lo más destacable por el lado de la generación, ha sido el notable ascenso de las
energías renovables que, favorecidas por una elevada generación hidráulica y
eólica, han cubierto más de un tercio de la demanda anual.
En el ámbito regulatorio, el 2010 ha sido también muy prolífico, con la aprobación de
numerosas disposiciones relevantes para el funcionamiento del sector eléctrico,
fundamentalmente en el marco de la regulación española.
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3.1. GESTIÓN DE LA COBERTURA DE LA DEMANDA DE ENERGÍA
ELÉCTRICA.
3.1.1. Demanda de energía eléctrica en España 2010.
La demanda eléctrica peninsular en el 2010 ha roto la trayectoria de descenso que
había iniciado en el último trimestre del 2008, situándose al finalizar el año en
260.609 GWh, un 3,3 % superior a la del año anterior. Descontados los efectos de la
laboralidad y la temperatura, el crecimiento de demanda fue del 2,9 %, en contraste
al descenso del 4,9 % registrado en 2009 (figura 9).
La evolución de la demanda a lo largo del año fue bastante desigual, con un periodo
de mayor recuperación hasta mayo en el que se mantuvo un tasa de crecimiento
acumulada del 4,7 % respecto al mismo periodo del 2009, a partir del cual pierde
intensidad hasta finalizar el año en el 3,3%.
Figura 9 - Evolución anual del PIB y la energía eléctrica peninsular (%)
El comportamiento de la demanda atribuible a la actividad económica , una vez
descontada la influencia de la laboralidad y temperatura, registró crecimientos
positivos respecto al año anterior en todos los meses, destacando marzo y julio con
unas tasas de incremento del 5,8 % y 4,6 % respectivamente.
En el conjunto de los sistemas extrapeninsulares – Baleares, Canarias, Ceuta
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y Melilla – la demanda de energía eléctrica ha retrocedido por segundo año
consecutivo, finalizando el 2010 con una demanda conjunta de 15.165 GWh, un 2,2
% inferior a la del año anterior. En Baleares y Canarias los descensos
fueron del 2,5 % y 2,3 % respectivamente, mientras que en Ceuta la demanda
eléctrica creció un 2,8 % y en Melilla un 3,6 %. Como resultado, la demanda
nacional registró una tasa de crecimiento del 3 % respecto a 2009, con una energía
demandada de 275.773 GWh.
Como muestran las figuras 10 y 11, la evolución de la potencia instalada de régimen
especial aumenta significativamente en los últimos cinco años respecto al régimen
ordinario. Dentro de las energías de régimen especial, destaca el crecimiento de la
potencia eólica instalada y de la energía solar.
Figura 10- Evolución anual de potencia instalada a 31.12.2010. Sistema eléctrico nacional.
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Figura 11- Balance de potencia a 31.12.2010. Sistema eléctrico nacional.
3.1.2. Cobertura de la demanda de energía eléctrica 2010.
La potencia del parque generador del sistema eléctrico peninsular registró un
crecimiento del 4,7 %, al instalarse 4.482 MW nuevos durante el 2010. Este
aumento sitúa la capacidad total del sistema a 31 de diciembre en 99.043 MW, de
los cuales casi la mitad corresponden a fuentes renovables.
Como en años anteriores, el aumento de capacidad proviene mayoritariamente de
nuevas instalaciones de ciclo combinado y de tecnologías renovables. Respecto al
año anterior, la potencia del ciclo combinado tuvo un incremento de 2.170 MW
(2.154 MW corresponden a la puesta en marcha de cuatro nuevos grupos y los 16
MW restantes a actualizaciones de potencia).
Por su parte, las renovables aumentaron casi 2.000 MW su potencia instalada, de
los cuales más de la mitad son de origen eólico, lo que eleva la capacidad instalada
de esta fuente de generación a 20.057 MW.
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Figura 12 - Potencia instalada a 31.12.2010. Sistema eléctrico peninsular.
Como muestra la figura 12, esta cifra sitúa a la eólica como segunda tecnología en
capacidad instalada con una representación del 20 % de la potencia total peninsular,
únicamente precedida por el ciclo combinado. Las tecnologías solares también han
aumentado sus capacidades de producción (407 MW nuevos de fotovoltaica y 400
MW de termoeléctrica), si bien su potencia total (4.140 MW) solo supone el 4 % de la
capacidad global peninsular. El resto de tecnologías no presentan variaciones
significativas de potencia respecto al año anterior, a excepción del fuel/gas que ha
continuado su proceso de descenso con una baja de potencia de 148 MW.
Figura 13 - Cobertura de la demanda anual de energía eléctrica.
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La cobertura de la demanda del 2010, según la figura 13, ha estado determinada por
la elevada hidraulicidad registrada durante el año, así como por la progresiva
expansión de las energías renovables.
Las energías renovables, según la figura 14, cubrieron el 35,4 % de la demanda (un
28,2 % en 2009), situándose como la primera fuente de generación eléctrica en
2010.
Figura 14 - Las energías renovables en la cobertura de la demanda peninsular.
Este elevado ascenso se debe principalmente a la generación hidráulica que, en un
año de abundantes lluvias, registró un fuerte incremento de más de un 60 %
respecto al 2009, cubriendo alrededor del 15 % del total de la demanda, y al
progresivo ascenso de la eólica, que con un crecimiento del 15,9 %, cubrió el 16 %
de la demanda (un 14 % en 2009). La generación nuclear también elevó su
aportación, pasando de cubrir un 19 % de la demanda total en el 2009 a un 22 % en
el 2010.
En sentido contrario se ha comportado el ciclo combinado que si bien sigue siendo la
tecnología con más representación, su participación en la demanda descendió al 23
%, seis puntos porcentuales menos que en 2009.
El carbón ha seguido el mismo camino pasando de cubrir el 12 % en 2009 a apenas
el 7 % en 2010.
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Este ascenso de las energías limpias (mayor aportación de la nuclear y de las
renovables en la generación eléctrica) ha contribuido a reducir las emisiones de CO2
del sector eléctrico en 2010 a 58 millones de toneladas, un 21 %
inferiores a las del año anterior.
3.1.3. Previsiones futuras.
La previsión de crecimiento medio anual de demanda para el periodo 2006-
2016, en el escenario más probable, será del 3,2%. La figura 15 recoge los balances
de potencia, para los valores previstos de punta extrema, en invierno.
Figura 15.- Balance de potencia peninsular
Los cambios más significativos que se prevén el mix de producción son
los siguientes:
Equipo nuclear: suponiendo el mantenimiento de la potencia instalada, el
aumento de la demanda hace que su participación pase del 24% en 2006 a
un valor estimado del 17% en 2016.
Equipo de carbón: hay una reducción progresiva de esta tecnología de
producción desde el 26% en 2006 hasta el 14% previsto en 2016.
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Ciclos combinados: siguiendo el escenario del operador del sistema eléctrico,
pasaría del 25% en 2006 a un 29% en 2016.
Equipo de arranque rápido (turbinas de gas y bombeo puro): se alcanza el 3%
de participación en la cobertura de la demanda en 2016.
Hidráulica (excepto bombeo puro): mantiene su participación en el mix en
torno a un 8% del total.
Generación eólica: se prevé un significativo aumento de este tipo de
tecnología de generación, pasando del 9% en 2006 a un previsible 19% en
2016.
La producción de origen renovable (incluida toda la generación hidráulica)
pasa del 18% en 2006 a una cifra cercana al 32% en el horizonte 2016. Esta
previsión de balance de energía futuro y, más concretamente su estructura,
implicaría una reducción media del orden del 17% en las emisiones de CO2 a lo
largo de los años del horizonte de estudio, respecto de los valores del año 2005.
3.1.4. Panorama energético europeo.
La energía es una prioridad en la agenda política de la Unión Europea, que en
su Comunicación “Una política Energética para Europa” propuso un paquete de
medidas que aprobó el Consejo Europeo en marzo de 2007 y que señalaba la
necesidad de que la UE elaborase una nueva política energética tendente a una
economía más segura, sostenible y menos emisora de CO2 en provecho de todos
los ciudadanos.
En este contexto, en diciembre de 2008, propuso un conjunto de medidas y
disposiciones legislativas en materia de clima y energía, formalmente acordadas el
23 de abril de 2009 (Directiva Europea 2009/28/CE), que fijan objetivos legalmente
vinculantes para lograr en 2020, reducir las emisiones de los Gases de Efecto
Invernadero (GEI) un 20% con respecto a los niveles de 1990 y aumentar al 20% la
parte correspondiente a las energías renovables, Asimismo, las medidas adoptadas
ayudaran a alcanzar el objetivo que se ha fijado la UE de mejorar la eficiencia
energética un 20% en ese mismo plazo. Este conjunto de objetivos convierte a
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Europa en la primera región del mundo que fija unos objetivos legalmente
vinculantes de gran alcance en materia de clima y energía.
Dicha propuesta impone a los países miembros, según la figura 16, la
consecución de unos objetivos de energía producida a partir de fuentes renovables
en los sectores de electricidad, calefacción y refrigeración y transporte. Estos
objetivos se fijan, para los Estados miembros que se adhirieron antes de 2004, en un
aumento aproximado del 6 al 13% en relación con la proporción de las energías
renovables de estos países en 2005.
Figura 16.- Objetivos de los países europeos 2020
Por otra parte, además de fijar trayectorias intermedias por país, los Estados
miembros deben llegar a un consumo de al menos un 10% de energías renovables
en el sector de transporte en 2020.
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Si se observan las figuras 17 y 18, los países Alemania, España, Francia, e
Italia son los países que disponen de más instalaciones eólicas, en ese orden y
aunque en potencia eólica instalada España se encuentra en segundo lugar después
de Alemania, en porcentaje, se encuentra equiparada a Alemania y Portugal.
Figura 17.- Estructura de la producción total neta de los países de la Unión Europea (%)
Figura 18.- Estructura de la potencia neta instalada en los países de la UE (%)
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3.2. Renovables : eólico.
La energía eólica instalada en el mundo creció un 22,5% en 2010, hasta situarse en
194.400 MW, según datos del Global Wind Energy Council (GWEC). China, Estados
Unidos, Alemania y España son los primeros productores mundiales.
Según el Observatorio Eólico de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), que recoge
los datos proporcionados por sociedades propietarias y fabricantes y que son
contrastados con las administraciones autonómicas, la energía eólica fue la tercera
fuente de generación eléctrica en España, por detrás del gas y la nuclear el pasado
año cubriendo el 16,4% de la demanda eléctrica del país (figura 19). España es el
cuarto país del mundo por potencia eólica instalada, tras Estados Unidos, Alemania
y China. La eólica fue la tercera tecnología en el sistema eléctrico en 2010, con una
producción de 42.702 GWh, y la primera en marzo de 2011.
Figura 19 – Cobertura de la demanda de energía eléctrica en el 2010.
El crecimiento que se produjo en 2010 confirmó a España como cuarto país del
mundo en potencia instalada (detrás de EEUU, Alemania y China) pero, en los cinco
continentes, las empresas españolas, tanto fabricantes como promotores y
empresas auxiliares, mantienen el liderazgo global de la eólica española.
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Por una parte, el informe EU Energy Trends to 2030 (Las tendencias energéticas de
la Unión Europea hasta 2030) de la Comisión Europea afirmaba que la eólica sería
la energía que más crecería en ese periodo. En concreto se prevé que se instalen
136.000 MW eólicos en la Unión Europea entre 2011 y 2020, lo que supondría el
41% de la nueva energía.
La Comisión Europea calcula que la energía eólica representará el 14% del
consumo de electricidad de la UE en 2020, lo que implica que proveerá electricidad
a unos 120 millones de hogares, según los cálculos de EWEA, la Asociación Eólica
Europea.
Otro informe importante, la Hoja de Ruta 2050: la guía práctica para una Europa
próspera y con baja intensidad de carbono, elaborada por la European Climate
Foundation, concluía que el sector eléctrico deberá disminuir sus emisiones en un
95-100% para que en 2050 se alcance el 80% de reducción de las emisiones de
CO2 totales europeas. El objetivo de este informe es describir diferentes medidas y
escenarios para conseguir la reducción de emisiones anteriormente citada. Si se
cumplieran los objetivos eólicos establecidos en los PANERs enviados a la Comisión
Europea, que estimaban, en ese momento, que de aquí a 2020 se instalen en la UE
130 GW eólicos, la UE estaría en 2020 prácticamente en la senda (por lo menos en
cuanto a la eólica se refiere) que establece la hoja de ruta para llegar a un 80% de
renovables en el sector eléctrico europeo en 2050.
Figura 20.- Evolución anual y acumulada de la potencia eólica instalada en España 1998- 2010.
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Según la figura 20, los 1.516 MW eólicos instalados en España en el año
2010, permitieron alcanzar una potencia acumulada, a 1 de enero de 2011, de
20.676 MW frente a los 19.160 de 1 de enero de 2010. Este incremento indica que
en los últimos cuatro años se ha duplicado la potencia eólica instalada.
Figura 21.- Incremento anual de la potencia eólica instalada y tasa de variación
Según la figura 21, los 2.459 MW eólicos instalados en España en el año
2009, suponen un incremento del 14,74%. Este incremento es el segundo mayor en
términos absolutos en la corta historia de la energía eólica en España, pues es solo
superado por los registros en 2007 (3.508MW y un 30%) aunque el de 2004 fue el
mayor en términos porcentuales con un 37% (2.291 MW).
En la figura 22, se muestra la distribución por CCAA; Castilla y León arrebata la
posición de liderazgo a Castilla-La Mancha con 4.803,32 MW. Andalucía se sitúa en
el cuarto lugar con 2.979,33 MW por detrás de Galicia que a su vez llega a los
3.289,33 MW.
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Figura 22- Potencia eólica instalada por CCAA (2009-2010)
Estas tres CCAA juntas suman casi 15.000 MW, prácticamente el 70% de
toda la potencia eólica instalada en España a finales de 2010. En el lado contrario se
sitúan País Vasco, Murcia, Canarias, Cantabria y Baleares, no superando ninguna
los 200 MW acumulados.
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Figura 23- Reparto por promotoras de la potencia eólica instalada.
Como muestra la figura 23, tanto en el ranking por sociedades propietarias de
parques como en el de fabricantes se aprecia una apertura del mercado gracias a la
aparición de nuevos agentes y un mayor crecimiento de los que hasta ahora tenían
una pequeña cuota en el mismo. Según la figura 24, Iberdrola Renovables mantiene
su liderazgo con una potencia acumulada de 5.168 MW, pero fue Gamesa Energía
quién más instaló el pasado año. También Acciona tiene un crecimiento muy
importante de la potencia instalada respecto a 2009.
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Figura 24- Reparto por promotoras de la potencia eólica instalada.
En la figura 25 se puede observar que en el año 2010 ya hay 4.187 MW instalados
de tecnología solar, siendo la que más ha crecido en términos porcentuales (un
15,30%), seguida por el ciclo combinado (9,07%) y la eólica (casi un 8%).
Figura 25.- Potencia instalada en el Sistema Eléctrico Español por tecnologías (2010)
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Figura 26.- Evolución Anual de la potencia instalada por tecnologías
En la figura 26 se pone de nuevo claramente de manifiesto, cuál ha sido la
evolución de las diferentes tecnologías en el último lustro. Sin duda, la eólica, junto
con el ciclo combinado, han sido las dos que más han progresado en el período
2006-2010. Eso sí, el crecimiento de la eólica ha sido más regular. También merece
una mención especial la evolución de la solar, sobre todo en los últimos tres años.
Por lo demás, el resto del Régimen Especial crece a un ritmo lento, pero constante,
mientras que el fuel/gas, con una trayectoria descendente, se estabiliza en 2009 y
2010. Nada nuevo en hidráulica, nuclear o carbón, que mantienen la misma potencia
cinco años después.
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Figura 27.- Reparto de la potencia instalada por tecnologías renovables en 2010.
Como se puede observar en la figura 27, la energía eólica domina en potencia
instalada al resto de tecnologías renovables, ya que supone el 75% de todo lo
instalado en España en fuentes de energía limpias y autóctonas. De hecho, su
hegemonía se mantiene hace muchos años, como indica la curva de la figura 28.
Por detrás de ella, destaca el crecimiento de la fotovoltaica (14%) y la estabilidad de
la minihidráulica (7%) y la biomasa (2%). Asimismo, en el último año ha hecho
irrupción la solar termoeléctrica (2%).
Figura 28.- Evolución anual de la potencia instalada de energías renovables 2004-2010.
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A continuación, en la figura 29, queda reflejado el crecimiento que ha superado
ligeramente el objetivo del Plan de Energías Renovables 2005-2010 (de los 20.155
MW estipulados a los 20.676 MW), así como las previsiones de crecimiento para el
año siguiente.
Figura 29 - Evolución anual de la potencia eólica acumulada en España (1999-2010) y previsión 2011 y 2012
3.2.1. Problemática de la energía eólica: necesidad de acumulación de energía.
En los apartados anteriores se ha puesto de manifiesto que la energía eólica supone
una potecia instalada que sitúa a España como cuarto país productor a nivel
mundial, y a nivel nacional, es la tercera fuente de generación eléctrica en cobertura
de demanda. Sin embargo se trata de una fuente de energía no gestionable.
A los efectos de Real Decreto (RD 661/2007 Anexo XI), se define como generación
no gestionable aquella 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 sistema sin incurrir
en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza de la previsión de producción
futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa.
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Esto es:
- Baja fiabilidad para cubrir las puntas de demanda.
- Acoplamiento sin atender requerimientos del sistema.
- Comportamiento variable, con gradientes importantes.
- Reducida producción en periodos punta de verano e invierno.
- Dificultad de predicción: tasas de error fuertemente crecientes con el
horizonte de previsión.
Así, por ejemplo se puede ver en la figura 30, el gran desfase entre la
demanda de energía eléctrica y la producción de energía eólica durante un
día.
Figura 30- Variabilidad de la generación (eólica): Gradientes importantes en contrafase con la
demanda.
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Figura 31– Requerimiento a la generación gestionable: 2011. Requerimiento hora punta- hora valle
año 2011, con 2.000 MW adicionales de bombeo puro.
Una de las soluciones para aumentar la eficacia del sistema es, como vimos en el
apartado primero, la de introducir nuevas demandas de manera que permita
suavizar la curva de demanda.
Flexibilidad de la demanda. Variaciones en la frecuencia.
Se dice que existen variaciones de frecuencia en un sistema eléctrico de
corriente alterna cuando se produce una alteración del equilibrio entre carga o
demanda y generación.
La frecuencia nominal de la tensión es de 50 Hz. En condiciones normales de
operación, el valor promedio de la frecuencia fundamental en los sistemas de
distribución con conexión, durante 10 segundos, es, según la EN 50.160: 50 Hz ±
1% (49,5, 50,5 Hz) durante el 95% de una semana.
En condiciones normales de funcionamiento, la capacidad de generación
conectada a una red eléctrica es superior al consumo.
Para ello, se mantiene una reserva de energía rodante, es decir, una
capacidad no utilizada que puede compensar las variaciones bruscas de carga y
mantener la frecuencia dentro de un margen de tolerancia. Esta energía rodante
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está constituida por la capacidad de producción de los grupos en funcionamiento. El
tiempo de acceso depende de la velocidad de variación de carga y el tipo de la
central. Estas centrales están conectadas a la red.
No obstante, son posibles condiciones excepcionales en las que se produzca
un desequilibrio importante entre la generación y la carga, dando lugar a una
variación de la frecuencia.
Pueden darse los dos casos siguientes:
a) La carga es superior a la generación. En este caso, la frecuencia disminuye.
Su velocidad de caída dependerá:
De la reserva de energía rodante.
De la constante de inercia del conjunto de los generadores conectados
a la red.
En tales condiciones, si la disminución de la frecuencia se sitúa por encima
del margen de tolerancia y los sistemas de regulación no son capaces de responder
de forma suficientemente rápida para detener la caída de la misma, puede llegar a
producirse un colapso en el sistema.
En esta situación es donde se puede justificar la utilización de los sistemas de
acumulación de energía, ya que actuarían como un complemento a la energía
rodante que permitiría generar carga de manera más eficaz que la reserva rápida
(centrales hidráulicas y turbinas de de gas, cuyo tiempo de acceso es entre 2 y 10
minutos) y que la reserva lenta (centrales térmicas y nucleares desconectadas de la
red y cuyo tiempo de acceso es mayor de 2 horas).
b) La carga es inferior a la generación. En este caso, la frecuencia aumenta. El
equilibrio se restablece mediante un proceso análogo al anterior, actuando sobre los
sistemas de regulación de los alternadores para disminuir su capacidad de
generación. El equilibrio se alcanza de forma mucho más sencilla que en el caso
anterior.
En esta situación también está justificado el uso de sistemas de
almacenamiento de energía para poder equilibrar la frecuencia, es decir, en estas
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situaciones los sistemas de acumulación de energía se podrían recargar (ser una
carga más)
Es muy importante mantener la frecuencia dentro las tolerancias aceptables,
ya que si supera estos límites puede provocar daños o tener efectos negativos tales
como:
Los motores eléctricos pueden generar más o menos potencia
Posibles problemas de funcionamiento de las turbinas en sistemas de
generación
Los equipos electrónicos que utilizan la frecuencia como referencia de tiempo
se pueden ver alterados.
A la vista de las consideraciones anteriores, se puede afirmar que el uso de
los sistemas de almacenamiento de energía está justificado tanto desde el punto de
vista de suavizar o aplanar la curva de carga como desde el del equilibrio o
regulación de la frecuencia.
