1309_Tesis Doctoral Santiago Galbete

Tesis Doctoral

VIABILIDAD TÉCNICO-‐ECONÓMICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

Santiago Galbete Goyena

Universidad Pública de Navarra

Nafarroako Unibertsitate Publikoa Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Escuela Superior de Ingenieros Industriales

Pamplona, abril 2013

Tesis Doctoral

VIABILIDAD TÉCNICO-‐ECONÓMICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

Memoria que, para optar al grado de Doctor Ingeniero Industrial,

presenta:

Santiago Galbete Goyena

realizada bajo la dirección de:

Luís Marroyo Palomo Katrín Simón Elorz

Óscar Alonso Sádaba

Universidad Pública de Navarra Nafarroako Unibertsitate Publikoa

Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Escuela Superior de Ingenieros Industriales

Pamplona, abril 2013

Agradecimientos

Después de todos estos años de dedicación para realizar esta tesis querría agradecer a todos aquellos que me han ayudado. Por un lado a la empresa donde trabajo, Acciona Energía, a la cual debo gran parte del trabajo documental de la tesis. Aun cuando la función que desempeño en ella no está especialmente ligada a la investigación, ha puesto todo tipo de facilidades para que haya podido combinar mi desarrollo profesional con el académico. Ha permitido a través de mis intervenciones en diferentes congresos internacionales acercarme a un mundo que en principio no tenía previsto conocer y que me ha resultado muy interesante. Me ha suministrado un material y conocimiento muy valioso que de no haber sido así hubiera requerido mucho más tiempo localizarlo. Rara era la vez que tardaba más en llegar la información que había solicitado, que yo a mi ordenador después de pedirla. Entre ellos destacar los departamentos de explotación hidráulica, recurso eólico, fotovoltaica, investigación y desarrollo, ingeniería civil y eléctrica, dirección de proyectos, suministro de biomasa, marketing, seguimiento de producción, desarrollo y con alguno más que me haya olvidado después de tantos años, puedo decir que toda la empresa ha sido de una manera u otra participe de esta tesis. Particularmente querría agradecer a mi gran amigo, compañero de trabajo y director de esta tesis, Oscar Alonso. Poco me equivoco si le doy las gracias por su dedicación diaria; el día que no nos reuníamos siempre le enviaba algo para corregir, o recibía unas referencias interesantes que había localizado. Ya puedes estar seguro Oscar, que esta etapa tan interesante no se me olvida, incluyendo nuestra cita anual sanferminera, que como no, siempre terminábamos hablando de la tesis. Y cómo ese tiempo de algún sitio salía, agradezco también a Miriam y al pequeño David (¡no te preocupes pequeñín!, que de aquí a unos años te lo contaré todo). Y como en esta ciudad en Sanfermines pasan cosas muy raras, ahí conocí también a Katrin Simón, que posteriormente con tanto acierto y mano izquierda me ha guiado durante la importante etapa de estudios económicos. Y finalmente a Luis Marroyo por su inestimable labor de coordinación y apoyo especialmente en la etapa final.

Agradecer a mi familia y a mis amigos, que me habéis resultado estupendos. Por un lado por vuestros apoyos en todo momento y por lo dignamente que habéis llevado el montón de veces que os he negado vuestros apetecibles planes. Espero que os sigáis acordando de mí, y estar seguros que ya no va haber tantas negativas.

Muchas gracias de nuevo y un fuerte abrazo a todos,

Santiago

He dedicado los últimos diez años a la ingeniería y construcción de parques eólicos por diversos países para la compañía Acciona Energía. Esta intensa experiencia me ha servido para conocer de primera mano cuáles son de verdad las dificultades y las posibilidades que este tipo de generación puede ofrecer. Dificultades que no son distintas de la mayoría de actividades de cualquier otro sector y que sin embargo siempre han encontrado solución. Por ejemplo, dificultades de financiación, o problemas en materiales defectuosos, en calidad de servicios, etc. Problemas todos ellos razonablemente comprensibles en un sector que todavía no era maduro y que sin embargo en estos diez años ha avanzado extraordinariamente; especialmente al amparo de distintas mejoras tecnológicas, organizativas, financieras, de aprovisionamiento de materiales, contractuales, etc. También a lo largo de estos diez años he sido testigo de un cambio radical en la apreciación social e institucional al respecto de esta generación eléctrica. Al principio de la andadura todo parecía seguir un plan decididamente enfocado a la sustitución futura de la generación no renovable; o así se entendía a la vista de los distintos incentivos y ambiciosos planes lo cuales se iban completando uno tras otro. Desde la ciudadanía este asunto también era visto con buenos ojos ya que principalmente proporcionaba muchos y buenos puestos de trabajo. Sin embargo, conforme la generación renovable se asentaba y alimentaba sin problema alguno una parte importante de la demanda, las sensaciones positivas que se venían disfrutando fueron paulatinamente enfriándose, especialmente a partir del año 2007 cuando comienzan las distintas crisis que a día de hoy siguen asolando el país. Desde ese momento, las instituciones gubernamentales responsables, influidas por los intereses económicos cortoplacistas, comienzan a presentar la generación renovable como un lastre para la economía y emprenden contra ella un plan demoledor que todavía no ha acabado. En este sentido, los distintos medios de comunicación en diversas ocasiones han sido ambiguos al respecto y han colaborado en infundir la errónea creencia de que las renovables no son la adecuada solución porque son caras. Fue en la situación inicial del desconcierto, año 2007, cuando pensé que era el momento de comenzar a hacer algo. Y desde la posición de privilegio que disfrutaba al trabajar en Acciona Energía, poseedora de una gran experiencia y mucha información técnica y económica, decidí emprender este trabajo de tesis. Como puede entenderse de lo dicho hasta ahora, y a la vista del trabajo realizado, la principal motivación de esta tesis no fue otra que la de tratar de demostrar que un sistema eléctrico de nivel nacional a partir de fuentes renovables no sólo es factible sino además conveniente económicamente

Índice General | 1

1

ÍNDICE GENERAL

ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................... Figuras | 1

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. Tablas | 1

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS .............................................................................. Cap 1 | 1

2 CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO. GENERACIÓN, DEMANDA Y ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO ............................. Cap 2 | 1

Introducción ............................................................................................................ 2 | 1 2.1

Demanda energética y eléctrica .............................................................................. 2 | 2 2.2

2.2.1 Efecto de las medidas de eficiencia energética sobre la demanda eléctrica ..................................................................................... 2 | 4

2.2.2 La nueva era del vehículo eléctrico y su impacto en la demanda eléctrica ..................................................................................... 2 | 5

Características de la generación eléctrica ............................................................... 2 | 7 2.3

2.3.1 Generación eléctrica a partir de fuentes energéticas no renovables ........ 2 | 8

2.3.2 Generadores renovables de potencia controlable .................................... 2 | 15

2.3.3 Generadores renovables de baja controlabilidad en potencia ................. 2 | 23

2.3.4 Resumen comparativo de tecnologías renovables y no renovables ......... 2 | 33

Condiciones para garantizar un suministro eléctrico renovable ............................. 2 | 35 2.4

2.4.1 Satisfacción de la demanda en sistemas sin almacenamientos ............... 2 | 38

2.4.2 Garantía de Potencia de un sistema eléctrico renovable ......................... 2 | 40

Sistemas de almacenamiento reversible ............................................................... 2 | 42 2.5

Centrales de bombeo hidráulico ............................................................................. 2 | 44 2.6

2.6.1 Almacenamiento en aire comprimido, sistemas CAES ............................. 2 | 47

2.6.2 Almacenamientos electroquímicos ........................................................... 2 | 48

2.6.3 Resumen comparativo de las tecnologías de almacenamiento ............... 2 | 49

Conclusiones ........................................................................................................... 2 | 49 2.7

3 DIMENSIONAMIENTO Y OPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CON GENERACIÓN RENOVABLE ........................................ Cap 3 | 1

Introducción ............................................................................................................ 3 | 1 3.1

Operación de sistemas eléctricos con generación renovable ................................. 3 | 2 3.2

3.2.1 Estrategia general de operación .............................................................. 3 | 4

3.2.2 Priorización de generación renovable ...................................................... 3 | 13

3.2.3 Estrategia de gestión de almacenamientos energéticos .......................... 3 | 15

3.2.4 Estrategia de gestión de la demanda ....................................................... 3 | 23

Viabilidad técnico-‐económica para un suministro eléctrico 100% renovable en España

2 | Índice General

Modelado de sistemas eléctricos aislados y agregados con generación 3.3renovable y almacenamiento energético ............................................................... 3 | 27

.1 Estructura del modelo de simulación ....................................................... 3 | 28 3.3

.2 Modelos físicos de los almacenamientos ................................................. 3 | 30 3.3

.3 Balance energético y corrección de desvíos ............................................. 3 | 32 3.3

.4 Implementación práctica del modelo ....................................................... 3 | 36 3.3

Metodología de análisis .......................................................................................... 3 | 42 3.4

.1 Sistema eléctrico de Navarra ................................................................... 3 | 42 3.4

.2 Series de datos horarios normalizados ..................................................... 3 | 44 3.4

.3 Validación del modelo .............................................................................. 3 | 45 3.4

.4 Sistema eléctrico con gran penetración renovable .................................. 3 | 46 3.4

.5 Análisis comparativo ................................................................................ 3 | 48 3.4

Almacenamiento crítico .......................................................................................... 3 | 57 3.5

.1 Metodología de cálculo ............................................................................ 3 | 57 3.5

.2 Curva de Almacenamiento Crítico ............................................................ 3 | 61 3.5

.3 Región de Almacenamiento Crítico .......................................................... 3 | 64 3.5

Transición a un sistema 100% renovable ................................................................ 3 | 67 3.6

Conclusiones ........................................................................................................... 3 | 68 3.7

4 ESTUDIO DE LA VIABILIDAD TÉCNICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA ....................................... Cap 4 | 1

4.1 Introducción ............................................................................................................ 4 | 1

4.2 Sistema eléctrico español ....................................................................................... 4 | 2

4.2.1 Periodo 2001-‐2010 ................................................................................... 4 | 3

4.2.2 Características de la demanda eléctrica .................................................. 4 | 6

4.2.3 Recursos energéticos. Techos de generación ........................................... 4 | 9

4.2.4 Almacenamientos potenciales ................................................................. 4 | 21

4.2.5 Interconexiones externas e internas ........................................................ 4 | 27

4.2.6 Normativa y planificación energética ...................................................... 4 | 29

4.3 Modelo de análisis del sistema eléctrico español ................................................... 4 | 32

4.3.1 Series horarias de demanda y producción ............................................... 4 | 32

4.3.2 Validación del modelo .............................................................................. 4 | 40

4.3.3 Conclusiones ............................................................................................. 4 | 43

4.4 Curvas de almacenamiento crítico ......................................................................... 4 | 43

4.4.1 Determinación de los casos de estudio .................................................... 4 | 44

4.4.2 Resultados preliminares ........................................................................... 4 | 46

4.4.3 Influencia de las centrales hidroeléctricas ............................................... 4 | 48

4.5 Sistemas eléctricos peninsulares 100% renovables. ............................................... 4 | 50

4.5.1 Definición de las propuestas .................................................................... 4 | 50

4.5.2 Producción energética por tecnologías .................................................... 4 | 53

4.5.3 Cobertura de la demanda ........................................................................ 4 | 55

4.5.4 Influencia de las variaciones hidrológicas ................................................ 4 | 62

4.5.5 Estudio comparativo con la propuesta de Greenpeace España ............... 4 | 65

ÍNDICES

Índice General | 3

4.5.6 Análisis de sensibilidad ............................................................................. 4 | 68

4.5.7 Contribución del sistema de gestión de la demanda ................................ 4 | 74

4.5.8 Resumen de las propuestas de sistemas 100% renovable ....................... 4 | 76

4.6 Transición garantizada hacia un suministro eléctrico 100% renovable .................. 4 | 78

4.6.1 Estrategia de transición ........................................................................... 4 | 79

4.6.2 Desactivación temprana de centrales de carbón y nucleares .................. 4 | 86

4.6.3 Adecuación del PER 2011-‐2020 a la trayectoria de transición ................. 4 | 88

4.7 Conclusiones ........................................................................................................... 4 | 90

5 ESTUDIO DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA ....................................... Cap 5 | 1

5.1 Introducción ............................................................................................................ 5 | 1

5.2 Comparación del coste de la electricidad a través del LCOE .................................. 5 | 2

5.2.1 Cálculo del LCOE de las diferentes tecnologías ........................................ 5 | 7

5.2.2 Cálculo del coste de sistemas eléctricos de España a través del LCOE ..... 5 | 25

5.2.3 Análisis de sensibilidad respecto al índice de inflación y tipo de descuento ..................................................................................... 5 | 35

5.3 Cálculo del VAN de las distintas tecnologías y del sistema eléctrico ...................... 5 | 41

5.3.1 Sensibilidad del VAN de la generación eólica terrestre respecto a su vida útil ................................................................................................ 5 | 46

5.3.2 Sensibilidad del VAN al precio del mercado eléctrico ............................... 5 | 48

5.3.3 Sensibilidad del valor del VAN al tipo de descuento ................................. 5 | 49

5.3.4 Sensibilidad del VAN al índice de inflación ............................................... 5 | 50

5.3.5 Resumen de variaciones del VAN ante diferentes valores del precio de la electricidad, tipo de descuento e índice de inflación. Árbol de decisión ...................................................................................... 5 | 52

5.4 Cálculo de la TIR de los sistemas eléctricos ............................................................ 5 | 54

5.5 Análisis de la infrautilización de las plantas de ciclo combinado ............................ 5 | 55

5.6 Evaluación del coste del sistema durante el periodo de transición ........................ 5 | 57

5.6.1 Transición en sistemas eléctricos con menor presencia hidráulica .......... 5 | 63

5.7 Conclusiones ........................................................................................................... 5 | 64

6 CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ...................................................................... Cap 6 | 1

6.1 Conclusiones ........................................................................................................... 6 | 1

6.2 Contribuciones ........................................................................................................ 6 | 6

6.2.1 Contribuciones a congresos nacionales e internacionales ....................... 6 | 6

6.2.2 Participación en fórums y workshops internacionales ............................. 6 | 6

6.2.3 Publicaciones ............................................................................................ 6 | 7

6.3 Líneas Futuras ......................................................................................................... 6 | 7

6.3.1 Operaciones coordinadas de los sistemas hidráulicos y su repotenciación .................................................................................. 6 | 7

6.3.2 Controlabilidad renovable a través de las centrales de biomasa y geotérmicas y de la reconversión de las plantas de cogeneración .......... 6 | 8


4 | Índice General

6.3.3 Impacto de un suministro 100% renovable en las infraestructuras de transporte y distribución eléctricas ...................................................... 6 | 9

6.3.4 Viabilidad técnico-‐económica para un suministro energético 100% renovable en España ....................................................................... 6 | 9

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. Bibliografía | 1

ANEXOS

1 Técnicas de reparto de los almacenamientos ....................................................... Anexo 1 | 1

2 Repotenciación eólica en Navarra ......................................................................... Anexo 2 | 1

3 Evolución de los embalses de las instalaciones de bombeo mixtas en España ..... Anexo 3 | 1

4 Coeficientes de relación entre producción eólica y velocidad de viento media mensual ...................................................................................................... Anexo 4 | 1

5 Análisis del coste de la seguridad física en la generación nuclear ........................ Anexo 5 | 1

6 Centrales hidráulicas de potencia superior a 100 MW ......................................... Anexo 6 | 1

Índice Figuras | 1

1

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Consumo de energía primaria mundial ..................................................... Cap 2 | 3

Figura 2.2 Prototipo coche eléctrico, siglo XIX ........................................................... Cap 2 | 6

Figura 2.3 Central de Kenitra. Marruecos .................................................................. Cap 2 | 10

Figura 2.4 Temperatura de los acuíferos de Europa a 1 km de profundidad ............. Cap 2 | 18

Figura 2.5 Temperatura de la roca en Europa a 5 km de profundidad ....................... Cap 2 | 18

Figura 2.6 Potencia hidráulica instalada y potencial en el año 2010 .......................... Cap 2 | 20

Figura 2.7 Presa de Cornalbo. Badajoz, Siglo II D.C. ................................................... Cap 2 | 22

Figura 2.8 Presa de Cornalbo. Proserpina, Siglo II D.C. ............................................... Cap 2 | 22

Figura 2.9 Recursos eólicos a escala mundia .............................................................. Cap 2 | 24

Figura 2.10 Radiación solar a escala mundial ............................................................... Cap 2 | 25

Figura 2.11 Parque fotovoltaica de Amareleja. Portugal ............................................. Cap 2 | 26

Figura 2.12 Parque eólico de Eurus. Méjico ................................................................. Cap 2 | 27

Figura 2.13 Planta cilindro-‐parabólica Majadas. Cáceres ............................................. Cap 2 | 28

Figura 2.14 Planta de torre Gemasolar. Sevilla ............................................................ Cap 2 | 28

Figura 2.15 Esquema de la central termoeléctrica híbrida de la Risca II. Badajoz ....... Cap 2 | 29

Figura 2.16 Radiación solar directa a escala mundial ................................................... Cap 2 | 30

Figura 2.17 Construcción de la obra civil de la central hidráulica de San Román. Año 1902 ............................................................................... Cap 2 | 31

Figura 2.18 Panel de control de la central minihidráulica de Seira .............................. Cap 2 | 32

Figura 2.19 Sala de máquinas de la central minihidráulica de Seira ............................ Cap 2 | 32

Figura 2.20 Embalse de la central minihidráulica de Jaca ............................................ Cap 2 | 33

Figura 2.21 Tubería de presión de la central minihidráulica de Jaca ........................... Cap 2 | 33

Figura 2.22 Caso España. 2007 ..................................................................................... Cap 2 | 37

Figura 2.23 Caso Navarra. 2007 ................................................................................... Cap 2 | 38

Figura 2.24 Suministro eléctrico con generación renovable ........................................ Cap 2 | 40

Figura 2.25 Garantía de potencia con fuentes renovables ........................................... Cap 2 | 42

Figura 2.26 Potencia instalada en el mundo en instalaciones de almacenamientos reversible ..................................................................... Cap 2 | 43

Figura 2.27 Embalse superior de la instalación de bombeo. Cortes-‐La Muela ............ Cap 2 | 45

Figura 2.28 Evolución de la producción hidráulica durante el periodo 2001-‐2010 ...... Cap 2 | 47


2 | Índice Figuras

Figura 3.1 Consumo de energía primaria mundial ..................................................... Cap 3 | 3

Figura 3.2 Comienzo del algoritmo general del balance eléctrico. Algoritmo 3.1 ...... Cap 3 | 10

Figura 3.3 Gestión de potencia base excesiva. Algoritmo 3.2 .................................... Cap 3 | 11

Figura 3.4 Exceso de potencial renovable. Algoritmo 3.3 .......................................... Cap 3 | 12

Figura 3.5 Déficit de potencial renonvable. Algoritmo 3.4 ......................................... Cap 3 | 13

Figura 3.6 Esquema de los almacenamientos energéticos ......................................... Cap 3 | 16

Figura 3.7 Ensayo de vaciado a referencia constante utilizando distintas técnicas de reparto proporcional ............................................................................ Cap 3 | 18

Figura 3.8 Esquema de los almacenamientos energéticos tras la integración de los sistemas mixtos .................................................................................... Cap 3 | 21

Figura 3.9 Gestión de almacenamientos distribuidos operados en modo Agregado y en modo no agregado ............................................................ Cap 3 | 23

Figura 3.10 Perfil diario de la demanda ....................................................................... Cap 3 | 25

Figura 3.11 Determinación de la potencial demanda diaria desplazable .................... Cap 3 | 26

Figura 3.12 Determinación de la demanda desplazable real diaria ............................. Cap 3 | 26

Figura 3.13 Perfil de la demanda diaria tras la estrategia de gestión .......................... Cap 3 | 26

Figura 3.14 Estructura general del modelo de simulación ........................................... Cap 3 | 29

Figura 3.15 Diagrama de bloques correspondiente al modelo de almacenamiento reversible ....................................................................... Cap 3 | 32

Figura 3.16 Diagrama de bloques correspondiente al modelo de almacenamiento hidráulico ....................................................................... Cap 3 | 32

Figura 3.17 Mecanismo intrahorario de compensación de desvío entre generación y demanda .............................................................................. Cap 3 | 35

Figura 3.18 Balance energético .................................................................................... Cap 3 | 36

Figura 3.19 Resultados anuales gráficos de la simulación en base horaria .................. Cap 3 | 40

Figura 3.20 Resultados interanuales gráficos de la simulación de los niveles De almacenamiento en base horaria ........................................................ Cap 3 | 41

Figura 3.21 Potencia renovable en Navarra ................................................................. Cap 3 | 47

Figura 3.22 Demanda y producción renovable potencial horarias (MW) .................... Cap 3 | 49

Figura 3.23 Demanda horaria y producción horaria renovable entregada directamente a red .................................................................................... Cap 3 | 49

Figura 3.24 Generación horaria en los almacenamientos para el caso Navarra 2 ....... Cap 3 | 50

Figura 3.25 Evolución horaria normalizada del nivel de los almacenamientos para el caso Navarra 2 ............................................................................... Cap 3 | 50

Figura 3.26 Pérdidas horarias irreversibles de potencial generación renovable ......... Cap 3 | 51

Figura 3.27 Producción horaria de las plantas de biomasa (MWh) .............................. Cap 3 | 51

Figura 3.28 Producción horaria no renovable controlable (MWh) .............................. Cap 3 | 52 Producción horaria no renovable no controlable=0 MWh ........................ Cap 3 | 52

Figura 3.29 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=1 .................................. Cap 3 | 59

Figura 3.30 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=0,64 ............................. Cap 3 | 60

Figura 3.31 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=1,2 ............................... Cap 3 | 60

ÍNDICES

Índice Figuras | 3

Figura 3.32 Curva de almacenamiento crítico ............................................................. Cap 3 | 61

Figura 3.33 Generación renovable entregada directamente a red en función Del valor del RPPR ..................................................................................... Cap 3 | 62

Figura 3.34 Influencia de la reducción en turbinado y bombeo en la curva de almacenamiento crítico ............................................................................ Cap 3 | 64

Figura 3.35 Curva de almacenamiento crítico ............................................................. Cap 3 | 65

Figura 3.36 Diferentes perfiles de generación renovable con mismo valor de RPPR ..................................................................................................... Cap 3 | 65

Figura 3.37 Área de almacenamiento crítica ............................................................... Cap 3 | 66

Figura 3.38 Ejemplo de transición desde la situación actual a un suministro 100% renovable para Navarra .................................................................. Cap 3 | 68

Figura 4.1 Evolución de la demanda eléctrica. Periodo 2001-‐2011 ........................... Cap 4 | 3

Figura 4.2 Sistema eléctrico Español. Periodo 2001-‐2011 ......................................... Cap 4 | 4

Figura 4.3 Demanda eléctrica horaria ........................................................................ Cap 4 | 7

Figura 4.4 Demanda eléctrica diaria .......................................................................... Cap 4 | 7

Figura 4.5 Demanda eléctrica mensual ...................................................................... Cap 4 | 7

Figura 4.6 Demanda eléctrica anual ........................................................................... Cap 4 | 7

Figura 4.7 Mapa eólico de España ............................................................................. Cap 4 | 14

Figura 4.8 Vista del parque eólico de Alijar. Cádiz ..................................................... Cap 4 | 14

Figura 4.9 Distribución de la irradiación media global ............................................... Cap 4 | 18

Figura 4.10 Zonas solares de España ........................................................................... Cap 4 | 19

Figura 4.11 Ensayo de vaciado a referencia constante utilizando distintas técnicas de reparto proporcional .............................................................. Cap 3 | 25

Figura 4.12 Sistema eléctrico Peninsular ..................................................................... Cap 4 | 28

Figura 4.13 Producción eólica total real de enero a febrero de 2010 ......................... Cap 4 | 37

Figura 4.14 Modelo de producción del periodo enero a febrero de 2010 .................. Cap 4 | 37

Figura 4.15 Evolución de embalses asociados a centrales hidráulicas ........................ Cap 4 | 40

Figura 4.16 Curvas de almacenamiento crítico ............................................................ Cap 4 | 47

Figura 4.17 Curvas de potencia crítica ......................................................................... Cap 4 | 47

Figura 4.18 Central hidroeléctrica Aldeávila, Cuenca del Duero. Potencia 1.140 MW ................................................................................. Cap 4 | 49

Figura 4.19 Impacto de las centrales hidroeléctricas en las curvas de almacenamiento crítico ............................................................................ Cap 4 | 49

Figura 4.20 Impacto de las centrales hidroeléctricas en las curvas de potencia crítica .......................................................................................... Cap 4 | 50

Figura 4.21 Nivel de los almacenamientos de la Propuesta 1. 100% Renovable ......... Cap 4 | 53

Figura 4.22 Nivel de los almacenamientos de la Propuesta 2. 100% Renovable ......... Cap 4 | 53

Figura 4.23 Producción media horaria renovable entregada directamente a red (MWh) .............................................................................................. Cap 4 | 57


4 | Índice Figuras

Figura 4.24 Potencia media horaria desarrollada en el almacenamiento reversible (MWh) ...................................................................................... Cap 4 | 58

Figura 4.25 Nivel energético normalizado en el almacenamiento reversible .............. Cap 4 | 59

Figura 4.26 Potencia media horaria de la generación renovable controlable (MW) ..... Cap 4 | 60

Figura 4.27 Pérdidas irreversibles (MWh) ................................................................... Cap 4 | 61

Figura 4.28 Potencia media horaria de las grandes centrales hidráulicas de la propuesta 1 (MW) ..................................................................................... Cap 4 | 63

Figura 4.29 Nivel energético normalizado del almacenamiento hidráulico de la propuesta 1 ............................................................................................... Cap 4 | 64

Figura 4.30 Sensibilidad respecto al almacenamiento reversible ................................ Cap 4 | 69

Figura 4.31 Sensibilidad de la generación controlable respecto a la penetración fotovoltaica ........................................................................... Cap 4 | 71

Figura 4.32 Sensibilidad de la generación eólica respecto a la penetración fotovoltaica ........................................................................... Cap 4 | 72

Figura 4.33 Sensibilidad ante una mayor penetración de plantas eólicas marinas .... Cap 4 | 73

Figura 4.34 Producción renovable controlable en función del grado de gestión de la demanda .......................................................................................... Cap 4 | 75

Figura 4.35 Reducción porcentual de la producción controlable en función del grado de gestión de la demanda para las dos propuestas .................. Cap 4 | 75

Figura 4.36 Trayectoria de Transición para la Propuesta 1 ......................................... Cap 4 | 81

Figura 4.37 Trayectoria de Transición para la Propuesta 2 ......................................... Cap 4 | 81

Figura 4.38 Cobertura energética de la demanda. Propuesta 1 (TWh) ...................... Cap 4 | 82

Figura 4.39 Cobertura energética de la demanda. Propuesta 2 (TWh) ...................... Cap 4 | 82

Figura 4.40 Potencia no renovable durante la transición ........................................... Cap 4 | 83

Figura 4.41 Potencia total instalada durante la transición. Propuesta 1 .................... Cap 4 | 84

Figura 4.42 Potencia total instalada durante la transición. Propuesta 2 .................... Cap 4 | 84

Figura 4.43 Pérdidas irreversibles y generación no renovable durante la transición. Propuesta 1 ......................................................................... Cap 4 | 85

Figura 4.44 Cobertura de la demanda con desconexión temprana de potencia base. Propuesta 1 ....................................................................... Cap 4 | 86

Figura 4.45 Potencia no renovable. Propuesta 1. Apagado base: lineal ó acelerado ..................................................................................... Cap 4 | 87

Figura 4.46 Pérdidas irreversibles y generación no renovable durante la Transición. Propuesta 1. Apagado base: lineal ó acelerado ...................... Cap 4 | 88

Figura 5.1 Evolución del LCOE de las tecnologías eólica y fotovoltaica ..................... Cap 5 | 13

Figura 5.2 Evolución del precio de gas natural bajo el marcador Henry Hu .............. Cap 5 | 22

Figura 5.3 Variación del LCOE respecto al precio del gas natural .............................. Cap 5 | 22

Figura 5.4 Diagrama de flujo para el cálculo del coste de sistemas eléctricos a través del LCOE ...................................................................................... Cap 5 | 26

Figura 5.5 Evolución de la demanda eléctrica, potencia total instalada y precio del mercado eléctrico .................................................................... Cap 5 | 43

ÍNDICES

Índice Figuras | 5

Figura 5.6 Sensibilidad del VAN a la vida útil de los parques eólicos ......................... Cap 5 | 47

Figura 5.7 Sensibilidad del VAN al precio del mercado eléctrico ............................... Cap 5 | 48

Figura 5.8 Árbol de variaciones del VAN f. Precio de la electricidad, k, i ................... Cap 5 | 53

Figura 5.9 Sensibilidad del LCOE de las plantas de Ciclo Combinado vs el Factor de Capacidad .............................................................................. Cap 5 | 56

Figura 5.10 Evolución del VAN de las centrales de Ciclo Combinado .......................... Cap 5 | 56

Figura 5.11 Suministro eléctrico durante el periodo de transición. Propuesta 2, 100% renovable ................................................................... Cap 5 | 58

Figura 5.12 Suministro de la potencia durante el periodo de transición. Sistema 100% renovable ........................................................................... Cap 5 | 58

Figura A1.1 Reparto proporcional combinado equilibrado: potencia y nivel de almacenamiento .............................................................................. Anexo 1 | 1

Figura A1.2 Reparto proporcional únicamente por potencia instalada ................... Anexo 1 | 4

Figura A1.3 Reparto proporcional según el nivel del almacenamiento disponible . Anexo 1 | 5

Figura A1.4 Reparto proporcional combinado desequilibrado ................................ Anexo 1 | 7

Figura A3.1 Salto de Valparaiso, Rio Duero. Zamora, 2010 ..................................... Anexo 3 | 1

Figura A3.2 Evolución de los embalses asociados a las centrales reversibles mixtas con comportamiento convencional .......................................... Anexo 3 | 2

Figura A3.3 Evolución de los embalses asociados a las centrales reversibles mixtas con comportamiento de central de bombeo puro ................... Anexo 3 | 3

Figura A4.1 Coeficientes mensuales producción eólica-‐velocidad del viento. Año 2009 ............................................................................................... Anexo 4 | 5

1 | Índice Tablas

1

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Evolución de las centrales de fuel en España .............................................. Cap 2 | 10

Tabla 2.2 Coste de la generación eléctrica mediante biomasa ................................... Cap 2 | 16

Tabla 2.3 Potencia instalada en plantas geotérmicas en el mundo en el año 2010 ...... Cap 2 | 19

Tabla 2.4 Potencia hidráulica y total instalada en algunos países europeos. Año 2010 ..................................................................................................... Cap 2 | 21

Tabla 2.5 Primeras presas construidas en España con uso hidroeléctrico .................. Cap 2 | 22

Tabla 2.6 Centrales minihidráulicas cuya fecha de la inauguración fue el año 1930 o anterior ................................................................................. Cap 2 | 32

Tabla 2.7 Resumen de los factores analizados de las tecnologías renovables y no renovables ........................................................................................... Cap 2 | 34

Tabla 2.8 Coste u eficiencia de las diferentes tecnologías de almacenamiento reversible ......................................................................... Cap 2 | 44

Tabla 2.9 Comparativa de los sistemas hidráulicos convencionales y de Bombeo puro de España ............................................................................. Cap 2 | 46

Tabla 2.10 Resumen de los factores analizados en los sistemas de almacenamiento ........................................................................................ Cap 2 | 49

Tabla 3.1 Secuencia de prioridades de desactivación de las tecnologías renovables ................................................................................................... Cap 3 | 14

Tabla 3.2 Prioridades de activación de los almacenamientos energéticos ................. Cap 3 | 17

Tabla 3.3 Características de los almacenamientos agregados del ejemplo de estudio . Cap 3 | 19

Tabla 3.4 Turbinas y bombeo equivalentes tras la integración de los sistemas mixtos ........................................................................................... Cap 3 | 21

Tabla 3.5 Prioridades de activación de los almacenamientos tras la integración de los sistemas mixtos ................................................................................. Cap 3 | 22

Tabla 3.6 Cambio de niveles de carga según estimación de recurso hídrico .............. Cap 3 | 22

Tabla 3.7 Interfaz principal de entrada de datos ........................................................ Cap 3 | 38

Tabla 3.8 Resultados numéricos de la simulación ....................................................... Cap 3 | 39

Tabla 3.9 Potencia renovable en Navarra. 2007 ......................................................... Cap 3 | 42

Tabla 3.10 Niveles de producción renovable y RPPR por comunidades. Año 2007 ...... Cap 3 | 43

Tabla 3.11 Potencial de instalaciones de bombeo puro en Navarra ............................ Cap 3 | 44

Tabla 3.12 Potencial renovable en Navarra .................................................................. Cap 3 | 47

Tabla 3.13 Definición de los casos de estudio respecto al modelo de Navarra ............ Cap 3 | 48

Tabla 3.14 Producción potencial renovable y RPPR ...................................................... Cap 3 | 52

ÍNDICES

Índice Tablas | 2

Tabla 3.15 Producción renovable entregada directamente a red ................................ Cap 3 | 52

Tabla 3.16 Cobertura de la demanda ........................................................................... Cap 3 | 53

Tabla 3.17 Perdidas de generación renovable .............................................................. Cap 3 | 53

Tabla 3.18 Pérdidas de generación renovables e irreversibles ..................................... Cap 3 | 55

Tabla 3.19 RPPR Equivalente ........................................................................................ Cap 3 | 56

Tabla 3.20 Factor de capacidad de la generación renovable controlable .................... Cap 3 | 56

Tabla 3.21 Resumen de los principales aspectos productivos en distintas situaciones del sistema Navarra con 2% de almacenamiento .................... Cap 3 | 63

Tabla 3.22 Nivel de RPPR en algunos países de la OCDE .............................................. Cap 3 | 67

Tabla 4.1 Aprovechamiento energético y de potencia de las centrales de Ciclo Combinado (CC) ................................................................................... Cap 4 | 6

Tabla 4.2 Origen del carbón utilizado en generación eléctrica .................................... Cap 4 | 9

Tabla 4.3 Recurso potencial renovable en España y cubrimiento de la demanda eléctrica 2050 .............................................................................. Cap 4 | 10

Tabla 4.4 Recurso de biomasa .................................................................................... Cap 4 | 11

Tabla 4.5 Recurso potencial de biomasa en España ................................................... Cap 4 | 11

Tabla 4.6 Recurso de geotermia por tecnologías ........................................................ Cap 4 | 13

Tabla 4.7 Techo de potencia por comunidades .......................................................... Cap 4 | 17

Tabla 4.8 Techos de potencia renovable ..................................................................... Cap 4 | 21

Tabla 4.9 Centrales de bombeo reversible ................................................................. Cap 4 | 23

Tabla 4.10 Centrales hidráulicas mixtas ........................................................................ Cap 4 | 24

Tabla 4.11 Proyectos de nuevas centrales de bombeo ................................................ Cap 4 | 26

Tabla 4.12 Intercambios internacionales de energía .................................................... Cap 4 | 27

Tabla 4.13 Distribución de demanda eléctrica y superficie .......................................... Cap 4 | 29

Tabla 4.14 Producción renovable de España ................................................................ Cap 4 | 33

Tabla 4.15 Parques representativos de las zonas eólicas de España ............................ Cap 4 | 35

Tabla 4.16 Parques de referencia de las tres zonas solares útiles ................................ Cap 4 | 38

Tabla 4.17 Comparativa entre la producción del modelo agregado de análisis y la real ........................................................................................................... Cap 4 | 41

Tabla 4.18 Configuración del modelo para validación por potencia máxima ............... Cap 4 | 43

Tabla 4.19 Series de sistemas eléctricos con baja penetración renovable controlable .. Cap 4 | 45

Tabla 4.20 Series de sistemas eléctricos con alta penetración renovable controlable ... Cap 4 | 45

Tabla 4.21 Propuestas 100% renovable ........................................................................ Cap 4 | 51

Tabla 4.22 Producción de las propuestas 100% renovables ......................................... Cap 4 | 54

Tabla 4.23 Procedencia del suministro de la demanda ................................................ Cap 4 | 55

Tabla 4.24 Aprovechamiento energético de las propuestas 100% renovable. Demanda: 250 TW. ..................................................................................... Cap 4 | 56

Tabla 4.25 Procedencia del Suministro de la demanda ................................................ Cap 4 | 62


3 | Índice Tablas

Tabla 4.26 Variación del RPPR en función del recurso hidrológico .............................. Cap 4 | 64

Tabla 4.27 Propuesta 100% renovable de Greenpeace (Demanda: 280 TWh) ............. Cap 4 | 65

Tabla 4.28 Propuestas 100% Renovable (Demanda: 250 TWh y 280 TWh) .................. Cap 4 | 66

Tabla 4.29 Aprovechamiento energético de las propuestas 100% renovable. Demanda: 280 TW. ..................................................................................... Cap 4 | 68

Tabla 4.30 Variación del aprovechamiento solar respecto al almacenamiento reversible ..................................................................................................... Cap 4 | 70

Tabla 4.31 Producción de las propuestas 100% renovable .......................................... Cap 4 | 78

Tabla 4.32 Etapas de análisis en el proceso de transición para la Propuesta 1 ............ Cap 4 | 80

Tabla 4.33 Etapas de análisis en el proceso de transición para la Propuesta 2 ............ Cap 4 | 80

Tabla 4.34 Plan de Energías Renovables 2011-‐2020 ..................................................... Cap 4 | 90

Tabla 5.1 Resumen sobre las fuentes de información ................................................. Cap 5 | 7

Tabla 5.2 Periodo de construcción de las plantas ........................................................ Cap 5 | 8

Tabla 5.3 Cálculo del LCOE de la tecnología eólica ...................................................... Cap 5 | 9

Tabla 5.4 Evolución de los principales componentes de las plantas fotovoltaicas ..... Cap 5 | 11

Tabla 5.5 Cálculo del LCOE de la tecnología fotovoltaica ............................................ Cap 5 | 12

Tabla 5.6 Cálculo del LCOE de la tecnología termosolar ............................................. Cap 5 | 14

Tabla 5.7 Rango del LCOE de la tecnología termosolar .............................................. Cap 5 | 15

Tabla 5.8 Cálculo del LCOE de la tecnología hidráulica .............................................. Cap 5 | 16

Tabla 5.9 Comparativas del LCOE de las tecnologías eólicas del sistema actual y de las propuestas 100% renovable del capítulo 4 ................................... Cap 5 | 17

Tabla 5.10 Cálculo del LCOE de las plantas de biomasa ............................................... Cap 5 | 18

Tabla 5.11 Rango del LCOE de la tecnología geotérmica .............................................. Cap 5 | 19

Tabla 5.12 Coste de la seguridad física de las centrales nucleares .............................. Cap 5 | 21

Tabla 5.13 Cálculo del LCOE de las plantas de carbón ................................................. Cap 5 | 24

Tabla 5.14 Valor del LCOE de las distintas tecnologías a fecha 2011. K=8%, i=3,5% ... Cap 5 | 27

Tabla 5.15 Previsión de los valores de LCOE de las distintas tecnologías en el año 2050. K=8%, i=3,5% ..................................................................... Cap 5 | 29

Tabla 5.16 Valor del LCOE de las distintas tecnologías a fecha 2050. K=8%, i=3,5% ...... Cap 5 | 30

Tabla 5.17 Distribución de la generación controlable para la Propuesta 1. 100%renovable ............................................................................................ Cap 5 | 31

Tabla 5.18 Distribución de la generación solar para la Propuesta 1. 100% renovable .......................................................................................... Cap 5 | 32

Tabla 5.19 Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2011. K=8%, i=3,5% .............................................................................................. Cap 5 | 33

Tabla 5.20 Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2050. K=8%, i=3,5% ............................................................................................... Cap 5 | 34

Tabla 5.21 Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2050. K=8%, i=2% .................................................................................................. Cap 5 | 36

ÍNDICES

Índice Tablas | 4

Tabla 5.22 Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2050. K=8%, i=2% .................................................................................................. Cap 5 | 37

Tabla 5.23 Impacto del tipo de descuento en el valor del LCOE ................................... Cap 5 | 38



Tabla 5.26 Resumen del coste de los sistemas eléctricos calculados a través del LCOE versus la demanda ........................................................................ Cap 5 | 41

Tabla 5.27 Evolución del precio final medio en el mercado eléctrico ........................... Cap 5 | 43

Tabla 5.28 VAN del sistema eléctrico a fecha 2011. K=8%, i=3,5% ............................... Cap 5 | 45

Tabla 5.29 VAN del sistema eléctrico a fecha 2050. K=8%, i=3,5% ............................... Cap 5 | 46

Tabla 5.30 Sensibilidad del VAN a la vida útil de los Parques Eólicos ........................... Cap 5 | 47

Tabla 5.31 Precio del mercado eléctrico que alcance el umbral de rentabilidad. K=8%, i=3,5% ............................................................................................... Cap 5 | 49

Tabla 5.32 Sensibilidad del VAN al tipo de descuento .................................................. Cap 5 | 50

Tabla 5.33 Sensibilidad del VAN al tipo de inflación. i=2% ............................................ Cap 5 | 51

Tabla 5.34 VAN máximos, mínimos y rangos del árbol de decisión .............................. Cap 5 | 54

Tabla 5.35 Cuadro resumen de la TIR ............................................................................ Cap 5 | 54

Tabla 5.36 Factor de capacidad de las plantas de Ciclo Combinado en España ............ Cap 5 | 55

Tabla 5.37 Pay-‐back de las plantas de Ciclo Combinado en función del factor de capacidad .............................................................................................. Cap 5 | 57

Tabla 5.38 Coste del sistema eléctrico a fecha de 2025. RPPR=0,64 ........................... Cap 5 | 61

Tabla 5.39 Coste del sistema eléctrico a fecha de 2040. RPPR=0,92 ........................... Cap 5 | 62

Tabla 5.40 Comparativa del coste de los sistemas a través del LCOE. K=8%, i=3,5% .............................................................................................. Cap 5 | 63

Tabla 5.41 Inversión de las instalaciones hidráulicas incluyendo la obra civil ............. Cap 5 | 64

Tabla 5.42 LCOE de las instalaciones hidráulicas incluyendo la obra civil. K=8%, i=3,5% .............................................................................................. Cap 5 | 64

Tabla A1.1 Características de los almacenamientos agregados del ejemplo de estudio ................................................................................. Anexo 1 | 2

Tabla A1.2 Relación capacidad de almacenamiento – potencia asociada en España ................................................................................................ Anexo 1 | 4

Tabla A2.1 Parques eólicos de Acciona Energía en Navarra y su posible repotenciación ............................................................................ Anexo 2 | 2

Tabla A3.1 Centrales hidráulicas mixtas en España ................................................. Anexo 3 | 2

Tabla A4.1 Coeficientes mensuales producción velocidad del viento. Año 2009 ..... Anexo 4 | 2

Tabla A5.1 Previsión del incremento de coste de la seguridad física en el año 2050 . Anexo 5 | 3

Tabla A6.1 Centrales hidráulicas de potencia superior a 100 MW .......................... Anexo 6 | 1

Cap. 1 | 1

1 INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS

El aumento demográfico y algunos aspectos del modo de vida de parte de la población mundial, menos del 25%, son habitualmente señalados como los principales responsables del creciente e insostenible consumo energético de las últimas décadas. En 1950 la tierra

tenía aproximadamente 2.500 millones de habitantes mientras que en el año 2000 ya superaba los 6.000 millones, y la mayoría de previsiones formales indican fuertes aumentos en la población global para las próximas décadas. De hecho, para el año 2050 se estima una

población mundial cercana a los 9.500 millones de habitantes [INE 11]. No obstante, los niveles de crecimiento demográfico y de consumo energético de cada país resultan muy distintos de unos a otros. Si bien en los países de la OCDE la demanda energética de los últimos años

no está sufriendo grandes variaciones, países superpoblados como China e India han disparado su consumo energético como consecuencia de un notable incremento en su nivel de vida en las dos últimas décadas. Prueba de ello es el consumo energético de la zona

Asia-‐Pacifico, que en el año 1980 fue un 15,8% del consumo mundial mientras que en el año 2010 ya era superior al 38,1% [SEE 11]. Este último dato resulta aún más importante si se tiene en cuenta el aumento de demanda energética global. Si en el año 1995 fue de

8.100 MTEP en el año 2010 llegó a los 12.000 MTEP y se prevé que en el año 2030 alcance los 15.000 MTEP [CAS 11]. Ante esta perspectiva de aumento generalizado de la demanda energética, y teniendo en cuenta los muy distintos intereses sobre el control de las reservas

de cada país, resulta más que evidente que conseguir un suministro energético justo y sostenible capaz de satisfacer dignamente las necesidades de todos los habitantes del planeta es un reto urgente para las políticas energéticas de la mayoría de países.

El abastecimiento energético general actual se realiza mayoritariamente a partir de recursos no renovables. Destacando los combustibles fósiles derivados del petróleo y el carbón, y en los sistemas eléctricos en particular, la generación nuclear. Sólo un número

reducido de países tiene una penetración relativamente considerable de generación renovable, por ejemplo: Alemania, España, Brasil e Islandia. Los combustibles fósiles así como las centrales nucleares tienen dos inconvenientes serios. Por una parte, son una solución evidentemente

transitoria e insostenible ya que dependen de recursos limitados. Su final es inevitable, aunque muy controvertido, cuando los costes de extracción y procesamiento superen los beneficios. De hecho, el actual consumo del petróleo es cuatro veces superior al que se descubre y a

excepción del carbón están concentradas en muy pocos países [HER 11]. Y por otra parte, está el problema de emisiones y residuos contaminantes. Los combustibles fósiles producen importantes emisiones de CO2, al igual que sucede durante la extracción y preparación del

mineral de uranio. Y además los peligrosos residuos de la generación nuclear requieren


2 | Cap. 1

sofisticados tratamientos y almacenamientos de extremadamente larga duración (cientos

de años); y de dudosa garantía a largo plazo [SCH 11]. Estas serían razones de suficiente peso como para disponer ya de políticas y planificaciones muy concretas encaminadas a la sustitución por sistemas renovables. Sin embargo, algunos países autodenominados

desarrollados y con escasa sensibilidad al problema medioambiental y de sostenibilidad, se siguen inclinado por mixes de generación basados en combustibles fósiles y en centrales nucleares. De hecho, las plantas térmicas de carbón siguen siendo una fuente muy importante

de suministro para algunos de estos países. Por ejemplo, el 93% de la generación eléctrica de Sudáfrica fue producida en el año 2011 en centrales de carbón, el 76% en Australia y el 45% en USA [WEO 12]. Francia y Bélgica basan su sistema eléctrico en plantas nucleares,

produciendo éstas del orden del 75% y el 50% respectivamente de su generación eléctrica [REE 10]. Sorprendentemente, políticas anómalas detectadas en algunos de estos países alertan sobre los riesgos de las tecnologías no renovables e incluso parecen tener cierta

incidencia sobre su sistema energético. Como así lo demuestra el sistema eléctrico australiano, ya que siendo este país uno de los tres primeros productores de uranio a nivel mundial, en su mix de potencia no consta ni una sola central nuclear [WEO 12].

Los países en vías de desarrollo, ávidos de satisfacer su creciente demanda eléctrica, definen políticas basadas en el coste de generación a corto plazo y que les alejan de la

sostenibilidad. Puesto que el carbón está distribuido en gran parte de estos países, entre ellos China e India, su explotación a nivel mundial ha aumentado considerablemente para satisfacer la creciente demanda, hasta el punto de que su consumo durante el año 2010 ha

sido el mayor desde el año 1970 [SEE 11]. Además, China está llevando a cabo un agresivo plan nuclear y prevé tener operativos 42 GW en centrales nucleares en el año 2015, lo que le situará entre los mayores productores de energía nuclear del mundo [ICE 12]. Un

ejemplo más cercano y que muestra otras posibles direcciones por la que optan ciertos países es el caso de Marruecos, que acaba de inaugurar una planta de 300 MW (Kenitra) la cual requiere diariamente para su alimentación 90 camiones de un derivado del petróleo,

de pobre contenido calorífico, bajo coste y especialmente nocivo para el medio ambiente. A día de hoy lo importan de Arabia Saudí, produciendo además durante su transporte importantes emisiones de CO2 a la atmósfera. Sin embargo, no significa todo esto que dichos

países no consideren o no incluyan en su mix sistemas renovables, simplemente no los conciben como una solución energética con capacidad suficiente para cubrir sus urgentes necesidades.

España es un país particularmente pobre en recursos no renovables, especialmente gas

natural, petróleo y uranio. En carbón hay más potencial pero es de baja calidad y de difícil extracción. De hecho, en el año 2011 el 90% del carbón consumido en plantas de generación fue importado lo que demuestra los inconvenientes que presenta este carbón local [REE 11].

Sin embargo, disfruta de un enorme potencial en energía solar, eólica e hidráulica, por mencionar las más importantes, aunque no se debe olvidar el potencial de otras posibilidades supuestamente menores como las mareas, olas, geotermia, etc. Además, el peso de la

dependencia energética con recursos externos sobre la economía de cualquier país resulta muy gravoso y a nivel político conlleva demasiada sumisión hacia los países productores de dichos recursos [PAI 13]. Por ello, parece evidente que caminar hacia un sistema energético

INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS

Cap. 1 | 3

a partir de fuentes renovables locales es lo recomendable, tal como se apunta también desde

múltiples instituciones y organizaciones en éste y otros países desde hace muchos años [SCH 11][CAS 11][JAC 09]. Las ventajas industriales, sociales y económicas de tal decisión superarían con creces a la larga las evidentes dificultades que este cambio sin duda entraña.

El concepto de sistema energético 100% renovable no es novedoso ya que el primer estudio realizado por la asociación Solar Sweden data de 1975 y examina la posibilidad de un suministro energético completo para Suecia, siguiéndole uno para Francia en 1978 y

otro para EEUU en 1980 [SCH 11]. Este tipo de estudios siguen de plena actualidad, en abril del 2010 se realizó una propuesta para alcanzar en el año 2050 una Europa 100% renovable energéticamente [ECF 11]. En mayo del mismo año se presentó otra propuesta, en este

caso para alcanzar un suministro eléctrico 100% renovable para Alemania, poniendo como fecha de referencia también el año 2050 [SCH 11]. Además, habría que incluir también los múltiples estudios que han sido presentados a lo largo de estos años con el objeto de

mostrar las posibilidades de un suministro energético 100% renovable en sistemas de otra escala tales como ciudades (Munich, Masdar, etc), continentes e incluso a nivel planetario [SWM 09][MAS 08]. En este sentido, se destaca el estudio que Greenpeace España presentó

en el año 2006 con una propuesta 100% renovable para el abastecimiento eléctrico español y en el 2011 para el abastecimiento energético total [CAS 06] [CAS 11]. Evidentemente, esta

tesis no aporta novedad en la idea de buscar un suministro energético 100% renovable. Sin embargo, en esta búsqueda sí que hay aspectos y oportunidades que se deben concretar para que estas ideas puedan convertirse en alternativas claras técnica y económicamente.

En la última década España ha ejecutado una gran campaña de integración de potencia renovable en la red eléctrica, fundamentalmente en centrales eólicas y solares, lo que ha hecho que se convierta en referente a nivel mundial [PER 00] [PER 05] [PER 10]. El 45% de

su potencia eléctrica instalada es ya renovable aunque todavía dista mucho de disponer de un suministro eléctrico plenamente renovable [REE 11]. De hecho, posee 7 plantas nucleares que proporcionan aproximadamente el 20% de la demanda eléctrica anual y 18 plantas de

carbón en activo, las cuales sin embargo han verificado un descenso de participación importante, ya que en el año 2006 suministraron el 25% de la demanda y en el año 2010 tan sólo el 8,5%. Por otra parte, los reducidos intercambios energéticos con los países vecinos

han obligado a España a resolver internamente el creciente problema que supone una generación prioritaria y variable dependiente de las condiciones de sol y viento [REE 10]. Esto se está consiguiendo por medio de una mayor actividad hidráulica y de una generación

de ciclo combinado centrada en cubrir los momentos de carencia de la generación renovable. Lógicamente, esta forma de operación está reduciendo de forma importante la rentabilidad de estas centrales lo que produce reclamaciones continuas por parte de sus propietarios e

incluso presión sobre los estamentos oficiales para establecer nuevas condiciones de operación y de retribución más favorables [BOE 278].

La producción energética renovable en la España peninsular es respecto a la demanda

eléctrica todavía tan sólo del 35% aproximadamente. Si se suma ésta a la generación base (nuclear y térmica de carbón principalmente) solo se supera la demanda durante unas pocas horas al año. Debido a ello, actualmente el operador del sistema en muy pocas ocasiones se


4 | Cap. 1

ve forzado a tener que parar plantas solares o eólicas siendo por ello noticia [MOR 13]. Sin

embargo, un incremento de la penetración renovable supondrá alcanzar tales circunstancias cada vez durante más horas del año. Lo que muestra un problema de integración futuro que debe analizarse cuidadosamente para encontrar fórmulas de operación convenientes.

De continuar el concepto actual de sistema mixto donde coexisten tanto potencia no renovable como renovable llegará un momento en el no tendrá cabida más generación renovable debido a motivos técnicos y económicos, alargando absurdamente la situación de

insostenibilidad. Por ello, resulta necesario un planteamiento general distinto y acorde con las características y naturaleza de la generación renovable. Esto es, una estrategia de operación del sistema eléctrico de la península ibérica que garantice el servicio a la

demanda teniendo en cuenta la aleatoriedad de mucha de esta generación y que incorpore los elementos físicos y de control para su correcta gestión y equilibrado; y todo ello además en unas condiciones retributivas también adecuadas. La búsqueda de este tipo de soluciones

técnicas, además viables económicamente, ha sido el objetivo central de la presente tesis. Cuyo fin último es evidentemente demostrar que un sistema eléctrico como el de España puede funcionar de forma garantizada a partir de únicamente fuentes renovables. Aportando

con ello nuevas demostraciones veraces y contrastables, que se sumarían a las ya existentes, y que pretenden desmontar mitos aparentemente asentados en la población en general.

Tales como la imposibilidad de un sistema eléctrico renovable y además a un precio aceptable. Tal como se podrá comprobar a lo largo de la tesis, estas cuestiones son desmentidas ofreciendo un conjunto de soluciones que permiten abordar el asunto de forma eficiente y

con costes similares a los del sistema actual [BLO 12-‐3].

Para lograr este objetivo principal, el primer aspecto esencial ha sido la determinación de una estrategia de operación general que gestione todos los componentes del hipotético

sistema eléctrico y que trate de maximizar el aprovechamiento energético renovable siempre garantizando el servicio a la demanda. Tal como se ha avanzado antes, este trabajo se ha realizado únicamente para el sistema eléctrico de la España peninsular. Los sistemas

eléctricos de las distintas islas de España presentan particularidades que deben abordarse específicamente y que han quedado fuera del alcance de la presente tesis. Para este desarrollo ha sido necesario disponer de herramientas de análisis que permitieran comprobar

las virtudes de cada posible propuesta. Razón por la cual, se convirtió también en objetivo de tesis el desarrollo de un entorno matemático que permitiera la utilización de modelos energéticos y que incorporasen el máximo posible de información real (series horarias de

recurso y producción eléctrica) para dotar de la mayor credibilidad y fiabilidad a los resultados.

De entre las distintas dificultades que hay que afrontar en el desarrollo de la estrategia general la más notable es la compensación de las rápidas variaciones producidas por los

recursos solar y eólico. Para mitigar este problema de forma eficiente resulta conveniente poder almacenar la energía sobrante un momento dado para poder aprovecharla más adelante. El uso de almacenamientos energéticos resulta clave para lograr esta gestión de

forma eficaz [KAL 01-‐1]. Por ello, ha sido objetivo de esta tesis ofrecer técnicas de dimensionado y operación coordinada de estos sistemas de almacenamiento con el resto de componentes del sistema eléctrico. En este sentido, también ha sido objetivo analizar las


Cap. 1 | 5

distintas opciones de almacenamientos energéticos existentes y valorar las mejores opciones

para su utilización en grandes sistemas eléctricos.

Tal como se podrá comprobar en el desarrollo de la tesis existe un número infinito de posibles sistemas eléctricos renovables. Es decir, distintas combinaciones de potencia instalada

solar, eólica terrestre y marina, biomasa, etc., pueden lograr un suministro 100% renovable. Sin embargo, no todos ofrecerán las mismas garantías ni nivel de eficiencia. La determinación por tanto de configuraciones concretas de sistemas renovables que cumplen los requisitos

de seguridad y eficiencia serán también objetivo de esta tesis. Sistemas que serán evaluados posteriormente desde un punto de vista económico y que tiene por objetivo concretar su viabilidad económica. Tal como se mostrará, este trabajo ha ofrecido dos líneas distintas de

sistemas renovables cuya operación técnica es distinta pero que económicamente no presentan grandes diferencias. En cualquier caso, se podrá comprobar la viabilidad económica de estas propuestas con respecto al sistema actual.

La transición desde el sistema actual hasta cualquiera de las dos propuestas hipotéticas ha sido también parte del estudio de esta tesis. Tal como se mostrará esta etapa debe realizarse teniendo en cuenta algunos hechos importantes y que tienen consecuencias

técnicas y económicas importantes, aunque sea de forma temporal. Por ello, se planteó como objetivo secundario de tesis el análisis de dicha transición para proponer con criterio

una línea de transición donde en todo momento está asegurado el suministro a la demanda con el nivel mínimo de recursos en operación.

El presente trabajo de tesis se ha estructurado en varios capítulos en los que se presentan

los análisis y sus correspondientes resultados y conclusiones. De forma resumida el contenido de cada uno de ellos sería el siguiente.

En primer lugar, en el segundo capítulo se realiza un recorrido por todos los aspectos

que definen cualquier sistema eléctrico. Se presentan las características básicas de la demanda eléctrica actual con sus ciclos diarios, semanales y estacionales, y se realizan varias estimaciones respecto de su crecimiento para las siguientes décadas. También se

realiza una descripción de los principales sistemas de generación tanto renovable como no renovable donde se profundiza en aspectos tales como su controlabilidad, potencia media, impacto ambiental, tiempo de construcción y vida media. Posteriormente se analizan aspectos

importantes relacionados con la sostenibilidad del sistema eléctrico y con los problemas que podrían aparecer en la transición hacia un sistema renovable. En este mismo capítulo ya se realiza un primer intento de sustitución energética con fuentes renovables que muestra

claramente como sólo con adecuados sistemas de almacenamiento se puede lograr una sustitución viable y que garantice el suministro de la demanda. En estos estudios se utiliza como sistema de ejemplo el de la Comunidad Foral de Navarra, de la que se disponía de

gran cantidad de información. Finaliza el capítulo con una presentación de las principales tecnologías de almacenamiento junto con valoraciones sobre su mayor o menor conveniencia en sistemas eléctricos de gran potencia.

En el tercer capítulo se desarrolla el objetivo central de la tesis, con la presentación de la estrategia general de operación definida para integrar de la mejor manera posible el máximo


6 | Cap. 1

de generación renovable en grandes sistemas eléctricos agregados que incorporan todo

tipo de generadores y almacenamientos. Esta estrategia ha sido fruto de muy diversos análisis e incluye diversos métodos particulares también explicados a lo largo del capítulo. En particular, la gestión coordinada de los sistemas de almacenamiento reversible e

hidráulico, la técnica de priorización de servicio de la generación renovable y la gestión de la demanda. El análisis y comprobación de esta estrategia se realiza utilizando un modelo matemático completo que permite simular la propia estrategia de operación así como los

distintos sistemas físicos constituyentes. El desarrollo de este modelo se presenta en detalle en este capítulo donde las distintas posibilidades de estudio y análisis que ofrece son mostradas utilizando el anterior caso del sistema eléctrico navarro. Una herramienta que es

posteriormente utilizada para la búsqueda y determinación de sistemas eléctricos concretos para España, cuyo resultado es en primer lugar la denominada curva de almacenamiento crítico. La cual permite relacionar el grado de sobredimensionamiento de un sistema renovable

cualquiera y su influencia sobre el tamaño de los almacenamientos que garantizan la cobertura de la demanda de forma óptima.

El análisis general del sistema eléctrico español peninsular se presenta en el capítulo

cuarto. Aquí se muestra, en primer, lugar el proceso de recopilación y preparación de la distinta información necesaria para la configuración del citado modelo de simulación, el

cual es incluso sometido a un proceso de validación para lograr la mayor credibilidad y fiabilidad en los resultados. De este proceso, quizá lo más relevante sea la preparación de las series horarias de producción potencial renovable agregada a nivel nacional por tecnologías,

que nos han permitido llevar a cabo estudios de hasta 10 años de operación. Las principales fuentes de información utilizadas han sido Acciona energía, REE, IDAE, AEMET y Greenpeace España. Este modelo ha sido utilizado para proceder a una extensa búsqueda de sistemas

renovables que trabajan según la estrategia de operación antes comentada. El resultado final de esta búsqueda son dos sistemas eléctricos 100% renovables, distintos en cuanto a la penetración relativa de los generadores renovables integrantes y los niveles requeridos

de almacenamiento. Ambas propuestas son sometidas a un detenido análisis de sensibilidad respecto de varios factores lo que ha permitido verificar su validez técnica. También en este capítulo se presentan los trabajos relacionados con la transición desde el estado actual de

sistema eléctrico hasta cada uno de los propuestos.

La validación económica de las dos propuestas principales se desarrolla a lo largo del quinto capítulo. La información utilizada tiene varias fuentes donde se destacaría la propia

de Acciona Energía, del boletín financiero Bloomberg y de informes de Greenpeace España. En primer lugar se realiza un estudio comparativo entre el sistema actual y los propuestos evaluados tanto a fecha actual como en el año 2050, fecha comúnmente empleada y que

establece un margen de tiempo suficiente para disponer de sistemas de generación renovables maduros y rentables económicamente. Para esta comparación se ha utilizado el denominado Coste Normalizado de la Electricidad o LCOE (Levelised Cost of Energy), cuyo

resultado demuestra la cercanía de costes generales entre todas las opciones planteadas. Pese a que todas estas estimaciones utilizan información extrapolada sobre posibles costes en décadas sucesivas, los resultados no resultan disparatados y mostrarían que el camino


Cap. 1 | 7

hacia las renovables ofrece incluso mejores perspectivas que una tendencia continuista en

el sistema eléctrico actual. Este análisis comparativo se extendió al comparar los citados sistemas actuales y futuros a través de los análisis de VAN y TIR. Estos análisis y los distintos estudios de sensibilidad realizados al respecto volvieron a corroborar la anterior conclusión,

y aún más, permitieron determinar con mayor precisión en qué condiciones financieras este cambio resultaría especialmente beneficioso. El camino emprendido hacia la generación renovable hace una década no ha sido aparentemente beneficioso para la generación de

ciclo combinado. En este capítulo se realiza un análisis que caracteriza esta influencia sobre la rentabilidad de dichas centrales y que permite entender mejor la afección actual, y especialmente la que tendría durante una hipotética transición hacia sistemas 100%

renovables. A este respecto, el anterior método de evaluación económico con LCOE es utilizado nuevamente para el análisis general de la transición y que ha permitido concretar que situaciones conllevarían mayor coste aunque sea de forma temporal.

En resumidas cuentas, el fin último de esta tesis no ha sido otro sino la demostración de la viabilidad técnica y económica de un sistema eléctrico 100% renovable en la España peninsular. Demostración que corroboraría mediante nuevos análisis, donde se utiliza

información real de producción de generadores renovables, una viabilidad que otros autores e instituciones desde hace tiempo ya han venido señalando. La evidente falta de sostenibilidad

que se deriva de la falta de recursos energéticos no renovables propios, los conocidos problemas políticos y medioambientales que conllevan y que previsiblemente aumentarán en próximas décadas, llevan al planteamiento de la vía renovable como posible medio y

solución para evitar graves problemas en el futuro. De hecho, aunque el análisis sobre las supuestas ventajas socioeconómicas de un cambio de modelo energético como el propuesto no ha sido trabajo directo de esta tesis, sí se han podido recopilar muchas aportaciones en

este sentido desde distintas fuentes fiables. Más aún, la plena consciencia sobre muchas de estas implicaciones estaría detrás sin duda alguna de la fuerte motivación que se ha tenido desde el comienzo de los trabajos y redacción de esta tesis. Por ello, mediante este trabajo

se pretende llamar la atención a las instituciones gubernamentales encargadas de elaborar los futuros planes energéticos para que atiendan de forma sostenible y creíble las importantes oportunidades de mejora tecnológica, industrial, laboral y social que ofrecería un cambio

hacia un sistema energético nacional soberano y 100% renovable.

Cap. 2 | 1

2CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO. GENERACIÓN, DEMANDA Y ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

2.1Introducción

Los primeros sistemas de generación y distribución eléctrica datan de finales del siglo

XIX. Eran sistemas centralizados, relativamente simples y con compromisos de calidad muy

esenciales. Difícilmente se podía llegar a prever la dimensión e importancia que estos sistemas

llegarían a tener pocas décadas después; y mucho menos, sus implicaciones geopolíticas,

sociales o sobre el medio ambiente. Fue durante la década de los 70, fruto de la acumulación

de daños causados por el desarrollo industrial sobre el medio ambiente, que parte de la

población comienza a sensibilizarse muy notablemente con los problemas medioambientales

derivados de dichas actividades y con la necesaria sostenibilidad de los sistemas energéticos

especialmente. Se crearon las primeras organizaciones ecologistas, Amigos de la tierra en

el 1971, Greenpeace en el año 1973, y en el año 1974 sale elegido el primer diputado verde

en el parlamento estatal de Suiza [BLA 01]. En España, en el año 1980 se promulgó la Ley de

Conservación de la Energía, todavía vigente tanto en lo legal como en su necesidad, que

perseguía un triple fin: reducir la dependencia del petróleo, fomentar el ahorro de energía

y promover las fuentes de energías renovables [BOE 1964]. La presente tesis quiere ofrecer

propuestas claras que permitan alcanzar el grado máximo de consecución de esta ley, al

menos en cuanto al suministro eléctrico se refiere. Es decir, no se trata en último término

de simplemente reducir sino de llegar a anular la dependencia en el sector eléctrico del

petróleo u otras fuentes no renovables, así como demostrar la viabilidad de las energías

renovables como sustitutos de las actuales manteniendo la garantía y calidad del suministro.

Para entender las motivaciones en primer lugar es necesario analizar ciertas características

generales tanto del sistema de generación actual como de las propuestas alternativas. En

particular, se ha realizado un estudio que evalúa varios aspectos relevantes relacionados

con la sostenibilidad del sistema de generación eléctrico: afección medioambiental,

controlabilidad, disponibilidad de recurso y coste de la generación.

En este capítulo se realiza además un primer intento de dimensionamiento de sistemas

renovables que permitan la sustitución eléctrica garantizada. Este estudio se ha realizado

para mostrar con claridad como el principal inconveniente es la aleatoriedad de los

principales recursos renovables, especialmente sol y viento. Problema que puede ser técnica y

económicamente resuelto con los adecuados almacenamientos energéticos [KAL 00] [ATI 10].

Viabilidad técnico-económica para un suministro eléctrico 100% renovable en España

2 | Cap. 2

Tal como se mostrará, sin estos almacenamientos no es posible plantear una sustitución

energética garante y viable económicamente. De hecho, se demuestra también que la

introducción de un cierto nivel de sobredimensionamiento de las fuentes energéticas reduce

notablemente el tamaño de los almacenamientos necesarios para la garantía total. Para

estos análisis se ha utilizado un modelo energético de la Comunidad Foral de Navarra bajo

la hipótesis de sistema aislado lo que facilita los estudios de integración de las fuentes

renovables. Sobre este sistema se dispone de amplia información técnica y de recurso

energético obtenida de diversas fuentes: Red Eléctrica de España (REE), Agencia Estatal de

Meteorología (AEMET) y Acciona Energía.

Existen diversas formas de almacenamiento de energía útiles en grandes sistemas

eléctricos. En este capítulo se realiza una introducción a aquellas que se han considerado

más adecuadas y se analizan aspectos tales como su afección al medio ambiente, capacidad

de seguimiento de la demanda, disponibilidad de recurso y coste. Tal como se mostrará,

los grandes sistemas hidráulicos parecen ofrecer las mejores opciones para grandes

almacenamientos alejados de la demanda y de los generadores, mientras que los sistemas

de aire comprimido (CAES) o electroquímicos, en general de menor potencia y capacidad de

almacenamiento, resultan un complemento interesante. Ambos sistemas permiten disponer

de una solución conjunta adecuada tanto a gran escala cómo a pequeña escala, lo cual

resultará necesario en los esperados escenarios futuros de generación renovable y de

consumo muy distribuidos.

2.2Demanda energética y eléctrica

Esta tesis está orientada al estudio de soluciones alternativas para la satisfacción de la

demanda eléctrica mediante fuentes renovables. Sin embargo, y tal como se ha mencionado

con anterioridad, la idea general subyacente de este y otros muchos análisis realizados es la

cobertura energética total a partir de las citadas fuentes de energía. Por ejemplo, la

organización Greenpeace España en el 2006 publicó el estudio Renovables 100% en el que

trataba de probar la viabilidad de una España 100% renovable respecto del consumo eléctrico.

Sin embargo, tan solo 4 años después, en su estudio Energía 3.0 trata de demostrar la

viabilidad de un sistema 100% renovable para el consumo energético total. De hecho, a

nivel comparativo entre diferentes países se debe prestar más atención al consumo

energético general, ya que hacerlo a través del consumo eléctrico puede resultar a veces

engañoso. Por ejemplo, en Europa el consumo eléctrico más alto está en Francia con

7.931 KWh por habitante en el año 2010, y esto es debido a que tiene una elevada potencia

instalada, siendo la mitad de ella nuclear (63 GW) [REE 10]. Esto le lleva a tener más

servicios electrificados que otros países que tienen menor potencia eléctrica instalada, lo

cual no implica forzosamente que el consumo energético total de Francia sea el más elevado.

Concretamente en España, el consumo eléctrico es aproximadamente el 21% del consumo

energético total [SEE 11]. La figura 2.1 muestra la evolución del consumo de energía primaria

mundial y de la OCDE desde el año 1995. En ella se aprecia el fuerte incremento del

CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ELÉCTRICO. GENERACIÓN. DEMANDA Y ALMACENAMIENTO ENERGÉTICO

Cap. 2 | 3

consumo mundial, lo cual no queda reflejado en la evolución de la demanda de los países

de la OCDE. Desde el año 2008 el consumo energético de los países no-OCDE supera al de

los de la OCDE [SEE 11]. Por ejemplo, los principales países de Asia, consumieron el 38,1% de

la energía mundial en el año 2010 frente a 15,8% en el año 1980, siendo los más

representativos China 20,3%, India 4,4%, Japón 4,2% y Corea del Sur 2,1%. Por el contrario

tanto Norteamérica como la UE redujeron su peso en la demanda mundial hasta el 23,1% y

el 14,4% respectivamente. Además, en el año 2010 los anteriores países asiáticos verificaron

un aumento global de su demanda del 5,3% mientras en la UE incluso se redujo en un 0,8%.

Figura 2.1 Consumo de energía primaria mundial

Fuente: La Agencia Internacional de la Energía [IEA 10]

Aunque es siempre aventurado hacer previsiones de la evolución de la demanda

energética, diversas fuentes (WEO, AIE, Shell [R]E) han facilitado estimaciones para los años

2030 y 2050, manteniendo la dinámica actual e incorporando medidas de eficiencia energética.

Debido a que el factor más influyente en la demanda es el económico, una misma fuente

puede modificar sus previsiones de futuro con el paso de los años en función de dicho

parámetro [REE 10]. Por ejemplo, la WEO estimaba en el año 2002 una demanda energética

primaria a nivel mundial para el año 2030 de 14.700 millones de TEP y esa misma fuente

pronosticaba en el año 2009 un consumo para el año 2030 de un 16% superior. Ese mismo

año la WEO presentó también su estimación de consumo para el año 2030 incluyendo

medidas de eficiencia energética, y que pronosticaba una reducción potencial del 15% si se

llevaban a cabo. La fuente Energy Technology Perspectives de la AIE mostró en el año 2010

una previsión de la demanda energética mundial para el año 2050 de 21.500 millones de

TEP y aplicando medidas de eficiencia energética estimaba una reducción del 30%.

La demanda eléctrica tiene la particularidad de presentar un perfil muy cíclico y previsible.

Esto es, a lo largo de un día el mayor consumo es al anochecer y el menor nivel de consumo

se verifica de madrugada, perfil que se mantiene todos los días del año. Por otro lado, los

días laborales tienen un consumo superior a los días festivos, mostrando otro pico de

demanda a aquellas horas de plena actividad laboral, es decir, entre las 10:00 y las 14:00.

Por otra parte a lo largo del año los meses de invierno son los de mayor demanda eléctrica

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

1995 1998 2001 2004 2007 2010

10

6 TE

P

Año

Mundial

OCDE


4 | Cap. 2

debido a la falta de luz, al uso de la calefacción y a una mayor permanencia en el hogar,

aunque el consumo durante el verano ha aumentado apreciablemente durante los últimos

años debido a las instalaciones del aire acondicionado. Como puede entenderse, estos

perfiles de consumo y sus variaciones diarias o estacionales son un reflejo de la actividad

económica, razón por la cual dependerán de los ciclos económicos. Además de este aspecto

esencial, hay otros dos factores que podrían afectar de forma importante en la demanda

eléctrica a corto-medio plazo, produciendo cada uno de ellos un efecto contrario en ésta: la

implementación de las medidas de eficiencia energética y la penetración a gran escala del

coche eléctrico. Por una parte las medidas de eficiencia energética deberían ocasionar un

ahorro en la demanda mientras que la penetración del coche eléctrico aumentaría ésta.

2.2.1 Efecto de las medidas de eficiencia energética sobre la demanda eléctrica

Las medidas de eficiencia energética tienen por objetivo principal reducir o incluso

eliminar aquellos consumos que claramente correspondan con ineficiencias. Por ejemplo,

reducir consumo eléctrico en iluminación vial por medio de nuevas tecnologías más eficientes,

o incluso suprimir puntos de iluminación manteniendo los niveles de seguridad recomendados

por la normativa. Este tipo de acciones se consideran parte fundamental en el camino

general hacia la sostenibilidad energética. La primera conferencia internacional sobre este

tema tuvo lugar en Austria el 5 de marzo del año 1988 en la que participaron 50 países. En

este encuentro se abordaron estrategias para afrontar la crisis energética y encontrar

posibles soluciones. Desde entonces se celebra el 5 de marzo el Día Mundial de la Eficiencia

Energética [INT 13].

Para conseguir una eficiencia energética a nivel global, las medidas asociadas deben ser

introducidas tanto en los entornos domésticos como en los industriales. Para reducir el

consumo energético, y en particular el eléctrico, a nivel doméstico existe un elevado número

de medidas que pueden ser aplicadas: optimización de la luz y ventilación natural, uso de

bombillas fluorescentes en lugar de incandescentes, uso de tubos fluorescentes en lugares

de iluminación artificial continuada, utilización de electrodomésticos con altos índices de

eficiencia, no utilización de los apagados de stand-by, y un largo etc. A nivel industrial cada

caso suele requerir un estudio particular. Las empresas que implementan y acreditan

medidas de eficiencia energética pueden obtener la certificación de “Empresa Energéticamente

Eficiente”. Para la consecución de dicho certificado se deben dar cinco pasos: comprobación

de la energía consumida, evaluación y análisis del ahorro potencial, planificación y análisis

coste/beneficio, aplicación técnica y finalmente certificación [TÜV 13].

En la actualidad todas las organizaciones relacionadas con la energía muestran el ahorro

de consumo que se tiene previsto conseguir a nivel mundial en sistemas futuros, fruto de la

implementación de medidas de eficiencia energética. Así el consumo de energía en la

propuesta eficiente para el año 2030 se reduciría entre un 14% y un 30% respecto a la

propuesta sin medidas de eficiencia. Las previsiones sobre este rango resultan muy variables

y dependen de la fuente de información que se consulte, siendo las más conservadoras Shell y


Cap. 2 | 5

la Agencia Internacional de la Energía y las más progresistas las de Greenpeace y las del

Consejo Europeo de Energía Renovable. En este sentido, las estimaciones para al año 2050

cifran ahorros potenciales entre el 25% y el 37% dependiendo igualmente de las distintas

fuentes [CAS 11].

Los países de economías emergentes en su carrera por conseguir el estado de bienestar

alcanzado por los países desarrollados, están más centrados en su crecimiento económico y

en asegurar el abastecimiento de la energía necesaria para dicho crecimiento, que en la

implementación de medidas de eficiencia energética y en la necesaria preservación del

medio ambiente [PNU 12]. Sin embargo, muchos de estos países se encuentran en una

posición privilegiada para implementar desde el inicio una política energética sostenible

que evite demandas energéticas per cápita exageradas, sistemas productivos dañinos con

el medio ambiente, etc.

Un complemento a las medidas de eficiencia pueden ser las técnicas de gestión de la

demanda eléctrica, que engloban diversas acciones estratégicas para desplazar durante el

día parte de la demanda de las horas punta a las horas valle [VER 09]. Lógicamente, son

técnicas aplicables a aquella parte de la demanda que presente la adecuada flexibilidad,

por ejemplo, procesos productivos que puedan reprogramase a horas valle sin perjuicio del

mismo. El porcentaje de la demanda técnicamente desplazable es complicado de conocer

aunque de la información obtenida por distintas fuentes se deduce que difícilmente

sobrepasaría el 30% [PEL 09]. La integración de técnicas activas de gestión de la demanda

en el sistema actual de control del sistema eléctrico resulta muy compleja. No obstante,

otras medidas menos complejas técnicamente sí pueden ser eficaces, y prueba de ello fue

la tarifa nocturna que suponía menor coste en la energía consumida de noche.

2.2.2 La nueva era del vehículo eléctrico y su impacto en la demanda eléctrica

El primer vehículo eléctrico data del año 1838, muy anterior al motor de combustión

(figura 2.2). De hecho, en el año 1900 el número de vehículos eléctricos vendidos superaba

a los de combustión. Sin embargo, la producción en masa de vehículos con motor de

arranque iniciada por Henry Ford en el año 1912, acompañada del descenso del precio de la

gasolina hizo que el coche eléctrico cayera durante décadas en el olvido [ALC 05]. A excepción

de prototipos y modelos anecdóticos, es en el año 1990 cuando General Motors presentó

su modelo “Impact”, el cual se puede considerar como el primer modelo comercial de la

nueva era del vehículo eléctrico. A partir de entonces continuamente se habla de la

penetración del coche eléctrico como un proyecto inminente aunque está resultando más

lento de lo previsto.

Si bien el consumo de energía del coche eléctrico es apreciablemente inferior al del

motor de combustión 0,2 KWh/km frente a 0,8 KWh/km, el hecho de no consumir generación

renovable resulta en cierta manera irracional. Esto supondría consumir energía de fuentes

fósiles para producir la electricidad de los medios de locomoción, elevando el consumo neto


6 | Cap. 2

y agravando aún más los problemas medioambientales y geopolíticos. Un futuro sostenible

para estos medios de transporte pasa sin lugar a dudas por utilizar energía eléctrica proveniente

de fuentes renovables.

Figura 2.2 Prototipo coche eléctrico. Siglo XIX

En información facilitada por Acciona Energía se estima que con un kilometraje medio

anual por vehículo de 15.000 km, serían necesarios 2,7 TWh de energía eléctrica anual por

cada millón de vehículos. En el caso de España esto supone aproximadamente el 1% de la

demanda; por ello, un parque móvil como el actual (alrededor de 25 millones de vehículos

eléctricos) implicaría un aumento de la demanda eléctrica en un 25%. Si además de la

incorporación del vehículo eléctrico se consideran las medidas de eficiencia energética,

produciendo el ahorro esperado según se ha presentado en el apartado anterior, y sabiendo

además que las baterías de los coches eléctricos se pueden además cargar mayormente en

las horas de demanda valle, probablemente el aumento neto esperado de demanda sea

claramente inferior al 25% antes citado. Razón por la cual, plantear este suministro a partir

de fuentes renovables aún parece más cercano y razonable.

Más aún, si se pretende caminar hacia un suministro energético general 100% renovable,

además del transporte haría falta electrificar muchos otros usos tanto domésticos como

industriales. Para poder disponer de cantidades muy importantes de electricidad generada

a partir de fuentes renovables y poderla entregar según lo solicite la demanda, una opción

extra de almacenamiento de larga escala temporal y espacial es la utilización del hidrógeno.

Este sistema permite la acumulación energética en lugares lejanos y/o en épocas de gran

disponibilidad energética renovable. Esta tecnología no ha tenido hasta la fecha el éxito

esperado pero sigue siendo una opción muy interesante y válida según muy diversas

organizaciones [CAS 11].


Cap. 2 | 7

2.3Características de la generación eléctrica

El actual sistema de generación eléctrica ofrece unos elevados índices de seguridad y

calidad del suministro, consecuencia de la importante experiencia acumulada durante

décadas de operación. Sin embargo, muchas tecnologías de generación renovable instaladas

en las dos últimas décadas no han incorporado las necesarias funcionalidades para

equiparar su operación a la de la generación existente. De hecho, su continua y masiva

penetración en las redes de muchos países ha ido acompañada de severos aumentos de

requerimientos en materia de seguridad, calidad y continuidad del suministro. Prueba de

todo ello son los cambios normativos introducidos en los denominados códigos de red de la

mayoría de países donde se imponen a las nuevas y a veces viejas instalaciones importantes

exigencias en materia de controlabilidad de la planta, previsión de generación, información

de estado, niveles de flicker, de armónicos, comportamiento ante faltas de red (huecos y

sobretensiones), fallos de frecuencia, etc. Por ello, cualquier sistema futuro de generación

eléctrica a partir de fuentes renovables se entiende que incorporará todas las

funcionalidades necesarias para lograr los mismos, sino mejores, estándares de calidad y

seguridad eléctrica [HUL 10]. Sin embargo, y tal como sucede en el actual sistema eléctrico,

las distintas funcionalidades y servicios auxiliares tienen una presencia o intensificación

distinta de unas tecnologías a otras [KIR 04]. Es decir, habrá aspectos que serán comunes y

que cualquier generador cumplirá sin mayores problemas, como por ejemplo niveles

aceptables de flicker, de armónicos, comportamiento frente a desequilibrios, etc. Sin

embargo, habrá otros servicios que estarán disponibles con mayor facilidad o eficacia en

algunas tecnologías con respecto a otras. En este sentido, la controlabilidad de la potencia

generada es un elemento clave. Un ejemplo claro es la mayor y más eficiente facilidad para

controlar una planta de biomasa frente a las opciones disponibles con un parque eólico. Esto

es debido a que la garantía de disponibilidad de potencia en el parque eólico depende de una

previsión de recurso mientras que en la planta de biomasa depende de un almacenamiento

energético suficiente. Además, modular la potencia de una planta eólica conllevará en la

mayoría de los casos la pérdida irreversible de recurso, hecho que lógicamente no sucede

en una planta que se alimenta de un recurso previamente almacenado [KAL 04].

Además de la controlabilidad existen otros factores susceptibles de tenerse en cuenta a

la hora de plantear la sustitución de generación no renovable. En esta tesis se han seleccionado

unos cuantos aspectos considerados de especial relevancia, los cuales se analizan tanto

para tecnologías de generación renovable como no renovable. Estos son el nivel de respeto

al medio ambiente (en este análisis únicamente se ha contemplado el impacto medioambiental

durante la fase de explotación, quedando fuera las etapas de construcción o

desmantelamiento), la disponibilidad del recurso, la duración de la vida útil (aspecto clave

en el análisis económico), el tiempo de instalación de las plantas, aspecto importante sobre

todo en la transición de un eventual proceso desde el actual al propuesto 100% renovable,

y por último el coste de la generación.


8 | Cap. 2

2.3.1 Generación eléctrica a partir de fuentes energéticas no renovables

La característica común de prácticamente todas las tecnologías de generación con base

no renovable es el requerimiento de un recurso que es limitado en el tiempo y que además

produce distintos efectos nocivos para el medio ambiente. Estas tecnologías de generación

reciben habitualmente el apelativo de “convencionales” debido al grado de madurez que

actualmente tienen. Sin embargo, en la presente tesis esta denominación se ha omitido

deliberadamente debido a que esta acepción debería ya actualmente incluir también

tecnologías renovables como las que utilizan biomasa o incluso viento (muchos parques ya

han superado los 15 años de operación continuada con demostrada eficiencia y fiabilidad).

En cualquier caso, la generación no renovable es la más extendida actualmente a nivel

mundial salvo en algunas excepciones como Islandia, Brasil y Tasmania que se proveen

principalmente de energía geotérmica e hidráulica.

Centrales térmicas de carbón

A diferencia de otros combustibles fósiles, el carbón es un mineral abundante en la tierra

y se encuentra distribuido entre un gran número de países [CIE 05]. Razón por la cual no

suele ser un elemento de especulación comercial grave que tenga asociados problemas

geopolíticos conocidos; a diferencia del petróleo, gas natural y uranio. No obstante, su

extracción resulta cada día más difícil y las altas medidas de seguridad requeridas han hecho

subir el precio de forma importante. En la UE el precio del carbón del año 2010 fue más de

dos veces superior al del 1987 [SEE 11]. Aun y todo se trata de una de las tecnologías más

económicas [BLO 12-3]. Los principales productores son: USA, China, Rusia, India, Australia,

Ucrania y Sudáfrica [WEO 12]. China e India, considerados a día de hoy grandes motores de

la economía mundial, disponen de muy pocas reservas de petróleo y gas natural por lo que

son muy proclives a esta tecnología. La dispersión de los yacimientos es la principal razón

por la que aun siendo una de las tecnologías más contaminantes todavía sea común

encontrarla dentro del mix de generación eléctrica de países desarrollados cuyos gobiernos

se resisten a prescindir de ellas. Por ejemplo, en el año 2011 en Sudáfrica el 93% de

generación eléctrica provino de plantas de carbón, en China el 79%, en Australia el 76%, en

India el 69%, en EU el 51% y en USA el 45% [WCA 11].

Las centrales de carbón tradicionales son consideradas a día de hoy unas de las principales

responsables del efecto invernadero, ya que por ejemplo, el 44% de las emisiones de CO2

en el mundo durante el año 2010 fueron debidas a la combustión del carbón [BAL 11]. Estas

centrales producen entorno a un Kg de CO2 por KWh producido [VAL 08]. Además generan

otras emisiones como son los óxidos de azufre y nitrógeno que producen una carga

contaminante para el agua y el suelo. Para tratar de mitigar este efecto se ha desarrollado

una nueva generación de plantas de carbón que incorporan un sistema de captura de CO2:

CCS (Carbon Capture and Storage). Este sistema, captura y confina el CO2 en bolsas en el

interior de la tierra, reduciendo aproximadamente el 80% de las emisiones de CO2 a la

atmósfera. Después de varios intentos, la primera planta (Schwarze Pumpe) provista con


Cap. 2 | 9

sistema CCS está funcionando desde el año 2008 en Vattenfall (Alemania) acumulando el CO2

a 800 metros de profundidad [TER 08]. Estos sistemas no están libres de polémica y muchas

voces reconocidas opinan que simplemente son formas de esconder el problema en lugar

de solucionarlo; y que además incrementan de forma apreciable el coste de la generación

[CCS 05]. Una central con sistema CCS requiere, además de una inversión inicial del orden de

dos veces mayor que el de una central convencional, un consumo adicional de recurso

primario de aproximadamente el 40% ya que precisa energía para el proceso de separación

del CO2, su transporte y posterior compactación. No se dispone de datos exactos sobre el

coste de estos procesos, pero si se tiene constancia de lo ocurrido en la planta piloto

provista de CCS de Mongstad (Noruega 2006). El gobierno noruego tras invertir más de

1.000 millones de euros para su desarrollo, en mayo 2010 informó que debido a problemas

técnicos y falta de rentabilidad la central térmica empezaba a producir como una planta

convencional, es decir sin sistema CCS. Las palabras textuales que se trasladaron a la prensa

fueron: “la tecnología CCS demostró ser más cara de lo esperado y hubiese costado más que

toda la central térmica. Todo es mucho más complicado de lo que habíamos supuesto hace

cuatro años” [SCH 11]. De lo anterior se deduce que, si uno de los principales motivos del

alto grado de penetración de las plantas de carbón es el bajo coste del mineral, la

introducción de nuevos costes orientados a la reducción del impacto ambiental, hará cuando

menos, cuestionarse la rentabilidad de dichas plantas.

La capacidad de reacción de las centrales de carbón ante diferentes consignas de

operación es limitada. Por una parte no gozan de la agilidad de las centrales hidroeléctricas,

la cual permite frecuentemente ajustar la generación a la demanda eléctrica y por otra no

se ven sometidas a la rigidez de las centrales nucleares o a la aleatoriedad del recurso de

las fuentes renovables (sol y viento). Aunque hay plantas de diferentes potencias, es

frecuente que su potencia media se encuentre alrededor de los 400 MW [REE 10]. El

periodo de construcción de las plantas de carbón es relativamente largo, del orden de 4

años, y su vida útil supera generalmente los 40 años.

Centrales de fuel

Estas tienen usos muy diversos, desde pequeños grupos diésel (unos pocos cientos de

KW) que se utilizan para satisfacer la demanda eléctrica en lugares remotos y su fabricación

es en serie, hasta grandes centrales conectadas a red que pueden alcanzar los 1.000 MW. El

periodo de construcción es alrededor de los dos años. Las centrales de fuel que se construyen

en la actualidad disfrutan de una generosa capacidad de control. En el año 2012 se inauguró

en Marruecos la central de Kenitra (figura 2.3) con tres grupos de 110 MW cada uno de

ellos. Según información proporcionada por Acciona Energía, su potencia puede variar en

intervalos cortos de tiempo entre 50 MW y 110 MW. Igualmente los pequeños grupos diésel

ofrecen una alta capacidad de reacción ante consignas de control lo que facilita la gestión

del seguimiento a la demanda.


10 | Cap. 2

Figura 2.3 Central de Kenitra. Marruecos

Las reservas de petróleo al igual que las de gas natural están concentradas en muy pocos

países. El 97% de las reservas petrolíferas están localizadas en 10 países: Venezuela, Arabia

Saudí, Canadá, Irán, Irak, Rusia, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, Libia y Nigeria y el 55% en

oriente medio [WEO 12]. Esta concentración tal alta del recurso en tan pocos países, siendo

varios de ellos políticamente inestables, conlleva al resto a estar sometidos a unas

condiciones de suministro difíciles de predecir y que implican grandes variaciones de precio.

El mayor inconveniente técnico de este tipo de centrales y motivo de su recesión es su

alto nivel de emisiones de CO2 (entorno a 0,8 Kg/KWh), óxidos de azufre y nitrógeno [CNE 03].

Estas plantas tuvieron su mayor penetración en los años 1970, cuando todavía la sensibilidad

por el medio ambiente era relativamente baja. Actualmente en los países desarrollados,

debido a las altas emisiones de productos nocivos para el medio ambiente, son las últimas

que se utilizan en el mix de generación. De hecho, y tal como se muestra en la tabla 2.1 en

España es una tecnología claramente decadente y casi en proceso de apagado definitivo.

Sin embargo, algunos países en vías de desarrollo con demanda eléctrica creciente consideran

positivamente esta opción debido al bajo coste actual de la materia prima.

Tabla 2.1 Evolución de las centrales de fuel en España

Centrales Fuel en España 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Potencia instalada (MW) 6.647 4.768 4.401 3.008 2.860 2.540

Energía eléctrica producida (GWh) 5.905 2.397 2.378 2.082 1.825 0

Factor de capacidad(%) 10,1 5,7 6,2 7,9 7,3 0,0

Fuente: El sistema eléctrico español 2011, [REE 11]


Cap. 2 | 11

Centrales de Ciclo Combinado

La construcción de plantas de ciclo combinado está altamente estandarizada debido a

su elevado grado de madurez tecnológica. Su unidad modular más común es de 400 MW y

el periodo de construcción es de tan solo dos años. Esto es una ventaja respecto a los largos

periodos de construcción de las centrales de carbón y las plantas nucleares. En cambio su

vida útil es del orden de 30 años, inferior a las tecnologías antes mencionadas.

Una de las principales ventajas de los grupos de ciclo combinado es su corto periodo de

reacción ante consignas de regulación de potencia, lo que facilita la gestión de seguimiento

de la demanda. No obstante, para ser efectivas en su regulación instantánea deben

permanecer activas, ya que sino la puesta en marcha en frío requiere del orden de una hora

[SAB 06]. De hecho, debido a la aleatoriedad existente en la evolución instantánea de la

potencia, consecuencia de la variación de la demanda, de la generación eólica y solar, etc., las

plantas de ciclo combinado resultan claves a la hora de equilibrar el suministro.

Aunque se trata de una tecnología madura, su aparición en los mixes de generación es

reciente. Concretamente en España se pusieron en marcha por primera vez en el año 2003,

coincidiendo en gran medida con la época de mayor nivel de instalación de parques eólicos,

[REE 05]. Su impacto ambiental es claramente conocido aunque resulta admisible de acuerdo

a las normativas ambientales actuales, especialmente si se comparan con la generación a

partir de carbón. En este sentido, las emisiones de CO2 se reducen en un 60%, emitiendo

alrededor de 0,4 Kg de CO2 por KWh producido y las de NOx resultan ser del orden de 6 veces

menores [VAL 08].

Uno de los mayores enigmas de los combustibles fósiles es la falta de información

acerca de las reservas existentes y su posibilidad de extracción. Continuamente se escuchan

noticias alarmistas respecto al limitado recurso existente en el planeta y en paralelo

noticias sobre el descubrimiento de nuevas bolsas de combustibles. Además de esto, es

preocupante la concentración de las reservas de gas natural en unos pocos países y varios

de ellos con una gran inestabilidad política. El 77% de las reservas comprobadas están

concentradas en tan solo 10 países: Rusia, Irán, Qatar, Turkmenistán, Arabia Saudí, EEUU,

EAU, Nigeria, Venezuela y Argelia [WEO 12]. El mercado de este combustible admite mucha

especulación comercial lo que conlleva a la incertidumbre y fuertes variaciones sobre el

precio del mismo. Éste fue, en el año 2001 en la UE, prácticamente la mitad que el precio

en el año 2010, aunque su coste de generación se encuentra actualmente entre las tecnologías

más económicas [SEE 11] [BLO 12-2]. Recientemente se ha publicado el descubrimiento de

nuevos yacimientos del llamado “Shale Gas”, donde se encuentran cantidades muy importantes

de gas distribuidas por muchos países [GOI 13]. Los cuatro países que están a día de hoy a la

cabeza de este recurso primario son China, USA, Argentina y México. Por disponer de un

orden de magnitud, México ha anunciado que los yacimientos de “Shale Gas” que se

conocen en dicho país son suficientes para abastecer sus necesidades energéticas durante

aproximadamente 100 años. Valoración realizada sin tener en cuenta las implicaciones que

sobre el medio ambiente tendría la utilización masiva de este recurso.


12 | Cap. 2

Cogeneración

Esta tecnología se analiza en este apartado ya que a día de hoy la mayor parte de ellas

utiliza el gas natural como combustible, concretamente en España el 73% [REE 10]. Estas

plantas tienen como filosofía el maximizar la eficiencia del proceso productivo que tienen

asociado, llegando a cifras del orden del 85%, apreciablemente superior al de cualquier otra

tecnología relacionable [ESP 07]. Ésta, entre otras razones, otorga a estas plantas ciertas

ventajas normativas similares a las que disfrutan las tecnologías renovables aun cuando

claramente utilizan combustibles fósiles.

Hoy en día la mayor parte de estas plantas se instala en la industria de la alimentación, en

la industria papelera y en la industria de la refinería [SEE 11]. Y su grado de controlabilidad

depende del proceso productivo concreto al que están asociadas, encontrando en muy pocas

ocasiones un alto porcentaje del mismo. El grado de respeto del medio ambiente depende

del combustible que utilizan.

Por otra parte, normalmente son plantas de pocos megavatios (raramente superan los

50 MW) con lo que su periodo de construcción no es excesivamente largo, entorno a dos

años. La potencia promedio de las plantas de cogeneración de España asociadas a la

industria de la refinería es 48,4 MW y la potencia media asociada al resto de los sectores es

inferior a los 20 MW [SEE 11]. Debido a su alto nivel de eficiencia y sus reducidas potencias,

la tecnología de las plantas de cogeneración alimentadas con biomasa es una tecnología a

tener en cuenta cuando se camina hacia un escenario 100% renovable.

Nuclear

Se trata de una tecnología cuya capacidad de regulación es muy reducida, ya que el

diseño de las plantas actuales fue concebido para trabajar a potencia nominal, aportando lo

que se denomina “generación base”. El 6 de abril del 2013, debido al muy elevado recurso

hidrológico, se generó la mínima energía nuclear de los últimos 15 años en España. Su

potencia se redujo desde los 7.000 MW hasta los 6.000 MW requiriendo para ello

aproximadamente 10 horas, lo cual inhabilita a las plantas nucleares existentes para atender

a consignas rápidas de demanda. Francia es el país con creces que mayor porcentaje de

energía nuclear tiene en su sistema energético, el 51% de su potencia instalada es nuclear a

través de la cual produce aproximadamente el 75% de la energía eléctrica total [REE 10].

Los picos de demanda los garantiza con centrales de ciclo combinado e hidráulica. En la

actualidad se está construyendo una planta experimental en Finlandia, precisamente con

tecnología francesa (Areva), que se supone permitirá un mayor grado de control de la

generación. Su potencia podrá variar de 990 a 1.650 MW con una rampa de 82 MW por

minuto [ARE 10]. Se trata de una tecnología tan sofisticada que su puesta en marcha está

siendo más problemática de lo esperado. Fue presupuestada en 3.500 millones de euros y

su coste a fecha actual ha sido de 5.500 millones de euros, y aun no se tiene claro cuánto

costará finalmente ni cuándo acabará su construcción [SCH 11].

El periodo de construcción de las centrales clásicas es de entre 5 y 8 años aproximadamente.

El aumento de medidas de seguridad tanto de carácter técnico, medioambientales como de


Cap. 2 | 13

prevención ante atentados ha hecho que este plazo lejos de disminuir aumente [BOE 292].

Países como China e India, con una demanda eléctrica muy creciente tienen previsto

suministrar ésta en gran medida con energía nuclear; aunque, claramente necesitan

alternativas más rápidas de construcción que las plantas nucleares para poder satisfacer el

aumento de la demanda a corto plazo. Respecto a la vida útil no existe una homogenización

clara ya que su apagado está actualmente más ligado a decisiones y planteamientos

políticos que a cuestiones puramente técnicas. De hecho, si Alemania cumple sus actuales

planes de apagado de centrales, éstas habrán trabajado un promedio de 32 años [GOM 11]

[CER 11]. Sin embargo, las plantas españolas se construyeron para 40 años habiéndose

prorrogado su vida en algunas, como por ejemplo en la central de Garoña, la cual ha

disfrutado de al menos 8 años más. Igualmente, en EEUU la vida útil de muchas plantas se ha

extendido enormemente llegando incluso a los 60 años [BOE 158] [RLR 12].

En el mundo hay 442 centrales nucleares con una potencia entorno a los 1.000 MW en la

mayoría de ellas; distribuidas en 30 países aunque el 80% se encuentran en tan solo 10 [SEE 10].

Destacar la penetración de esta tecnología en EEUU, Francia y Japón con 104, 58 y 54

reactores respectivamente. Este último ha desactivado gran parte de ellos debido al grave

accidente de Fukushima en marzo del año 2011. Tal como se ha citado, tanto China como

India tienen planes nucleares muy agresivos. China tiene en la actualidad 13 reactores en

operación y 27 en fase de construcción, lo cual implicaría pasar de los 10 GW actuales a 80

GW. A modo de referencia Francia tiene en la actualidad 63 GW instalados. En India en el

año 2010 había 4,8 GW instalados, 5,3 GW en fase de construcción y anunció un plan para

alcanzar 63 GW nucleares en el año 2032.

La materia prima necesaria es Uranio, en principio relativamente abundante en la

naturaleza, aunque concentrado en unos pocos países, los cuales establecen un férreo

control que produce inestabilidad de precios en su comercialización a nivel internacional

[UPC 13]. Pese a todo, según algunos indicadores fiables se trata de una generación

económica [BLO 12-3]. En el año 2010, los cinco primeros productores a nivel mundial

fueron Kazajstan, Canada, Australia, Namibia y Niger, suministrando más del 80% de la

demanda mundial [WNA 12].

Estas plantas son claramente nocivas para el medio ambiente, no tanto por sus

emisiones de CO2, que aunque existen son apreciablemente inferiores a las generadas por

las centrales térmicas (0,009 Kg de CO2 por cada KWh producido), sino por los residuos

radiactivos que generan. Sin olvidar que el anterior balance de CO2 no ha tenido en cuenta

los elevados índices de emisiones consecuencia de los procesos de extracción y de

preparación previas a su entrada en las centrales, aspecto que continua y deliberadamente

se oculta por parte de esta industria. Existen continuas investigaciones para buscar el

tratamiento óptimo de los residuos, pero a día de hoy y sin atisbo claro de solución, estos

originan un peligro para la sociedad que además durará miles de años. El coste de las

distintas externalidades (gestión segura de los residuos, seguridad de operación,

desmantelamiento de la central, prevención de atentados, etc.), lejos de situarla como una

generación económica, podría convertirla en una generación inviable [CAS 06].

Adicionalmente, accidentes como el de Chernobyl (Ucrania 1986) y Fukushima (Japón 2011)


14 | Cap. 2

han puesto en estado de alerta a toda la sociedad. Tras éste último accidente los países

adoptaron diferentes posiciones, Alemania anunció que desactivaría todas las centrales

mientras que India confirmó su agresivo desarrollo nuclear. Una mención especial merece

Australia, que encontrándose entre los tres primeros productores de Uranio a nivel mundial,

en su mix de generación no tiene ni una sola central nuclear [WEO11].

Recurso procedente de residuos sólidos urbanos (RSU)

Los residuos sólidos urbanos son deshechos originados en los diferentes procesos de

consumo con lo que no son renovables. Su poder calorífico es bajo (1.200 kcal/kg), por lo

que el rendimiento de sus plantas es pobre, entorno al 20%, requiriendo aportación de

combustibles fósiles para facilitar el proceso de generación [REE 10]. Estas plantas no están

concebidas para suministrar los picos de demanda sino para aportar una “generación

base”. El límite de la potencia a instalar viene dado por la cantidad de recursos sólidos

urbanos generados por la sociedad. Al igual que las centrales de biomasa, las incineradoras

deben dimensionarse en función del potencial recurso en sus inmediaciones; evitando así

grandes desplazamientos de éste. Es por ello que las plantas tienen una capacidad de unas

pocas decenas de megavatios y su construcción no supera el año. La diferencia con las

plantas de biomasa respecto a la ubicación radica en que el recurso de la biomasa se localiza

en ubicaciones remotas (alejado del gran consumo) mientras que el recurso orgánico urbano

como su nombre indica se genera en las poblaciones por lo tanto las incineradoras se

construyen cerca de la demanda. A nivel de generación eléctrica son Alemania, Francia e

Italia los países europeos con mayor producción eléctrica a partir de plantas incineradoras.

España produce únicamente 1,6 TWh anuales, un 25% de la generación de Alemania. Los

procesos de incineración de residuos urbanos pueden llegar a tener relevancia en procesos

de generación de calor, países como Suecia y Dinamarca generan 10,3 TWh y 6,8 TWh

respectivamente [PER 10]. España con una potencia instalada de 150 MW, incinera tan solo

un 6% de los residuos generados.

El mayor inconveniente del proceso de incineración son las emisiones gaseosas (los más

representativos son: NOX, SO2, CO), de residuos sólidos (cenizas) y efluentes líquidos nocivos

para el medio ambiente. Nuevas técnicas de combustión y filtrado han hecho reducir estas

emisiones aunque todavía son un punto de controversia grave entre los promotores, los

organismos estatales y los grupos ecologistas. Gran parte de las protestas surgen del

oscurantismo total en los datos, de la dudosa eficacia del proceso así como de la detección

de niveles inaceptables de otros contaminantes no mencionados antes y especialmente

perjudiciales para la salud [PUI 10]. En las propuestas 100% renovable que se presentan en

esta tesis, esta tecnología no se considera ya que su recurso no es renovable y además

requiere de combustibles fósiles para apoyar al proceso de combustión. No obstante, Red

Eléctrica de España incluye esta tecnología entre las renovables [REE 10].


Cap. 2 | 15

2.3.2 Generadores renovables de potencia controlable

Tal como se ha mostrado en el apartado anterior los sistemas de generación eléctrica a

partir de fuentes energéticas no renovables presentan evidentes síntomas de insostenibilidad.

De hecho, estos problemas se encuentran también en otros sistemas como el transporte y

otros usos energéticos industriales, agrícolas y domésticos, casi todos ellos fuertemente

dependientes del petróleo. Por todo ello y tal como se ha señalado antes, los nuevos planes

energéticos de cualquier país deberían afrontar decididamente la situación y proponer una

sustitución estratégicamente programada por fuentes renovables para las siguientes décadas.

No obstante, las propuestas de sistemas basados en recurso 100% renovable deben asegurar

técnicamente las prestaciones y niveles de calidad actuales. En este sentido un aspecto

esencial es la capacidad de reacción de la potencia eléctrica ante consignas de control para

poder adaptarse a la demanda. No todas las tecnologías con base renovable ofrecen las

mismas posibilidades. Los generadores que utilizan una fuente energética previamente

acumulada, tales como las centrales hidráulicas, de biomasa e incluso geotérmica, pueden

regular con mayor facilidad que aquellas que dependen de un recurso energético variable,

en particular sol y viento. En este apartado se presentan las tecnologías que ofrecen

mayores niveles de controlabilidad y se analiza junto a ésta otros aspectos relevantes

similares a los utilizados con la generación no renovable: respetuosidad con el medioambiente,

recurso potencial, coste de generación, potencia de las plantas, periodo de construcción y

su vida útil.

Centrales de Biomasa

Conceptualmente se trata de una tecnología convencional que dispone de un almacén

con el recurso primario específico que utilice, sea biogas, pellets, paja, serrines, etc. Es decir,

técnicamente es un proceso estándar de turbina de vapor y generador eléctrico. Por ello, el

periodo de construcción de una planta de 50 MW es aproximadamente dos años. Estos

sistemas se diseñan habitualmente bajo criterios específicos de rentabilidad y por ello se

plantean como generadores base. Esto es, con el fin de trabajar de forma continua y

aproximarse al máximo posible a una producción anual lo más alta posible, por encima

habitualmente de las 8.000 horas. Esto implica que en su diseño actual no se incluyan los

elementos que permitan una regulación de la potencia a demanda. Lógicamente, esta

posible capacidad de regulación resulta más o menos factible dependiendo de la fuente

energética primaria. Por ejemplo, en el caso de centrales de biogas resulta relativamente

fácil alcanzar el grado de controlabilidad de las centrales de ciclo combinado. Aunque no es

tan sencillo con otros combustibles.

Desgraciadamente, el recurso de la biomasa es limitado y desde el punto de vista

energético es el factor que determina la potencia susceptible de ser instalada. Un punto

sensible es su transporte a las plantas de generación. Existe una distancia máxima a partir

de la cual pierde sentido el abastecer a la central, ya que la energía consumida durante el

transporte del recurso es considerable respecto a la energía que produce, pesando el coste


16 | Cap. 2

del transporte demasiado en el balance económico. En este sentido, el Departamento de

Operación de las plantas de biomasa de Acciona Energía considera que el recurso no debiera

desplazarse más de 100 km. La potencia de las plantas oscila, en función del recurso, desde

uno pocos megavatios hasta decenas de ellos. Debido a la necesidad de ubicar las plantas

cerca del recurso, normalmente en zonas rurales, estas centrales se convierten en fuente

de riqueza local de larga duración, ya que como mínimo se plantean para una vida de 30 años.

Existen dos tipos de recurso: residuos (forestales y agrícolas) y cultivos energéticos

(herbáceos y leñosos). El primero se obtiene de las explotaciones existentes con lo que no

requiere terreno adicional mientras que las plantaciones de cultivos energéticos si lo

requieren. Algunos países han visto una importante oportunidad de negocio en estos cultivos;

llegando a verificarse prácticas abusivas que han afectado al precio de productos alimentarios

esenciales, desplazados por los nuevos cultivos, e incluso tristes sucesos de desalojo forzado

de algunas poblaciones indígenas de las tierras que ocupaban [EUC 12]. Lógicamente, las

prácticas agrarias han de ser las adecuadas para que este recurso adquiera el debido apoyo

y sea una opción sostenible de futuro. En principio, el planeta cuenta con superficie suficiente

para poder disponer de productos agroalimentarios y productos energéticos, aunque se

requiere para ello una gestión agrícola justa y sensata [FER 04]. En la tabla 2.2 se muestra el

coste durante el año 2012 en España de los diferentes tipos de biomasa en función del peso

y del poder calorífico de éste, donde se aprecia que son más costosos los cultivos

energéticos que los residuos agrícolas y forestales. Estos datos han sido facilitados por el

Departamento de Operación de las plantas de biomasa de Acciona Energía. A día de hoy la

generación en plantas de biomasa tiene un coste considerablemente superior al de la

generación no renovable sin considerar las externalidades [BLO 11-1].

Tabla 2.2 Coste de la generación eléctrica mediante biomasa

Tipo Biomasa Ratio neto Tm/MWh

Coste €/Tm

Coste €/MWh

Paja Zona A 0,88 75 66

Paja Zona B 0,86 51 44

Paja Zona C 0,82 55 45

Maíz 1,00 63 63

Residuo forestal 1,00 48 48

Podas agrícolas 1,00 39 39

CCEE herbáceo 0,8 110 97

CCEE leñoso 1,00 65 65

Fuente: Departamento de Operación de Acciona Energía

Respecto a las emisiones de gases invernadero, indicar que la combustión de la biomasa

emite la misma cantidad de CO2 a la atmósfera que la que antes consumió para su crecimiento,


Cap. 2 | 17

resultando el balance neutro [RIC 07]. El balance queda únicamente descompensado por el

CO2 que se genera durante el transporte del recurso de la biomasa hasta la central. Se

estima que el CO2 emitido a la atmosfera durante el transporte es del orden del 5% del flujo

del CO2 durante el ciclo de crecimiento y posterior combustión de la biomasa. No se puede

decir lo mismo de la combustión de materiales fósiles ya que durante su combustión

liberan CO2 a la atmósfera que antes estaba confinado dentro de la tierra lo que supone un

claro desequilibrio.

Tal como se demuestra a lo largo de esta tesis, el recurso de la biomasa resulta esencial

en las propuestas para un suministro eléctrico 100% renovable. Sin embargo, también lo es

para alcanzar un suministro 100% renovable de la demanda total de energía. Es decir, es un

recurso adecuado para sistemas de calefacción, de agua caliente sanitaria, etc. [RIC 07]. No

obstante, en este asunto particular hay que incidir en la necesaria coordinación de acciones

con las medidas de eficiencia y ahorro energético. No parece muy sensato simplemente

quemar biomasa en lugar de gas sin la mejora tanto del aislamiento de los locales como de

las instalaciones distribuidoras de calor: nuevos circuitos, mayor control, etc.

Por otra parte y tal como se ha presentado anteriormente, las plantas de cogeneración

en su mayor parte están alimentadas por centrales de fuel o de gas natural. Sin embargo,

en muchos casos son perfectamente adaptables a la utilización de biomasa, pasando a

formar parte de la generación renovable, aunque en este caso su controlabilidad está

condicionada por el proceso productivo asociado.

Geotermia

La generación eléctrica a través del recurso geotérmico se fundamenta en un proceso

estándar de turbina de vapor. Existen dos tecnologías diferentes para proveerse del agua a

la temperatura apropiada. La que inyecta el agua al interior de la tierra hasta encontrar una

superficie caliente (EGS/HDR) y la que requiere de un pozo acuífero a una cierta temperatura.

Dentro de esta última, a su vez y en función del estado del agua que se encuentra en el

pozo se utilizan diferentes tecnologías: vapor seco (recurso: vapor), flash (recurso: vapor/líquido)

y ciclo binario (recurso: líquido). Al igual que las plantas de biomasa, actualmente las geotérmicas

se diseñan para proporcionar potencia base aumentando con ello su rentabilidad. No obstante,

no parece haber impedimentos técnicos para concebir estos generadores con una alta

capacidad de control de la potencia.

La cantidad de recurso disponible está directamente relacionado con la tecnología. El

recurso potencial de las tecnologías que requieren acuíferos a temperatura elevada en el

interior de la tierra es más escaso que el de la tecnología EGS. Las figuras 2.4 y 2.5 muestran

la temperatura de los acuíferos y de la roca en Europa.


18 | Cap. 2

Figura 2.4 Temperatura de los acuíferos de Europa a 1 km de profundidad

Fuente: European Commission, Geothermal Energy

Figura 2.5 Temperatura de la roca en Europa a 5 km de profundidad

Fuente: European Commission, Geothermal Energy

A priori se trata de una tecnología respetuosa con el medio ambiente. Los residuos y

emisiones de gases que produce son muy bajos en comparación con otras fuentes de energía.

Estos provienen de los compuestos salinos y los gases disueltos que lleva el fluido termal y

que en ocasiones requieren un tratamiento antes de liberarlos a la atmosfera [IGM 08]. Las

plantas de vapor seco y flash pueden además generar emisiones de compuestos sulfurosos,

los cuales no son nocivos para el medio ambiente, pero si despiden un olor que puede llegar a

incomodar a poblaciones cercanas. Adicionalmente, debido a las perforaciones que implica esta

tecnología se puede crear niveles elevados de sismicidad inducida, lo cual requiere llevar a cabo

minuciosos estudios sísmicos previos a la construcción [IGM 08]. En diciembre del 2009, el

gobierno suizo anunció que definitivamente paralizaba el proyecto de una central geotérmica


Cap. 2 | 19

que se estaba llevando a cabo cerca de Basilea, debido a los pequeños terremotos que se

produjeron (magnitud alrededor de 3,5 en la escala Richter) durante su construcción en

el invierno del año 2007 y que ya entonces motivaron la suspensión de las obras

temporalmente [GLA 09].

Actualmente hay instalados en el mundo aproximadamente 11.000 MW, los cuales a

excepción de alguna planta experimental de la tecnología EGS/HDR (Soultz sous-Fôrets en

Francia con una potencia de 1,5 MW) requieren de acuíferos [WEO 12]. En la tabla 2.3 se

muestran los países de mayor potencia instalada en plantas geotérmicas. En el año 2050

gracias a la previsión de penetración de la tecnología EGS/HDR se estima que la potencia

instalada aumente apreciablemente. Estados Unidos prevé una en el año 2020 una

potencia instalada de 10.000 MW en centrales de tecnología EGS/HDR y en el año 2050 de

100.000 MW [IGM 08]. Resaltar que en Islandia a día de hoy el 27% del consumo energético

proviene de plantas geotérmicas.

Tabla 2.3 Potencia instalada en plantas geotérmicas en el mundo. Año 2010

País MW 2010

USA 3.101

Filipinas 1.904

Indonesia 1.197

Méjico 958

Italia 842

Nueva Zelanda 792

Islandia 575

El Salvador 204

Kenya 167

Costa Rica 166

Otros 986

Total 10.892

Fuente: Enel Green Power [BER 10]

La tecnología flash permite centrales de mayores potencias debido al tamaño de los

acuíferos aptos para esta tecnología. La central mayor del mundo se encuentra en Islandia

(Hellish Heidi) con una potencia de 303 MW. Las plantas de ciclo binario tienen potencias

entorno 10 MW, y el recurso está normalmente más profundo que el de las plantas de

tecnología flash. La tecnología EGS/HDR está todavía en fase de desarrollo con experiencias

de pequeña potencia todavía, en torno a los 5 MW.

El plazo de construcción varía dependiendo de la tecnología y del tamaño previsto de la

planta. Cualquier tecnología tiene dos procesos de construcción bien diferenciados: perforación

y planta de producción, aunque ambos pueden ejecutarse en paralelo. El proceso de perforación

dura entre 12 y 24 meses y es aquí donde se esperan grandes avances. La planta de producción


20 | Cap. 2

se construye en aproximadamente 18 meses que es lo que cuesta construir cualquier

proceso de turbina de vapor. La vida útil se estima entorno 30 años.

De lo anterior descrito se deduce que esta tecnología es una de las más convenientes:

renovable, controlable y recurso gratuito. Las plantas flash y binarias son competitivas a

nivel de coste [BLO 11-4]. Actualmente se están utilizando muchos esfuerzos en alcanzar un

nivel alto de desarrollo de la tecnología EGS/HDR, aunque debido a que se encuentra en

una fase de desarrollo preliminar su coste es todavía muy elevado.

Gran hidráulica

Los grandes proyectos hidráulicos poseen dos características principales. En primer lugar

son generadores renovables que aprovechan el recurso natural hidrológico con coste mínimo.

Y en segundo lugar, poseen un sistema de almacenamiento del recurso que posibilita la

controlabilidad de la potencia generada. En la presente tesis este almacenamiento energético

tiene un tratamiento particular y se contabiliza como un almacenamiento de vital importancia

a la hora de integrar otras energías renovables en el sistema eléctrico. Aun siendo una

tecnología que alcanzó su máximo en la curva de aprendizaje hace decenas de años y

prácticamente no ha sufrido modificaciones, debido a su agilidad ante consignas de control,

todavía no hay una opción que mejore su capacidad de adaptarse a la demanda. Su única

limitación es la disponibilidad del recurso hidrológico, y tal como se dijo anteriormente, a

nivel de coste de generación es una de las más económicas [BLO 12-2].

Respecto al recurso, en la figura 2.6 se muestran la potencia existente y la potencial

según los diferentes continentes. A excepción de Europa donde existe escaso potencial para

nuevas centrales, en el resto del mundo todavía hay mucho margen para nuevas centrales.

Mención especial merece Brasil, donde alrededor del 65% de la potencia instalada son

centrales hidráulicas: 89 GW [WEO 12]. En Europa el grado de aprovechamiento hidráulico

difiere mucho de un país a otro al ser un recurso muy dependiente de las características

orográficas. Estas diferencias se aprecian claramente en la tabla 2.4 donde se muestra la

potencia hidráulica y total instalada de algunos países. Indicar que el recurso puede variar

mucho de un año a otro, pudiendo darse el caso de que la precipitación de un año sea el

doble que su año consecutivo [REE 10].

Figura 2.6 Potencia hidráulica instalada y potencial en el año 2010

Fuente: [CIE 05]


Cap. 2 | 21

Medioambientalmente hay opiniones que achacan a los embalses hidráulicos de crear

un importante impacto visual y alteraciones en la fauna y en la flora, aunque es siempre

discutible el valorar dichas alteraciones como positivas o negativas. Sin embargo, dos hechos

objetivos son que al igual que la generación solar y eólica no ocasionan emisiones de CO2 y

por otra parte detrás de la construcción de una gran presa existe un riesgo de accidentes

que en algunas ocasiones desgraciadamente ha llegado a materializarse [EFE 12]. En cualquier

caso la polémica medioambiental que suscitan, hace que por lo menos en los países

desarrollados no este aumentando su penetración [REE 07] [REE 10].

Tabla 2.4 Potencia hidráulica y total instalada en algunos países europeos. Año 2010

País Potencia

Hidráulica (GW)

Potencia Total

instalada (GW) Ratio

Alemania 10,7 152,2 7%

Austria 12,7 21,1 60%

Bélgica 1,4 18,7 7%

Bulgaria 3,1 12,1 26%

Eslovaquia 2,5 7,8 32%

Eslovenia 1,1 3 37%

España 17,6 97,1 18%

Francia 25,4 123,5 21%

Grecia 3,2 13,9 23%

Holanda 0 25,5 0%

Hungría 0 8,5 0%

Italia 21,4 102,9 21%

Luxemburgo 1,1 1,7 65%

Polonia 2,3 33,3 7%

Portugal 5,0 17,9 28%

Chequia 2,2 18,9 12%

Rumania 6,1 17,1 36%

Fuente: REE 2010

El tamaño de estas plantas comprende un gran abanico, existiendo centrales desde

pocas decenas de megavatios hasta 12,6 GW (Central Itaipu, en el rio Paraná entre Brasil y

Paraguay). El periodo de construcción depende del tamaño, pero debido a los grandes

movimientos de tierras que requiere, normalmente es superior al de una central termoeléctrica

o un parque eólico de la misma potencia. Si se trata de una central hidroeléctrica de tamaño

medio (100 MW) con su embalse asociado, según información suministrada por el


22 | Cap. 2

Departamento de Ingeniería Hidráulica de Acciona Energía, en función de la orografía se

debe considerar un periodo de construcción aproximado de cinco años como mínimo.

Debido a los diferentes volúmenes de la obra civil requeridos y los diferentes precios de

ésta dependiendo de la ubicación, el coste de inversión oscila apreciablemente. Por ejemplo,

en España los últimos embalses que se construyeron, aproximadamente hace 10 años, costaron

entre 0,36 €/m3 del embalse de Itoiz (Navarra) y 1,71 €/m3 del Embalse de Val (Zaragoza).

Cuando una central llega al final de su vida útil, entorno a los 75 años, la obra civil

existente sigue siendo válida y únicamente se requieren nuevas inversiones en la central

eléctrica, lo que reduce notablemente tanto el coste como el tiempo de actualización de la

nueva central. Un ejemplo de esta situación son las dos presas más antiguas que forman

parte de las 1.300 existentes en España. Estas son la de Cornalbo y Porserpina (figuras 2.7 y 2.8)

y fueron construidas en el siglo II DC [PRE 86]. Su misión es, ya desde su origen, asegurar el

abastecimiento de agua a Emerita Augusta en la provincia de Badajoz. La tabla 2.5 muestra

las primeras presas que se construyeron para uso hidroeléctrico en España y están todavía

en operación [PRE 86].

Figura 2.7 Presa de Cornalbo. Badajoz, Siglo II D.C.

Figura 2.8 Presa de Proserpina. Badajoz, Siglo II D.C.

Tabla 2.5 Primeras presas construidas en España con uso hidroeléctrico

Presa Año Altura (m) Río Provincia

Talarn 1916 86 Noguera Lérida

Talave 1918 46 Mundo Albacete

Camarasa 1920 103 Noguera Lérida

Montejaque 1924 84 Gaduares Málaga

Cala 1927 53 Cala Sevilla

Alloz 1930 67 Alloz Navarra

Caporredondo 1930 76 Carrión Valencia

Fuente: Inventario de presas españolas, Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo [PRE 86]


Cap. 2 | 23

Finalmente, dentro de las grandes centrales hidráulicas existe una categoría especial

denominadas centrales de bombeo mixtas. Por su condición de reversibilidad se describen

más adelante en un apartado dedicado a los almacenamientos energéticos reversibles.

2.3.3 Generadores renovables de baja controlabilidad en potencia

Dentro de esta categoría se incluye el resto de generación con recurso renovable, y que

generalmente coincide con aquellas tecnologías de menor controlabilidad en potencia. Por

ejemplo, centrales eólicas, fotovoltaicas, termosolares, minihidráulicas, de olas y de mareas,

etc. Estos generadores utilizan un recurso energético de carácter aleatorio y que sólo

puede aprovecharse en el momento en esta disponible. Por ello, plantear la controlabilidad

de estas plantas tiene un doble inconveniente. En primer lugar, su naturaleza aleatoria

dificulta la disponibilidad clara de un nivel de potencia concreto en un momento dado, pese

a las importantes mejoras introducidas en las técnicas de predicción de recurso horario y

diario en los últimos años [MET 13]. Y en segundo lugar, responder a las consignas de

control implica reducir la potencia de generación de un recurso que únicamente puede

aprovecharse en ese instante, lo que reduce notablemente la rentabilidad de la explotación.

Por otra parte, al estudiar estas tecnologías se debe prestar atención a su periodo de

vida útil. Este no se conoce exactamente por el simple motivo de que muchas tecnologías

todavía no han finalizado su operación. Por ejemplo, muchos parques eólicos de

construyeron a principios de la década de los 90 del siglo pasado con una perspectiva de

vida útil de 20 años. Sin embargo, todo parece indicar que con un apropiado mantenimiento

podrían alargar su vida unos cuantos años más, especialmente si se consideran muchos

parques que ya están cerca de su periodo de vida útil con un funcionamiento y estado

excelente. Otro ejemplo son las plantas fotovoltaicas, cuya operación tiene una carga

mecánica generalmente más suave y cuyo periodo de vida útil muy probablemente superará

las expectativas; y ello pese a la reducción de rendimiento que normalmente sufren los

paneles fotovoltaicos.

Generación eólica y fotovoltaica

Estos dos tipos de generadores se han analizado de forma conjunta debido a que

guardan muchas similitudes de acuerdo al siguiente análisis. Primeramente y tal como se

indicó anteriormente, su controlabilidad es reducida debido a la aleatoriedad del recurso

natural, sol y viento. No obstante, las actuales técnicas de previsión del recurso se han

optimizado de tal manera que los errores de previsión que se cometen con una antelación

de hasta 72 horas son relativamente pequeños, facilitando al operador la programación del

mix de generación [MET 13]. De cualquier forma, estas tecnologías están siendo

continuamente castigadas por dicha aleatoriedad y por los supuestos problemas de

inestabilidad que pueden crear en la red. Esto último, en general se achaca a que no

introducen inercia ni control primario de la frecuencia, esenciales a la hora de responder

adecuadamente ante desequilibrios graves en la red. La carencia de controlabilidad lejos de


24 | Cap. 2

plantearse como un factor limitante, puede ser equiparada a las dificultades de reducción

de potencia que también presentó en su día la generación nuclear (exceso de producción

en los periodos nocturnos de bajo consumo). Sin embargo, para este último caso dicha

problemática se resolvió construyendo almacenamientos energéticos reversibles: centrales

de bombeo. Este tipo de soluciones también puede utilizarse ahora para mejorar la

integración de los generadores eólicos o solares tal como se demuestra en la presente tesis.

Además, la habitual dispersión física sobre el territorio de estos generadores presenta la

ventaja adicional de acercar la generación a muchos consumidores cercanos, lo que reduce

el nivel de pérdidas eléctricas de transporte y distribución.

Tanto el recurso eólico terrestre como el solar requerido para la generación fotovoltaica

(radiación difusa y directa) se encuentran en mayor o menor grado en todos los países, no

siendo este un punto crítico a la hora de considerar un aumento de la penetración

renovable en los mixes de generación de los diferentes sistemas eléctricos. En el caso del

recurso eólico, según la figura 2.9 las ubicaciones de mayor intensidad están especialmente

alejadas de la demanda (Groenlandia, Patagonia, Himalaya y Somalia). A día de hoy las

ubicaciones explotadas con mayor recurso se encuentran en la región del mar Rojo, en el

Istmo de Tehuantepec (Méjico) y en la región de rio Grande do Norte (Brasil), todas ellas

con un factor de capacidad mayor del 45%. Concretamente la alta producción de los

parques eólicos de Brasil ha hecho a esta tecnología, en las subastas energéticas celebradas

en los últimos años, ser competitiva respecto a las centrales de ciclo combinado [MAC 11].

El recurso eólico marino es más laminar que el terrestre y además según se muestra en la

figura 2.9, la intensidad del viento con carácter general también es más alta. El Reino Unido

y los países del mar del norte son los más aptos para los parques off-shore.

Figura 2.9 Recursos eólicos a escala mundial

Fuente: NASA

Existe una diferencia importante a la hora de localizar ubicaciones idóneas para parques

eólicos y fotovoltaicos. Hay que tener en cuenta que el recurso eólico terrestre tiene una


Cap. 2 | 25

gran dependencia de los parámetros específicos de cada ubicación, especialmente la

rugosidad del terreno y la orografía [AME 03]. Esto hace que en unas decenas de metros

pueda haber cambios substanciales en la intensidad del recurso eólico. En cambio en este

aspecto el recurso solar es más estable, pudiendo variar poco aun considerando zonas extensas.

A modo de ejemplo, España se caracteriza según el Departamento de Recurso Eólico de

Acciona Energía en 16 zonas diferentes, dentro de las cuales se establecen las variaciones

propias de recurso por efectos locales, mientras que a nivel de recurso solar se puede

caracterizar únicamente con 5 zonas [CIE 06].

A nivel del recurso solar, como es lógico son las zonas desérticas las más ricas (figura 2.10),

aunque paradójicamente, Alemania es el país con mayor penetración de la tecnología

fotovoltaica con 16,6 GW instalados de los 152,2 GW totales [REE 10]. Consecuencia de una

política avanzada y adecuada para el fomento de las energías renovables [EEG 00].

Figura 2.10 Radiación solar a escala mundial

Fuente: Departamento de Física de la Universidad de California [LOS 06]

El coste de la generación eólica terrestre y fotovoltaica es ya competitivo respecto a la

generación no renovable [BLO 12-3]. El coste de instalación de los parques fotovoltaicos ha

experimentado un enorme descenso en los últimos cinco años, y actualmente es del orden de

un 30% del que tenía en el año 2008. Sin embargo, la generación eólica marina dista todavía

de ser competitiva respecto a éstas [BLO 12-3]. Especialmente lejos están las propuestas de

parques marinos con turbinas flotantes, cuyos proyectos se verían favorecidos por las

necesidades cada vez más frecuentes de tratar de alejar las instalaciones a decenas de

kilómetros de la costa. Sin embargo, esto implica características muy especiales: cimentaciones

flotantes, parques flotantes intermedios, etc., lo cual hace a esta tecnología ser mucho más

cara que la de parques cercanos a costa [BLO 11-4]. En el año 1992 se construyó el primer

parque (Vindeby, Dinamarca) y esta tecnología todavía no ha alcanzado todavía una presencia

significativa [EST 10].


26 | Cap. 2

Ninguna de las dos tecnologías produce emisiones significativas de CO2 ni residuos

durante la generación y por otra parte el hecho de requerir un recurso ilimitado y gratuito

les permite ser plenamente sostenibles. Un obstáculo que aparece a menudo al diseñar los

parques eólicos y que tiene lógica, es que las zonas con mejor recurso coinciden a menudo

con los pasos migratorios de aves. Esto implica tomar las medidas adecuadas para evitar

perjudicar a las aves durante su migración. En la figura 2.11 se aprecia que este problema

no se da en las plantas fotovoltaicas. Cuyo impacto visual no está libre de cierta polémica

aunque básicamente es un asunto estético más que técnico y que admite cualquier opinión.

De hecho, en España hay más de 35.000 km de líneas de alta tensión considerando

únicamente las líneas de 220 y 400 KV, y sin embargo apenas si existe debate mientras que

las plantas eólicas están en el punto de mira precisamente por este motivo [REE 10].

Figura 2.11 Parque fotovoltaico de Amareleja. Portugal

Fuente: Cortesía de Acciona Energía

Muchas plantas eólicas terrestres y fotovoltaicas pueden a día de hoy considerarse

tecnologías muy cerca de la madurez, en especial la eólica. La construcción de los parques

eólicos de gran tamaño no suele superar los dos años y la construcción de las plantas

fotovoltaicas normalmente es inferior a un año. Además tienen la ventaja adicional de

poder construirse en paralelo tantas plantas como se deseen y ponerse en marcha en

diferentes etapas de unos pocos megavatios cada una de ellas conforme los distintos

circuitos van quedando finalizados. Aspecto que no sucede ni con las centrales de

combustibles fósiles ni mucho menos con las nucleares. Los parques eólicos y solares

presentan una buena alternativa a los largos periodos de construcción de estas tecnologías.

Además, los parques eólicos, una vez superado el periodo de construcción, permiten dar al

terreno la misma utilidad que tenía previamente a la implantación de estas centrales

(figura 2.12). Su dispersión permite enriquecer zonas rurales a menudo deprimidas. Las

plantas fotovoltaicas son las que presentan mayor simplicidad desde el punto de vista de la

construcción y operación, optimizándose considerablemente en los últimos años (seguidores


Cap. 2 | 27

más sencillos, convertidores más potentes, etc). Especialmente interesantes son aquellas

instalaciones que se pueden colocar en las cubiertas de las viviendas o naves industriales

cuya generación es servida a un consumidor muy cercano, lo que reduce muy notablemente

el nivel de pérdidas eléctricas. Una amplia extensión de esta modalidad de generación

distribuida para el autoconsumo a la larga simplificaría las infraestructuras eléctricas de

transporte y distribución.

Figura 2.12 Parque eólico de Eurus. Méjico


Generación termosolar

El principio de operación de las centrales termosolares consiste en la captación de la

radiación solar directa para calentar un fluido térmico, y mediante un intercambiador,

transferir el calor a un circuito de agua que alimenta a una turbina clásica de vapor. Existen

varias técnicas y principios termosolares desarrollados y en explotación industrial. La

tecnología más afianzada es la de colectores cilindro parabólicos (figura 2.13), la cual

comenzó su desarrollo a mediados de los años 80 [CAS 06]. Actualmente hay 2 GW en el

mundo en operación y 17 GW en fase de desarrollo y construcción, siendo España el país

líder [REY 11]. Con el fin, entre otros motivos, de evitar el largo recorrido del fluido de

transferencia de calor a lo largo del campo solar de las instalaciones provistas de colectores

cilindro-parabólicos, ha surgido la tecnología de torre central (figura 2.14), cuyo sistema de

recepción solar se concentra en un único punto. Todavía hay muy pocas instalaciones de

torre en operación en el mundo, en España tan solo 50 MW aunque se le augura un buen

futuro, debido a su sencillez respecto a las instalaciones de cilindro parabólico [IRE 12].

Estas tecnologías no tienen el grado de madurez que ha alcanzado ya la fotovoltaica y se

encuentran todavía en fase de desarrollo técnico en muchos aspectos. Por ello, sus actuales

costes de generación son todavía altos y no resultan tan competitivas como otras

tecnologías renovables [BLO 12-2].


28 | Cap. 2

No obstante, algunas centrales ofrecen la opción de almacenamiento térmico a base de

sales, proporcionando a las plantas de un cierto grado de controlabilidad eficiente. Este

permite acumular la energía solar excedentaria para hacer funcionar la turbina en ausencia

de sol, aportando una prestación adicional respecto a las otras tecnologías que requieren

sol o viento. El rendimiento de este proceso de almacenamiento es alto, llegando incluso al

93%. El dimensionamiento del almacenamiento debe realizarse conjuntamente con el diseño

del campo solar. A día de hoy los almacenamientos que se instalan en España pueden

prácticamente llegar a duplicar el factor de capacidad de las plantas. El sobrecoste de la

instalación al incorporar un sistema de almacenamiento queda compensado por el aumento

del rendimiento debido al almacenamiento. Con lo que se trata de una prestación que no lleva

implícita un mayor coste de generación y por lo tanto en el futuro todas las plantas

posiblemente lo incorporen. En principio, no se conoce ningún impacto medio ambiental

digno de mención vinculado a esta tecnología de almacenamiento.

Figura 2.13 Planta cilindro-parabólica Majadas. Cáceres

Figura 2.14 Planta de torre Gemasolar. Sevilla

Fuente: Cortesía de Acciona Energía Fuente: Cortesía de Acciona Energía

Esta tecnología ofrece también la opción de hibridación con biomasa con lo que junto

con el almacenamiento se pueden alcanzar factores de capacidad muy elevados además de

controlabilidad. Concretamente el proyecto de la central de La Risca II (Badajoz), cuyo esquema

se muestra en la figura 2.15, según la información facilitada por Acciona Energía, ofrece un

factor de capacidad del 72%. Este proviene prácticamente a partes iguales, de la generación

instantánea originada por el campo solar, de la generación originada por del calor almacenado

en el tanque de sal térmica y de la combustión de la biomasa.


Cap. 2 | 29

Figura 2.15 Esquema de la central termoeléctrica híbrida de la Risca II. Badajoz


Respecto al recurso requerido, únicamente la radiación solar directa puede ser aprovechada

para calentar el fluido de transferencia de calor, con lo que sus ubicaciones son más

restrictivas que las de las plantas fotovoltaicas que aprovechan tanto la radiación directa

como la difusa. Según esto, las zonas de Europa más interesantes para la instalación de

estas tecnologías se encontrarían en los países del sur, figura 2.16. A nivel mundial, las

mejores ubicaciones están concentradas en el hemisferio sur, India y las zonas desérticas

del hemisferio norte. En el año 2009 se presentó el proyecto Desertec, calificado por

Hermann Scheer, quien fue presidente de la European Association for Renewable Energy

EUROSOLAR, como una “nueva megalomanía”, ya que plantea la construcción de enormes

centrales termosolares en el Sahara y de líneas de transporte denominadas “autopistas

energéticas” para alimentar la demanda europea [SCH 11]. Esta tecnología sitúa a España

en una situación privilegiada cuando se plantea la denominada “supergrid europea”, ya que

podría aprovechar un recurso renovable y gratuito que los demás países carecen y cuya

aleatoriedad la puede controlar gracias a los almacenamientos asociados. De hecho, incluso

organizaciones como Greenpeace dan un peso muy importante a las plantas termosolares

provistas de almacenamiento en sus propuestas para un suministro energético 100%

renovable [ORT 05].


30 | Cap. 2

Figura 2.16 Radiación solar directa a escala mundial

Fuente: DLR Institut

Esta tecnología tiene todavía algunos problemas relacionados con la sostenibilidad de

algunos de sus elementos que todavía se deben resolver. El fluido de transferencia de calor

en las instalaciones de cilindro parabólico tiene su punto de congelación aproximadamente

a 60ºC y llegar a él puede ocasionar problemas importantes en la instalación. Con el fin de

evitarlo se calienta este fluido mediante gas natural u otros combustibles fósiles. Este

fluido, compuesto orgánico de bifenil y difenil del cual se requieren 1.200 Tm en una central

de 50 MW, puede resultar tóxico, restándole un grado a la sostenibilidad a esta tecnología

ya que durante la operación frecuentemente se producen fugas. Además, perdurará cuando

estas instalaciones lleguen al final de su vida útil, la cual se estima entre 25 y 30 años. En el

caso de la tecnología de torre central, este problema medioambiental no existe, ya que el

fluido que utilizan está compuesto por sales de nitrato y no presenta riesgos ni personales

ni para el medio ambiente. Paradójicamente en España la política de apoyo a las energías

renovables del año 2007 permitía incrementar en un 15% la producción de estas plantas

alimentándolas con combustibles fósiles [BOE 126]. El nuevo decreto del año 2012, lógicamente

ha obviado la producción en plantas termosolares mediante combustibles fósiles [BOE 312].

Aunque en determinados países existe una regulación que impide instalar plantas de

más de 50 MW, Greenpeace considera una buena opción para mejorar la competitividad de

esta tecnología el aumentar la potencia de las plantas hasta 400 MW [CAS 06]. Durante el

segundo trimestre del año 2012 la red eléctrica marroquí (ONE) adjudicó a Acciona Energía

una planta termosolar de 160 MW. Actualmente el periodo de construcción de una planta

de 50 MW es del orden de 20 meses y se prevé construir la planta marroquí de 160 MW en

26 meses.


Cap. 2 | 31

Minihidráulica

Se trata de una tecnología hidráulica fluyente, esto es, la producción potencial está

relacionada en cada momento con el caudal fluvial disponible. Al igual que en otros casos,

dotar de controlabilidad a estas plantas reduce su rentabilidad notablemente. Estas plantas

no precisan de embalse. Su obra civil consiste mayormente en el azud y el canal de

derivación. Al igual que en la gran hidráulica parte de la obra civil persiste en el tiempo. El

Departamento de Operación de Centrales Hidráulicas de Acciona Energía estima que

aproximadamente entre el 50% y el 60% de la obra civil puede llegar a perdurar tras llegar

la instalación al final de su vida útil. En la figura 2.17 se muestra una instantánea que trata

de poner de manifiesto las dificultades de los trabajos que se llevaron a cabo en el año

1902 durante la construcción de la obra civil de la primera central minihidráulica: San

Román en el rio Duero, con una potencia de 5,6 MW [PRE 86]. La obra civil sigue en

perfecto estado de uso lo cual prueba la suposición que una parte importante de la inversión

inicial de una central minihidráulica perdura en el tiempo. En la tabla 2.6, figuran una serie

de presas de centrales minihidráulicas cuya fecha de inauguración fue el año 1930 o

anterior y que siguen realizando su misión. Su potencia normalmente no supera los 10 MW

y su periodo de construcción es entorno a los 15 meses. La vida útil se estima del orden de

75 años. Las figuras 2.18 y 2.19 muestran el panel de control y la sala de turbinas de la

central hidroeléctrica de Seira (Huesca) inaugurada en el año 1918, la cual se encuentra en

perfecto uso.

Figura 2.17 Construcción de la obra civil de la central hidráulica de San Román. Año 1902


32 | Cap. 2

Tabla 2.6 Centrales minihidráulicas cuya fecha de inauguración fue el año 1930 o anterior

Presa Año Altura (m) Río Provincia

El Bujioso 1912 11 Cabriel Cuenca

Mar 1913 3 Flamisell Lérida

Tort 1914 9 Flamisell Lérida

Pineta 1920 12 Cinca Huesca

La Lastra 1927 10 Cabriel Cuenca

El Juncal 1930 7,5 Chirlia Cantabria

Urdiceto 1930 8 Urdiceto Huesca

Fuente: Inventario de presas españolas, Ministerio de Obras Públicas y Urbanismo, 1986 [PRE 86]

Figura 2.18 Panel de control de la central minihidráulica de Seira

Figura 2.19 Sala de máquinas de la central minihidráulica de Seira

Fuente: Cortesía de Acciona Energía Fuente: Cortesía de Acciona Energía

En la actualizad apenas si se promueven nuevas concesiones de explotación, y resulta

muy difícil reactivar antiguas concesiones que quedaron en desuso al cerrar las viejas

centrales de mediados del siglo pasado. Las razones son diversas, tanto medioambientales

como simplemente burocráticas. Las figuras 2.20 y 2.21, muestran la presa y la tubería de

alimentación respectivamente de la central minihidráulica de Jaca, las cuales permiten

evaluar el impacto medioambiental que causan estas centrales. Aunque es cierto que el

potencial todavía existente es relativamente bajo, estas centrales resultan muy competitivas

y ofrecen una alta rentabilidad.


Cap. 2 | 33

Figura 2.20 Embalse de la central minihidráulica de Jaca

Figura 2.21 Tubería de presión de la central minihidráulica de Jaca


Olas y mareas

Estas tecnologías se encuentran en una fase de desarrollo muy preliminar y por lo tanto

con un precio de generación del orden de seis veces superior a la generación eólica

terrestre [BLO 12-2]. Se prevé que en el futuro dispondrán de una cuota de participación en

el mix energético, sin embargo todavía no existe apenas información útil sobre su producción

real, razón por la cual no se han incluido en los estudios técnicos de esta tesis. Su generación,

puesto que el recurso es cíclico diariamente, podría asemejarse al de una “generación

base”, muy beneficiosa para cualquier hipotético sistemas eléctrico renovable. De hecho,

tanto en las propuestas de Greenpeace para un suministro 100% renovable en España

como el Plan de Energía Renovables 2011-2020 incluyen plantas activadas por el oleaje

marino [ORT 05] [PER 10].

2.3.4 Resumen comparativo de tecnologías renovables y no renovables

La tabla 2.7 muestra de forma conjunta un resumen de los distintos aspectos estudiados

en cada una de las tecnologías analizadas, tanto renovables como no renovables.


34 | Cap. 2

Tabla 2.7 Resumen de los factores analizados de las tecnologías renovables y no renovables

Tecnología

Principales impactos

ambientales Techo del recurso

Contro-labilidad

Potencia MW

Cons-trucción

años Vida útil

años

Coste y tendencia

€/MWh

Eólica terrestre visual, pasos migratorios

ilimitado

muy baja, función del

recurso instantáneo

30-250 1-2 >20 ↓60-80

Eólica marina 300-700 2 20 ↑↑ 115-160

Fotovoltaica con seguidor

visual 20-75 1 25 ↓↓↓ 70-100

Fotovoltaica en edificación

no se conocen

** 1 25 ↓↓ 100-120

Cilindro parabólico

fluido de transferencia radiación

directa

media, función del almacena-

miento

50-200 2 25 220-270

Torre no se

conocen 50 2 25 ↓↓ 200-270

Residuos urbanos

emisiones C02, N0x, S02

población y desarrollo

muy alta, función del

diseño

10-35 2 30 80-110

Biomasa (paja, poda, monte)

transporte del recurso

plantaciones existentes

5-50 2 30 90-120

Biomasa (cultivo energético)

transporte, ocupación

terreno

terreno disponible

20-50 2 30 130-200

Geotérmica Binaria/Flash

sismicidades inducidas,

olores acuíferos 5-20 1-2 30 30-90

Geotermia EGS sismicidades

inducidas roca caliente experimental

Gran hidráulica modificación

hábitat Precipitacio-nes, desnivel

muy alta 10-14.000 3-7**** 75 50-75

Minihidráulica impacto

visual ríos fluyentes

muy baja, función del

recurso instantáneo

<10 1-2 75 40-70

Nuclear Residuos

radioactivos uranio baja ≈1000 5-8 35-60 65-85

Ciclo combinado

emisiones CO2, NOx,

compuestos sulfurosos

gas natural muy alta ≈400 2 30 ↑45-55

Central de carbón

carbón media 300-500 4 40 ↑50-60

Cogeneración* gas natural función del

proceso productivo

20-50 1 30 dpende del

proceso

Fuel petróleo muy alta 300-500

*** 2 40 45-55*****

* Se ha considerado que las plantas de cogeneración se alimentan de gas natural

** No existe como tal el concepto de planta

*** Además existen grupos electrógenos de pocos KWh

**** Si se construye solo la central tras la vida útil, el periodo de construcción es aproximadamente 2 años

***** Por su bajo coste se utiliza en ciertos países en vías

de desarrollo. Se ha asemejado al gas natural aunque

en ocasiones puede resultar más económico

Fuente: Elaboración propia


Cap. 2 | 35

2.4Condiciones para garantizar un suministro eléctrico renovable

Del análisis por tecnologías mostrado en el apartado anterior se deduce que algunos de

los principales problemas técnicos que debe afrontar cualquier propuesta de suministro

eléctrico a partir de fuentes renovables son la aleatoriedad de los recursos eólicos, solares

e hidrológicos, la disponibilidad de recurso de biomasa para asegurar un índice mínimo de

controlabilidad, la disponibilidad de pozos acuíferos a temperatura suficiente para la

explotación geotérmica e incluso soluciones rentables para las tecnologías eólicas marinas,

especialmente las alejadas de costa. Evidentemente hay muchos más retos por resolver,

especialmente si se analiza cada tecnología por separado. Y cada uno de estos retos

requerirá soluciones específicas en su gran mayoría. No obstante, de los problemas antes

citados el de la aleatoriedad del recurso solar y eólico principalmente sí resulta un factor

determinante a la hora de proponer un mayor grado de penetración de fuentes renovables

en la red eléctrica [BRE 09]. Sin embargo, tal y como han mostrado muchos análisis y

experiencias reales el problema de la aleatoriedad puede minorarse o incluso anularse con

la ayuda de sistemas de almacenamiento reversibles [KAL 01-2][MON 04][ALO 09]. Estos

acumularán la producción renovable excedentaria respecto a la demanda para entregarla

de forma controlada cuando ésta la requiera.

Los sistemas eléctricos cerrados que operan con normalidad verifican en todo instante

un balance equilibrado entre la potencia entrante respecto a la saliente. Es decir, al no

disponer de almacenamiento eléctrico es necesario consumir exactamente lo producido en

cada instante. Esta situación se describe de forma conceptual a través de la expresión 2.1.

(2.1)

En esta expresión se han utilizado nombres simplificados de las siguientes magnitudes

las cuales se definen más adelante.

- pNR, Potencia No Renovable

- pRenPot, Potencia Renovable Potencial

- pDem, Potencia Demandada

- pPerSis, Potencia de Pérdidas del Sistema

- pPerRen, Potencia de Pérdidas Renovables

En este planteamiento la cobertura de la Potencia Demandada por los consumidores y

de las pérdidas de distribución y transporte, englobadas en Pérdidas del sistema, se realiza

por medio de dos contribuciones: una renovable y otra no renovable. La Potencia No

Renovable representa la contribución de las plantas de carbón, gas natural, nuclear, fuel y

cogeneración. Sin embargo, la producción renovable se caracteriza mediante dos magnitudes:


36 | Cap. 2

- Potencia Renovable Potencial. Representa el potencial máximo de potencia renovable

disponible para su utilización. Incluye todas las tecnologías y recursos renovables

operativos: eólico, solar, biomasa, hidráulico, etc.

- Pérdidas Renovables. Es la parte del Potencia Renovable Potencial que por decisiones

de operación no ha sido finalmente empleada para satisfacer la demanda. Esto es,

potencia renovable que no ha sido aprovechada, y que por lo tanto supone una pérdida

de oportunidad sobre un recurso en ocasiones volátil.

Lógicamente, la proporción de potencia renovable que finalmente ha servido en la

cobertura de la demanda y sus pérdidas es la diferencia entre Potencia Renovable Potencial y

Pérdidas Renovables. La integración de todas las Pérdidas Renovables a lo largo de un año se

denominará a partir de ahora Pérdidas de Energía Renovable. Hasta hace unos pocos años las

Pérdidas de Energía Renovables eran insignificantes porque la producción renovable era

relativamente pequeña y además la regulación de la operación de los sistemas eléctricos (en

general de la mayoría de países) priorizaban la entrada en red de ésta. Sin embargo, en la

actualidad algunos países con alta penetración de energía eólica han cambiado las normas

permitiendo a los operadores del sistema eléctrico parar generación eólica o solar aduciendo

problemas de calidad del suministro o de seguridad. Independientemente del debate ético

sobre la veracidad o no del cumplimiento de estándares técnicos al respecto, con la entrada

prevista para los próximos años de mayores niveles de producción renovable estas pérdidas

resultarán cada vez más importantes e incluso inevitables a no ser que se proporcionen

nuevas soluciones. Estas pérdidas de energía son difíciles de calcular y de estimar. Por ello, ha

sido parte del trabajo de esta tesis el tratar de caracterizar dichas pérdidas y sus mecanismos

así como aportar soluciones para su minimización.

Para una mejor exposición de la problemática actual existente, y que limitaría una

integración en red masiva de potencia renovable, se proponen algunos ejemplos. Las figuras

2.22 y 2.23 muestran la demanda y la producción renovable horaria, ambas normalizadas

respecto del máximo valor de demanda horaria, de dos sistemas eléctricos de distinto nivel

de penetración renovable. La figura 2.22 muestra el caso de España, mientras la figura 2.23

muestra el caso de la Comunidad Foral de Navarra. El caso de España puede llegar a

considerarse un sistema eléctrico casi aislado admitiendo ciertas hipótesis que se detallan

más adelante. Lógicamente, el caso de Navarra corresponde con un sistema totalmente

conectado con comunidades limítrofes y por lo tanto es claramente un sistema no aislado.

Sin embargo, para los análisis que se van a mostrar a continuación resulta conveniente el

planteamiento de sistema aislado, sin que por ello se cometan errores importantes de

concepto, tal y como se podrá comprobar. Los datos de producción utilizados para ambos

casos corresponden a mediciones disponibles del año 2007. No obstante, el perfil horario

de demanda de Navarra se ha obtenido al extrapolar el perfil horario de la demanda de

España [REE 07-1]. Tal como puede apreciarse en la figura 2.22, en el caso de España, la

producción potencial renovable (línea roja) es siempre claramente inferior a la curva de

demanda (línea azul). Al amparo de la legislación actual, tan bajo nivel de penetración

renovable no debería tener problemas de integración que conllevaran Pérdidas de Energía

Renovable apreciables, tal y como sucedió en la realidad [BOE 126]. Sin embargo, observando


Cap. 2 | 37

la situación de Navarra en la figura 2.23, y admitiendo que éste fuese un sistema aislado,

resulta claro que existen intervalos de tiempo en los cuales la potencia disponible asociada

al potencial renovable supera ampliamente la demanda mientras en otros periodos queda

por debajo. De hecho, en ambos casos el ratio entre energía potencial renovable respecto

de la demanda anual es siempre inferior a 1. Para España este ratio es del 24% mientras

que en Navarra es prácticamente del 60%. Por lo tanto, en ambos casos no existe producción

energética renovable suficiente para satisfacer la demanda. En el caso de Navarra, y

manteniendo la hipótesis de considerarla como un sistema eléctrico aislado, esta situación

excedentaria puede resolverse de dos formas distintas que implican soluciones también

muy distintas. La primera opción consiste simplemente en parar la producción renovable

cuando supere a la demanda, lo que indudablemente conllevará a importantes Pérdidas de

Energía Renovables. La segunda opción consiste en almacenar la producción sobrante en

algún medio de almacenamiento para revertirla cuando la producción renovable sea inferior

a la demanda. En este capítulo se analizan las posibilidades e implicaciones de aumentar la

producción renovable sin contar con ningún tipo de almacenamiento. La segunda opción es

una solución mucho más compleja y es tratada en esta tesis en varios capítulos posteriores.

Figura 2.22 Caso España. 2007



38 | Cap. 2

Figura 2.23 Caso Navarra. 2007


2.4.1 Satisfacción de la demanda en sistemas sin almacenamientos

Utilizando el modelo anterior correspondiente al caso de Navarra y escalando

adecuadamente los datos disponibles es posible explorar situaciones hipotéticas de mayor

o menor grado de penetración de producción renovable en redes aisladas sin almacenamiento.

El caso base utilizado para definir los modelos se fundamenta en la situación de productores

renovables en el año 2007: 913 MW en instalaciones eólicas, 49 MW en plantas fotovoltaicas,

40 MW en centrales de biomasa y 125 MW en centrales minihidráulicas [REE 07]. Es decir,

un mix variado de producción renovable que se ha considerado representativo para el

siguiente análisis. La figura 2.24 resume todos los estudios realizados cubriendo desde bajos

hasta muy altos índices de penetración renovable [ALO 09]. Todas las magnitudes mostradas

en esta figura son resultados netos anuales. El eje “X” representa la proporción de producción

potencial renovable anual respecto a la energía demandada anual. A este ratio se le ha

denominado Ratio de Producción Potencial Renovable o RPPR a partir de ahora, expresión 2.2.

(2.2)

De la expresión 2.2 se deduce que un valor de RPPR menor de la unidad representa una

producción potencial renovable anual inferior a la demanda, mientras que por encima de la

unidad la producción potencial renovable anual es superior a la demanda. Esto último no

significa que la demanda anual esté satisfecha con generación renovable, para ello además


Cap. 2 | 39

cada intervalo horario deberá poder satisfacerse con generación renovable. En el actual

sistema eléctrico español, y tal como se presentó en el apartado anterior, el valor de RPPR

en el año 2007 estaba entorno al 24% mientras que en el año 2010 ya alcanzaba el 38%.

Respecto al caso de Navarra, en el año 2007 estaba entorno al 60% y se ha mantenido

prácticamente constante en los siguientes años. Sobre la figura 2.24 se han trazado

varias magnitudes:

- Demanda eléctrica, en rojo, la cual establece el nivel 100% de referencia que se debe

superar para considerar que se ha cubierto la demanda.

- Producción potencial renovable disponible, en verde. Sigue una relación lineal con el

RPPR y tal como se muestra en la figura iguala a la demanda en RPPR = 1 (situación

ideal sin pérdidas).

- Proporción de producción renovable que sí ha cubierto parte de la demanda, en rosa.

Lógicamente, esta magnitud debe alcanzar el valor de 100 para poder considerar que

el suministro renovable ha garantizado la cobertura total de la demanda. Tal como

puede observarse, pese a los exagerados niveles de RPPR que se muestran no se logra

alcanzar la producción efectiva que requiere la demanda en ningún caso. Es decir, se

evidencia la falta de correlación entre producción renovable y demanda consecuencia

principalmente de la aleatoriedad de la primera. De hecho, comienza ya a haber

problemas de satisfacción de la demanda incluso con niveles de RPPR bajos. Desde

RPPR igual a cero hasta RPPR igual a 0,4 aproximadamente la cobertura eficaz de la

demanda corresponde con la potencial (las líneas verde y rosa coinciden). Sin

embargo, a partir de RPPR = 0,4 la cobertura eficaz disminuye y no alcanza el valor de

referencia en todo el rango. Utilizando el modelo matemático fue necesario elevar el

ratio de RPPR hasta un valor absurdo en torno 25 para lograr la garantía de cobertura.

Aunque los resultados obtenidos dependen del perfil específico de mix de generación

renovable utilizado y del perfil de demanda, no se han encontrado grandes diferencias

cuando se mantiene el valor total de energía potencial renovable y se modifican los niveles

de penetración de la generación solar y eólica. Quizá la incorporación de nuevas tecnologías

en el mix renovable, por ejemplo sistemas de aprovechamiento de las olas o las mareas,

permita mejorar de algún modo la cobertura de la demanda [TIP 09]. No obstante, es muy

dudoso que dichas mejoras resulten realmente apreciables y significativas.

A partir de todos los análisis realizados una conclusión general y evidente que se desprende

es la necesidad de algún elemento que permita armonizar los excesos de potencial generación

renovable en unos determinados intervalos de tiempo con las bajas producciones en otros

[RAS 09]. Y una solución práctica es el almacenamiento energético reversible; el cual además

está disponible en una cuantía nada despreciable en la actual red eléctrica de España

formado por el conjunto de centrales de bombeo hidráulico [CAM 10]. Esta solución puede

complementarse con otras tecnologías de almacenamiento energético, cuyas principales

características son analizadas en siguientes apartados.


40 | Cap. 2

Figura 2.24 Suministro eléctrico con generación renovable

Fuente: Suitanable Alternative Energy conference IEEE, [ALO 09]

2.4.2 Garantía de Potencia de un sistema eléctrico renovable

La sustitución de fuentes no renovables debe realizarse de forma que quede asegurada

la continuidad del suministro. Esta garantía se logra al disponer de un sistema de generadores

renovables con capacidad suficiente tanto en potencia como en energía a la hora de servir a

la demanda junto con algún sistema de almacenamiento [RAS 09]. Más aun, este sistema

habitualmente requerirá de cierto sobredimensionado para hacer frente a las habituales

contingencias y maniobras de red que puedan conllevar pérdida de generación. Por ejemplo,

el actual sistema eléctrico Español está formado por un mix de generación renovable y no

renovable que en potencia supera más del 220% de la potencia máxima anual demandada.

Este sistema puede parecer en principio muy sobredimensionado, no obstante, y tal como

se mostró en el ejemplo de la figura 2.24, en sistemas renovables es obligado instalar

mucha más potencia de la demandada, ya que su producción energética potencial puede

ser relativamente baja. Por ejemplo, un parque eólico de 100 MW con una producción

potencial estimada en 3.000 horas anuales, la cual se considera elevada, producirá la misma

energía que una central de biomasa de 37,5 MW de potencia media pero que trabaja 8.000

horas al año. Por ello, cualquier sistema renovable que conste de fuentes aleatorias (sol y

viento), en general presentará perfiles de potencia instalada muy alta con respecto a la

máxima demandada, aunque energéticamente el ratio de sobredimensionado sea claramente

inferior. Es decir, tal como se vio en el apartado anterior, será necesario que el sistema de

generación tenga un RPPR por encima de la unidad para asegurar energía potencial disponible.

Tal como se ha mencionado, los almacenamientos parecen esenciales para una garantía

de suministro con niveles de producción renovable razonables. Por ello, para caracterizar

esta relación entre ambos sistemas de almacenamiento y producción se ha realizado el


Cap. 2 | 41

siguiente análisis. Utilizando el modelo matemático de Navarra ha sido posible evaluar lo

que se ha denominado el Grado de Satisfacción Horaria, o GSH, de acuerdo a la expresión

2.3. Y como puede apreciarse, el resultado se limita como mucho a uno con el fin de simplificar

análisis posteriores.

(

) (2.3)

La evaluación del ratio de la expresión 2.3 para cada hora i debe realizarse sobre series

de varios años para asegurar la fiabilidad en el diagnóstico del análisis. La Potencia

Disponible de Almacenamientos (pDisAlm) es una magnitud que tiene en cuenta el estado

de los mismos. Esto es, tendrá como máximo el valor de potencia instalada en

almacenamientos, pero será menor o incluso nulo cuando éstos estén con poca carga o

vacíos. Lógicamente, para poder evaluar el Grado de Satisfacción Horaria hora a hora es

necesario realizar el cálculo simulando las entradas y salidas de energía en los sistemas de

almacenamiento. Detalles de la herramienta utilizada a tal fin se muestran en capítulos

siguientes. El resultado final tras la simulación será una serie de ratios cuyo valor podrá

estar entre cero y uno. La garantía de potencia será el menor valor de cobertura que a lo

largo de los años se haya logrado. Evidentemente, cualquier sistema válido debe ofrecer

una garantía plena del 100% (valor uno en toda la serie de valores calculados). No obstante,

dependiendo de las potencias instaladas en el mix renovable y del tamaño y potencia de los

almacenamientos el resultado lógicamente puede ser inferior. Por ello, para caracterizar

rigurosamente la Garantía de Potencia Renovable, o GPR, se utiliza el criterio anterior, es

decir, el valor mínimo de la serie según se muestra en la expresión 2.4.

{ } (2.4)

Siendo N el total de horas utilizadas en el análisis. La figura 2.25 muestra el resultado de

GPR para diferentes niveles de producción renovable RPPR, y distintas capacidades de

almacenamiento reversible. Éste último se expresa como cociente entre la capacidad

energética del mismo y el valor acumulado de demanda anual. La potencia asignada a cada

almacén reversible se ha establecido de forma proporcional a su tamaño. Puede apreciarse

claramente que conforme mayor es el nivel de almacenamiento reversible menor es el

RPPR que logra la garantía plena del 100%. Por ejemplo, con un sistema de RPPR igual a 2,

una producción potencial renovable dos veces la demanda, bastaría con disponer de un

almacenamiento reversible del 1% respecto a la demanda anual para la garantía total. Sin

embargo, con un RPPR de 1,2 es decir, tan sólo un 20% superior respecto al mínimo

imprescindible, el almacenamiento reversible necesario sube al 3% aproximadamente. En el

caso límite de RPPR unitario el nivel de almacenamiento reversible teórico sería del 8%.

Como dato comparativo, la capacidad energética del actual sistema de bombeos español

sumaría un 0,3% respecto a su demanda [CAM 10]. Hay que tener en cuenta que Navarra

no dispone de centrales hidroeléctricas y en el capítulo 4 se mostrará el impacto positivo

que dichas centrales producen ya que permiten maximizar la producción renovable con


42 | Cap. 2

niveles de almacenamiento reversibles menores. En el siguiente apartado se analizan las

características más significativas de los almacenamientos hidráulicos reversibles y de otras

tecnologías de gran escala que también gozan de ser reversibles en potencia.

Los resultados obtenidos de este análisis muestran los elementos y niveles esenciales

que permiten dar viabilidad técnica a un suministro renovable que garantiza el suministro.

Existen diversas líneas de análisis que deben ser exploradas para caracterizar las distintas

oportunidades atendiendo a otros criterios como la disponibilidad energética de las distintas

tecnologías del mix renovable, la disponibilidad de sistemas de almacenamiento, la rentabilidad

de las explotaciones, etc. Este trabajo de análisis detallado conforma el trabajo central de la

presente tesis y es desarrollado en los siguientes capítulos.

Figura 2.25 Garantía de potencia con fuentes renovables


2.5 Sistemas de almacenamiento reversible

El estudio anterior sobre garantía de potencia ha ofrecido también información respecto

del orden de magnitud aproximado, tanto en potencia como en energía, de los almacenamientos

necesarios. Por ejemplo, extrapolando los resultados del estudio para el caso de España, se

requerirían instalaciones con potencias en el rango de GW y de TWh en energía. Durante la

últimas dos décadas, y como consecuencia de la creciente integración de potencia renovable,

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%

Gar

antí

a d

e P

ote

nci

a vs

De

man

da

Capacidad de Almacenamiento vs Demanda

0,6

0,8

0,9

1

1,1

1,2

1,3

1,4

2

RPPR


Cap. 2 | 43

se ha trabajado en la búsqueda y perfeccionamiento de sistemas de almacenamiento de

mayores capacidades, más eficientes y más rentables con un éxito relativamente bajo.

Actualmente, el sistema de almacenamiento masivo con mejores prestaciones y relaciones

de costes sigue siendo el bombeo hidráulico. En España estas centrales de bombeo se

instalaron a partir de la década de 1970 para posibilitar la integración en red de la

potencia nuclear.

Otros sistemas de almacenamiento reversible son continuamente presentados y

discutidos en numerosos foros y conferencias internacionales; y muchos de ellos ofrecen

buenas características en cuanto a capacidad energética pero con costes demasiado altos,

en otros casos es la baja eficiencia el aspecto esencial, etc. Por ejemplo, en fase de

desarrollo relativamente avanzado están los sistemas CAES (Almacenamiento energético a

través de aire comprimido) y varias tecnologías de batería electroquímica. Sin embargo, tal

como se muestra en la figura 2.26, actualmente más del 99% de los 110 GW instalados en

el mundo en sistemas de almacenamientos reversibles de grandes cantidades de energía

son centrales de bombeo, el resto son instalaciones CAES (440 MW) y diversas tecnologías

de baterías, mayormente de Sodio-Azufre (316 MW) [DOE 12]. En general, a día de hoy el

principal reto de la mayoría de estos sistemas de almacenamiento es la reducción de sus

todavía elevados costes. La tabla 2.8 resume los costes de los subsistemas de potencia y de

energía de las tecnologías de almacenamiento con mejores perspectivas.

Figura 2.26 Potencia instalada en el mundo en instalaciones de almacenamientos reversible

Fuente: Fraunhofer Institute

En este apartado se presenta el análisis realizado sobre una selección de los principales

almacenamientos energéticos reversibles disponibles para trabajar en mayor o menor

medida en grandes sistemas eléctricos. Todos han sido caracterizados respecto de los mismos

criterios, esto es, capacidad de potencia y energía, controlabilidad, respeto al medio ambiente

y coste económico.


44 | Cap. 2

Tabla 2.8 Coste y eficiencias de las diferentes tecnologías de almacenamientos reversibles

Technology

Power Subsystem Cost

$/kW

Energy Storage Subsystem Cost $/kWh

Round-trip Efficiency

% Cycles Source

Advanced Lead-acid Batteries (2000 cycle life)

400 330 80 2000 8

Sodium/sulfur Batteries 350 350 75 3000 8, 9, 10

Lead-acid Batteries with Carbon-enhanced Electrodes

400 330 75 20000 8, 10,13

Zino/bromire Batteries 400 400 70 3000 10

Vanadium Redox Batteries

400 600 65 5000 11

Lishium-ion Batteries (Large)

400 600 85 4000 8 10

CAES 700 5 N/A (70) 25000 8

Pumped hydro 1200 75 85 25000 10

Flywheels (high speed composite)

600 1600 95 25000 10

Supercapacitors 500 10000 95 25000 12

Fuente: Sandia [SCO 11]

2.6Centrales de bombeo hidráulico

La diferencia fundamental de las centrales de bombeo respecto de las grandes centrales

hidroeléctricas es su condición de reversibilidad en potencia. Conceptualmente son sistemas

muy sencillos. Constan de dos embalses a diferente cota y una central reversible; ésta

bombea agua de la cota inferior a la superior en momentos de exceso de generación, quedando

disponible para su turbinado posterior a conveniencia. A día de hoy es el sistema de

almacenamiento energético que mayor capacidad y fiabilidad ofrece. Existen centrales

desde unas decenas de megavatios hasta miles de ellos. La de mayor potencia del mundo

se llama Lewinston, en USA y tiene una potencia de 2.880 MW. La que tiene una diferencia

de cotas mayor entre los dos embalses está en Italia, Piastra Edolo con un salto de 1.260 m

[CAM 10].

Las centrales de bombeo tienen una larga vida, cifrada en más de 75 años. En estas

instalaciones, la obra civil existente suele ser aprovechable para una nueva central con

relativamente poca inversión económica en su adaptación. El periodo de construcción


Cap. 2 | 45

incluyendo la central generadora y el embalse oscila entre 3 y 5 años dependiendo del tamaño,

mientras que una vez llegado el final de su vida útil la construcción de una nueva central

generadora supone un periodo de construcción del orden de 2 años.

Dentro de las centrales de bombeo hay que distinguir dos tipos, reversibles y mixtas.

Centrales reversibles son aquellas que disponen de un embalse cerrado en la cota superior

y que habitualmente establece el límite de capacidad del almacenamiento. A modo de

ejemplo, la figura 2.27 muestra una fotografía aérea del embalse superior de la central de

bombeo de La Muela en la provincia de Valencia. La cota inferior puede conectar con un

río, un embalse o incluso el océano, con la única condición de que siempre disponga de

agua para ser bombeada. Normalmente la relación entre la capacidad y potencia del

sistema hacen que el embalse cerrado se pueda vaciar en el orden de horas y como mucho

unos pocos días.

Figura 2.27 Embalse superior de la instalación de bombeo. Cortes-La Muela

Las centrales reversibles resultan especialmente adecuadas para áreas de orografía

montañosa que faciliten la construcción de los embalses a diferente cota.

Medioambientalmente su afección será mayor que las centrales hidráulicas normales

debido a la necesidad de un doble embalse. Por ello, en muchos proyectos se han tratado

de aprovechar embalses existentes siendo necesario tan sólo construir un único depósito a

distinta cota. En el caso de España hay instalada una potencia total de 2.747 MW en

centrales reversibles, nada despreciable frente a los 14.752 MW de centrales hidroeléctricas

ordinarias. Tal como se mostrará en estudios siguientes, la potencia de bombeo o equivalente

deberá ser ampliada para satisfacer las necesidades de las distintas propuestas de sistemas

100% renovable. De hecho, se puede adelantar que las nuevas instalaciones deberían

adicionar entre 3.000 y 6.000 MW más (no necesariamente en bombeo hidráulico).

La otra categoría de centrales de bombeo son las centrales mixtas (anexo 3), las cuales

se instalan normalmente entre dos embalses consecutivos a distinta cota y que suelen

tener aporte fluvial [CAM 10]. Estas instalaciones normalmente trabajan de forma estacional.

Es decir, en las estaciones secas, cuando los embalses no tienen apenas aporte fluvial,


46 | Cap. 2

trabajan como centrales de bombeo ayudando en la gestión punta-valle del recurso

hidráulico. Durante las estaciones húmedas trabajan como una central hidroeléctrica

convencional. Las centrales reversibles son ejemplo claro de almacenamientos reversibles

disponibles a lo largo del año y por tanto adecuados para la sustitución garantizada de

generación no renovable. Sin embargo, las centrales mixtas no ofrecen el mismo grado de

ayuda en la gestión energética debido a su trabajo estacional. De hecho, esta estacionalidad

es posible que ofrezca especiales oportunidades de gestión para la integración de fuentes

renovables que también presentan un perfil de producción estacional, como la energía

solar o incluso la energía eólica. Sin embargo, estos análisis y búsqueda de nuevas posibilidades

se han dejado como líneas de trabajo futuras.

La tabla 2.9 muestra la potencia de las distintas centrales y su capacidad de almacenamiento

del sistema eléctrico español del año 2006. En ella se observa que la capacidad de los

embalses de las centrales convencionales y mixtas respecto a la potencia de sus centrales

es mucho mayor que la de las instalaciones de bombeo puro.

Tabla 2.9 Comparativa de los sistemas hidráulicos convencionales y de bombeo puro de España

Potencia

MW Cap. Embalses

MWh Ratio

MWh/MW

Convencional + Bombeo mixto

14.752 18.800.000 1.274

Bombeo Puro 2.747 75.000 27

El factor de capacidad de las centrales de bombeo reversible, requiere un análisis

especial ya que al tratarse de un sistema cerrado está relacionado principalmente con la

dinámica de funcionamientos que se imponga a las centrales de bombeo. En la figura 2.28,

se observa que existe una tendencia en la operación de las grandes centrales hidráulicas y

las centrales de bombeo [REE 05] [REE 10]. El año de abundante recurso hidráulico, en el

que no hay problemas para servir a la demanda, en la medida de lo posible se intenta

reducir producción de las centrales nucleares, lo que supone un menor trabajo de las

centrales de bombeo lo que a su vez reduce sus pérdidas de operación. Por el contrario, los

años en los que el recurso hidráulico es pobre, se tiende a aumentar la actividad de las

centrales nucleares, por lo que las centrales de bombeo están más activas. También se

aprecia que las variaciones en la producción de las centrales de bombeo no son tan bruscas

como en las grandes centrales hidráulicas. Por ejemplo, el factor de capacidad de las

centrales de bombeo reversible en España en el periodo 2001-2010 osciló entre un 10% y

un 17%, mientras que en de las centrales convencionales osciló entre un 12% y un 25%

[REE 05] [REE 10].


Cap. 2 | 47

Figura 2.28 Evolución de la producción hidráulica durante el periodo 2001-2010


2.6.1 Almacenamiento en aire comprimido, sistemas CAES

El principio de funcionamiento de estas instalaciones es también sencillo, y basa su

almacenamiento energético en el aumento de entalpía de aire fundamentalmente por

compresión. La conversión de energía eléctrica en energía almacenada se hace por medio

de compresores mientras que la conversión opuesta se hace normalmente por medio de

turbinas, normalmente en varias etapas [GAR 10]. Estos sistemas ofrecen un alto nivel de

controlabilidad. La tecnología convencional de CAES quema gas natural en la fase de

expansión con la consecuente emisión de CO2, mientras que los procesos adiabáticos e

isotermos todavía en fase experimental no precisan de gas natural. Existen teorías que

alertan respecto a los efectos peligrosos que puedan causar tener grandes cantidades de

aire comprimido confinado en el subsuelo. Para su instalación se precisa de grandes

volúmenes impermeables, como por ejemplo bolsas de combustibles que han sido ya

explotadas o cavernas de sal. Concretamente en España estas se encuentran en Cataluña y

Levante. Actualmente en operación únicamente existen en el mundo dos instalaciones,

ambas con tecnología convencional, Huntorff (Alemania) de 290 MW y McIntosh (USA) de

110 MW [CAM 10]. En fase de desarrollo existe el proyecto Adele (Alemania) de la

tecnología adiabática, con una potencia de 90 MW. Igualmente en Texas se están

desarrollando proyectos piloto de la tecnología isoterma. Por tratarse de una tecnología en

fase de desarrollo sus costes no pueden considerarse definitivos.

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

2001 2003 2005 2007 2009

Pro

du

cció

n v

s m

ínim

a p

rod

ucc

ión

(2

00

1-2

01

0)

Año

GranHidráulica

BombeoPuro

FC=10%

FC=17%

FC=12%

FC=25%


48 | Cap. 2

2.6.2 Almacenamientos electroquímicos

Tal como se mostró en la tabla 2.8, existen varias tecnologías electroquímicas desarrolladas

y que ofrecen buenas perspectivas de futuro. No obstante, en este resumen se tratan

aquellas disponibles en soluciones técnicas comerciales. De entre ellas, quizá las que

mejores prestaciones ofrezcan son los sistemas de tipo STATCOM con almacenamiento

energético. En principio, estos sistemas utilizan potentes convertidores de potencia

electrónicos para ofrecer servicios de refuerzo de potencia reactiva. Sin embargo, con leves

modificaciones pueden incorporar etapas de almacenamiento electroquímico, actualmente

la tendencia es utilizar baterías de Li-ion, que abren posibilidades de gestión de potencia

activa también. Es decir, se ofrecen un sistema de almacenamiento totalmente controlable

y reversible. A nivel de recurso el Litio se encuentra concentrado en pocos países,

concretamente en el desierto de Atacama se concentra el 40% de las reservas de Litio a

nivel mundial.

Esta tecnología tiene la ventaja adicional de no requerir ninguna ubicación especial para

su instalación. Al contrario de los sistemas de bombeo y CAES se trata de sistemas de

almacenamiento muy fáciles de descentralizar. Actualmente, varias compañías del sector

ofertan sistemas modulares con potencias pico de hasta 50 MW y capacidades de

almacenaje energético en el entorno de una hora a plena potencia [ABB 10]. Lógicamente,

utilizando más módulos es posible escalar la instalación tanto en potencia como en energía

a voluntad. La ocupación de terreno de estos sistemas no resulta elevada y en muchos

casos factibles de utilizar áreas libres de subestaciones existentes. Por ejemplo, para un

sistema de 30 MW con capacidad de trabajar a potencia nominal durante 15 minutos se

requiere una superficie de 50 m. x 60 m [ABB 10]. A nivel medioambiental, el principal

problema está asociado con la fabricación (especialmente la obtención de la materia

prima), reciclado y destrucción de las baterías. Una utilización masiva generaría gran

cantidad de desechos, que aunque no presentan índices muy altos de nocividad, si serán

difíciles de gestionar [MIT 06]. Respecto al precio, puesto que todavía hay muy pocas

instalaciones, éste es elevado y debe calcularse para cada aplicación, éste oscila entre

1300-1800 €/KW. No obstante, diversas fuentes apuntan a bajada de precios entre un 10%

y un 25% en los próximos 4 años.

Actualmente los prototipos más representativos de sistemas de baterías utilizados para

propiciar la integración de la generación eólica son: 34 MW acoplados a una batería NAS

en el parque eólico de Rokkasho (Japón) y 32 MW acoplados a una batería Li-Ion en el

parque eólico de Laurel Mountain (USA).


Cap. 2 | 49

2.6.3 Resumen comparativo de las tecnologías de almacenamiento

La tabla 2.10 muestra de forma conjunta un resumen de los aspectos estudiados en las

distintas tecnologías de almacenamiento reversible analizadas.

Tabla 2.10 Resumen de los factores analizados en los sistemas de almacenamiento

Tecnología

Principales impactos medio

ambientales Techo del recurso

Controla-bilidad

Potencia MW

Construcción años

Vida útil

años Coste €/MWh

Bombeo puro

modificación habitat

orografia especifica

Muy alta

50-250 3-5* 75 80-120

Baterías Ion-Li

residuos eloctrolíticos

Litio

experimental

CAES modificación

geológica condiciones geológicas

* Si se construye únicamente la central tras la vida útil, el periodo de construcción es aproximadamente 2 años


2.7 Conclusiones

Aunque se están haciendo esfuerzos para implementar medidas de eficiencia energética

en muchos países, todas las previsiones indican un incremento de la demanda eléctrica a

nivel mundial para los próximos años. Las principales fuentes de generación a día de hoy,

carbón, gas natural, nuclear, no ofrecen soluciones sostenibles para satisfacer dicha

demanda, y tan sólo se justifican por valoraciones económicas centradas en la rentabilidad

a corto plazo y que no tienen en cuenta costes reales de otros ámbitos (externalidades).

Por ello, y pese a la reticencia de muchos agentes en el sector energético, el camino hacia

sistemas eléctricos y en general energéticos renovables parece obligado a medio y largo

plazo. Uno de los principales problemas técnicos que se aducen generalmente en contra de

este cambio es la aleatoriedad que presentan los recursos primarios, principalmente sol,

viento y agua, así como la casi total falta de sincronía con la demanda. Tal como se ha

mostrado la principal solución para resolver estas problemáticas son los almacenamientos

energéticos reversibles, junto con un adecuado dimensionado del mix renovable. En la

actualidad, el principal sistema de almacenamiento reversible a gran escala es el bombeo.

No obstante, poco a poco van apareciendo nuevas opciones con distintos ratios de

capacidad y potencia que servirán para solucionar necesidades tanto de tipo general como

de carácter más local de gestión de la red eléctrica. La adecuada selección de los distintos

elementos que formarán ese sistema alternativo renovable, así como su gestión y

dimensionado serán los objetos centrales de estudio de los siguientes capítulos.

Cap. 3 | 1

3 DIMENSIONAMIENTO Y OPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CON GENERACIÓN RENOVABLE

3.1Introducción

Existen muy diversas opciones a la hora de plantear hipotéticos sistemas con generación

eléctrica renovable. Se pueden proponer sistemas que enfatizan una tecnología concreta

del mix, o sistemas más repartidos, donde todas las tecnologías tienen presencia relevante.

En cualquier caso, con su correspondiente e inevitable sistema de almacenamientos reversibles.

Evidentemente, para determinar el mix renovable que mejores oportunidades puede llegar

a ofrecer se necesitan herramientas de análisis específicas. Y quizá una de las mejores

herramientas disponibles sean los modelos matemáticos debido a que permiten simular y

analizar infinidad de posibles situaciones teniendo además en cuenta múltiples factores

[KAL 01-2]. No obstante, la fiabilidad de los resultados que se obtengan dependerá en gran

medida de los datos utilizados para emular la generación renovable. Y en este sentido, se

ha dispuesto de una fuente de información extensa proporcionada por Acciona Energía, la

cual incluye series de datos de producción horaria durante varios años y de una gran

cantidad de parques y tipos de generadores renovables.

Otro aspecto fundamental para poder profundizar en el funcionamiento de un sistema

eléctrico son sus reglas de operación, las cuales en cualquier caso han de tener como

objetivo principal garantizar la cobertura de la demanda. Estas reglas son resultado de una

planificación diaria y de muchos otros mecanismos que trabajan en tiempo real para compensar

las desviaciones de potencia y de este modo asegurar el servicio [BOE 184] [REE 13]. El

sistema actual de operación es resultado de décadas de servicio trabajando con un sistema

de generación centralizado y controlable. Sin embargo, un sistema eléctrico basado

únicamente en generación renovable muy probablemente deberá adaptar muchas de las

actuales reglas con el fin de integrar adecuadamente una generación que depende de

recursos naturales y que además se presenta de forma muy dispersa geográficamente [REE 08].

En este capítulo se propone un modelo matemático para analizar la operación de

sistemas eléctricos aislados y agregados que utilizan fuentes renovables, no renovables y

almacenamientos como elementos clave para el suministro garantizado a la demanda. Este

modelo utiliza los datos de producción de plantas reales antes comentados; que tras su

adecuado tratamiento permiten caracterizar la producción potencial de distintos generadores

renovables agregados: solar, eólica, minihidráulica, biomasa, etc. El modelo está preparado


2 | Cap. 3

para poder emular en prinicipio cualquier estrategia de operación que desee comprobarse.

Y tal como se mostrará, esto ha servido para desarrollar una estrategia de operación enfocada a

dos objetivos complementarios: garantizar el servicio a la demanda y tratar de aprovechar al

máximo todo el recurso renovable existente. Tal como se comprobará, aunque la estrategia

programada incluye técnicas sencillas de operación, muy lejos de las complejas técnicas

empleadas en los sistemas reales, sí ofrece unas cuantas claves que deberán tenerse en

cuenta en hipotéticos sistemas de gestión de sistemas con base 100% renovable. De entre

ellas, se destacaría la estrategia conjunta de gestión de los servicios de almacenamiento

reversible e hidráulico, e incluso las técnicas de priorización a la hora de servir a la demanda.

Con el fin de simplificar muchas explicaciones al respecto de las posibilidades de análisis

disponible con el modelo, se preparó un primer modelo representativo del sistema eléctrico

de la Comunidad Foral de Navarra, de la que se disponía de gran cantidad de datos de

generación renovable. A través de este sistema se presentan muy diversas posibilidades de

estudio, destacando la búsqueda de los denominados almacenamientos críticos. Éstos serían

los que permiten minimizar las pérdidas renovables o los aportes de generación renovable

para un mix determinado. La extensión sistemática de esta búsqueda a casos de estudio

con creciente generación renovable proporciona la denominada Curva de Almacenamiento

Crítico. Tal como se mostrará esta curva resulta especialmente útil en el proceso de

dimensionado de cualquier sistema incluido el análisis de la transición desde la situación

actual a cualquier otra hipotética con mayor penetración renovable.

3.2Operación de sistemas eléctricos con generación renovable

Un sistema eléctrico con muy alta e incluso total generación renovable necesitará introducir

algunos cambios en su operación respecto a la actual con el fin de garantizar el servicio a la

demanda y al mismo tiempo ofrecer un funcionamiento eficaz, rentable y por lo tanto

acorde con las características de los recursos primarios [CIA 12]. En España, como en la

mayoría de países, el sistema de operación del sistema eléctrico se ha ido definiendo sobre

un una base de generación convencional, cuyos principales recursos primarios no son

renovables. La tarea principal de esta operación es la de garantizar el suministro a todos los

puntos de demanda teniendo en cuenta la dispersión geográfica de generadores,

consumidores y líneas eléctricas de transporte y distribución, la disponibilidad y límites

técnicos de generadores y líneas, etc. No obstante, esta operación técnica está condicionada

y regulada por diversos mecanismos retributivos que comienzan cada día con los compromisos

establecidos en la subastas venta de energía. Todo ello conlleva a un complejo sistema de

operación que resulta de dos gestiones distintas y complementarias, la operación de

mercado y la operación de sistema, cuya interrelación y funciones básicas se muestran en la

figura 3.1 [BOE 184].

DIMENSIONAMIENTO Y OPERACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CON GENERACIÓN RENOVABLE

Cap. 3 | 3

Figura 3.1 Consumo de energía primaria mundial

Fuente: [CAR 07]

Tal como se mostró en el capítulo anterior, a base de introducir suficiente generación

renovable es posible cubrir con garantía la demanda. Sin embargo, dependerá tanto de la

planificación previa diaria como de la estrategia de la propia operación en tiempo real que

dicho objetivo se logre eficazmente cada día y aprovechando al máximo los recursos no

almacenables (especialmente sol y viento). Por ello, un sistema eléctrico con alta o total

generación renovable requerirá algunos cambios sustanciales tanto en la operación técnica

del sistema como muy seguramente en su operación de mercado, aunque el esquema básico

de la figura 3.1 siga siendo funcionalmente válido. Más aún, un planteamiento de mercado y

regulación retribuida más acorde a las características de los recursos energéticos primarios,

parece obvio que además de premiar los cumplimientos de los diversos compromisos

también debiera premiar el óptimo aprovechamiento del citado recurso, especialmente

cuando éste sea el no acumulable (sol y viento en particular).

En este apartado se presentan algunos aspectos generales de operación que se entiende

que son importantes y que deben ser tenidos en cuenta en la definición de futuras

estrategias de planificación y operación técnica de sistemas eléctricos con muy alta o total

penetración renovable. Es decir, son propuestas que fundamentalmente pertenecen a la

operación del sistema aunque repercutirán también en la gestión previa diaria e intradiaria

de los servicios retribuidos. Por ejemplo, la gestión de los almacenamientos hidráulicos

puede resultar mucho más activa que en la situación actual lo que requeriría nuevos

mecanismos retributivos de los servicios, y más aún, puede llegar a requerir nuevos elementos

de control para su planificación. Estas técnicas se han desarrollado para la correcta

operación de modelos agregados de sistemas eléctricos con alta generación renovable y

almacenamientos energéticos, lo cuales se presentan en detalle en el siguiente apartado.

Dichos modelos utilizan series de datos con mediciones reales de producción renovable de

distintas tecnologías, con el fin de lograr unos resultados fiables y creibles. De hecho, estos

modelos permiten comprobar la eficacia de cualquier estrategia general de operación al


4 | Cap. 3

evaluar simultáneamente el grado de aprovechamiento general e individual de cada

tecnología de generación y almacenamiento utilizados en el sistema. Aunque esta estrategia

general, es evidentemente más sencilla que las empleadas en sistemas reales; incluye

algunas técnicas concretas extensibles a los sistemas reales y que con la adecuada adaptación

son importantes para lograr el máximo grado de aprovechamiento del recurso renovable.

Tal como se expone a lo largo de este capítulo, las citadas técnicas que se proponen en esta

tesis se centran en los siguientes aspectos:

- Estrategia de priorización de las tecnologías renovables a la hora de permanecer en

la red. Estas estrategias son especialmente relevantes en los momentos de excedente

energético renovable y buscan minimizar las Pérdidas Renovables. Hay que recordar que

éste término engloba las pérdidas potenciales de producción renovable, lo cual no significa

directamente pérdidas de recurso. Por ejemplo, la parada de una central de biomasa

incrementa las Pérdidas Renovables, sin embargo su recurso permanece disponible.

- Estrategia de operación de los sistemas de almacenamiento energético. El hecho de

existir dos tipos de almacenamiento energético, reversible e hidráulico, introduce

oportunidades de operación que pueden ayudar a maximizar el aprovechamiento

renovable general, reduciendo sus pérdidas y garantizando la reserva a largo plazo.

- Estrategia de gestión de la demanda. Trata de mover el mayor porcentaje disponible

de demanda variable hacia las horas de mayor producción renovable. Esta planificación

se ejecutaría cada día dependiendo de las predicciones de producción disponibles y del

estado de los almacenamientos.

Evidentemente, la estrategia general incluye también la gestión de los recursos no

renovables, los cuales se consideran activos y disponibles durante la etapa de transición desde

la actual hasta la final hipotética basada únicamente en producción renovable. Es decir, los

modelos desarrollados ofrecen también la posibilidad de explorar los niveles de penetración

recomendables para cada tecnología conforme se va reduciendo la presencia de generación

no renovable. Y por ello es una herramienta eficaz para el dimensionado de sistemas renovables

y sus almacenamientos en cualquier etapa del proceso de transición.

3.2.1 Estrategia general de operación

Se ha denominado estrategia general de operación al algoritmo de evaluación de

necesidades y recursos de un sistema eléctrico aislado agregado y que tiene por objetivo

principal asignar la carga de trabajo a los distintos tipos de generadores y medios de

almacenamiento para asegurar la cobertura de la demanda en todo momento. Este algoritmo

trabaja sobre un modelo agregado de gran escala donde no se tiene en cuenta la dispersión

geográfica real de generadores, consumidores y las limitaciones de las líneas de transporte

y distribución. Estos modelos pueden servir por tanto para describir los aspectos más esenciales

de operación de sistemas eléctricos grande, como por ejemplo una nación entera, y también


Cap. 3 | 5

sistemas más pequeños como islas. La principal diferencia es que en sistemas pequeños

debido a la menor dispersión del recurso renovable (sol, viento, agua) las diferencias entre

el perfil de la demanda y producción renovable serán mayores que en sistemas grandes,

razón por la cual el tamaño y potencia de los almacenamientos reversibles son en general

mayores [KAL 01-1] [ALO-09]. Como objetivos secundarios del algoritmo, aunque por ello

no menos importantes, dicha estrategia deberá incorporar técnicas que permitan maximizar

en la medida de lo posible los recursos renovables no acumulables y la disponibilidad de los

almacenamientos, los cuales introducen un importante elemento de seguridad en la

operación. Por todo ello, esta estrategia debería ofrecer como mínimo las siguientes

características generales de operación:

- Ofrecer un correcto funcionamiento y servicio a largo plazo. Es decir, debe ser capaz

de atender correctamente la estacionalidad de muchos generadores renovables y

tomar decisiones de operación adecuadas independiente de las variaciones aleatorias

de la demanda.

- Debe garantizar la cobertura a la demanda eléctrica en todo momento.

- Debe tratar de minimizar la contribución de la producción no renovable.

- Debe tratar de minimizar las Perdidas de Energía Renovable, optimizando de esta

manera el uso de la potencia renovable instalada.

Para el cumplimiento de todos estos objetivos dentro de la estrategia general de operación

se ha desarrollado un algoritmo principal encargado de la toma de decisiones y sujeta a las

siguientes hipótesis y restricciones:

- Se consideran únicamente sistemas eléctricos aislados. Es decir, no existe ningún

intercambio energético significativo con otros posibles sistemas adyacentes.

- Los niveles de calidad eléctrica que tiene la generación renovable es semejante sino

superior a la que tiene actualmente la generación no renovable. Es decir, se asume

que ofrecen las mismas garantías de estabilidad y seguridad de continuidad de suministro

que actualmente ofrecerían las tecnologías no renovables [REE 08]. Por lo tanto, la

elección de un generador u otro, sea renovable o no, sólo atiende a objetivos de

aprovechamiento energético.

- El orden de prioridad a la hora de servir a la demanda se ha estructurado del

siguiente modo:

Primero, la generación no renovable proveniente de plantas nucleares y de

carbón, debido a su escasa capacidad de control se considera prioritaria a la

hora de servir a la demanda y si ésta lo permite trabajaran constantemente a

potencia nominal.

Segundo, las tecnologías renovables de acuerdo a un orden de priorización

específico para éstas tecnologías, detallado en siguientes apartados de

este capítulo.


6 | Cap. 3

Tercero, la generación no renovable controlable (gas natural y fuel). Se supondrá

potencia disponible infinita y con una capacidad plena de control sobre ella. De

este modo se asegura el servicio a la demanda y se puede determinar el valor

máximo de potencia auxiliar no renovable que sería necesario tener disponible

para los peores momentos de disponibilidad de recursos renovables.

- El sistema de almacenamiento tiene una limitación tanto en capacidad como en la

potencia del sistema de carga y descarga. Dicha potencia se considerará igual en

ambos casos.

- El algoritmo utilizará como base de tiempos de su ejecución la hora. Es decir, se ha

preparado para llevar a cabo su tarea de evaluación y determinación de consignas

planificadas con una perspectiva temporal de tan sólo una hora. De este modo, tanto

la información de estado del sistema como las previsiones de producción renovable

y demanda se consideran muy fiables, lo que ayuda en la garantía de la operación.

Por todo ello, las magnitudes de potencia que se utilizan y consignan son valores

promediados horarios.

El algoritmo desarrollado tiene por objeto central concretar las acciones correspondientes

a la estrategia de operación que posteriormente se probara sobre un modelo matemático.

Sin embargo, al mismo tiempo se pretende ofrecer ideas y enfoques que operarían en un

sistema futuro con gran penetración renovable. Este algoritmo se ha dotado también de las

necesarias opciones para servir en la búsqueda de oportunidades de operación. Es decir, es

una herramienta con doble objetivo. En primer lugar, mostrar los aspectos clave que ayuden

en la definición de una futura estrategia general; y en segundo lugar, ser herramienta

flexible en la búsqueda de técnicas específicas que permitan maximizar la producción renovable,

o mejorar el aprovechamiento hídrico, o el eólico, etc. En los siguientes puntos se aborda

de forma directa la preparación del algoritmo que conforma la estrategia general de

operación propuesta. Para ello, el primer paso ha sido definir el balance energético horario

del sistema eléctrico en una forma conveniente.

Balance de un sistema eléctrico aislado agregado con almacenamiento energético

El balance de potencias de un sistema eléctrico aislado agregado con generación renovable,

no renovable y almacenamiento puede describirse convenientemente utilizando la expresión

3.1, cuyo planteamiento en principio es válido para cualquier escala de tiempo. Sin embargo,

tal como se ha establecido anteriormente la base de tiempos propuesta es la hora y por

ello las siguientes magnitudes serán potencias medias horarias.

(3.1)

Al igual que antes, se han utilizado nombres diminutivos de las siguientes potencias

medias horarias:


Cap. 3 | 7


- pNRNoC, Potencia No Renovable No Controlable

- pNRC, Potencia No Renovable Controlable

- pAlm, Potencia de Almacenamientos




Al igual que en el capítulo anterior, la producción neta a partir de generadores renovables

será pRen:

(3.2)

Por otra parte, en este planteamiento se ha dividido la producción no renovable en dos

partes. La primera asociada a la producción no renovable de base (carbón y nuclear

principalmente), y que se ha denominado por simplicidad Producción No Renovable No

controlable o pNRNoC. Y cuya referencia de operación será habitualmente un valor

aproximadamente fijo que se ha definido pNR_base. Por otra parte, el segundo término

quedaría asociado a la producción no renovable pero de centrales controlables (ciclo combinado

principalmente), y que se ha denominado Producción No Renovable Controlable o pNRC.

Esta división en dos magnitudes se justifica por la necesidad de analizar matemáticamente

las mejores condiciones de reducción de la potencia de ambas generaciones durante la hipotética

etapa de transición desde la situación actual hasta la propuesta únicamente con producción

renovable. Este estudio particular se presenta más adelante y entre otras cuestiones ofrecerá

una propuesta de reducción paulatina de cada potencia no renovable con el fin de facilitar

la integración de la potencia renovable entrante.

El término de Potencia de Almacenamientos incluye dos posibles contribuciones distintas

que pueden ser o no simultáneas. En primer lugar la potencia media horaria desarrollada

en un momento dado por el conjunto m de almacenamientos hidráulicos:

∑ (3.3)

Esta potencia evolucionará entre dos límites. Cuando las reservas son nulas, la potencia

total será cero. Sin embargo, en general existirá una potencia media horaria disponible que

será función del nivel total de energía disponible en las m instalaciones. Este valor se

denominará pAlmHid_disp, y como máximo puede adquirir el valor de la potencia total

instalada en el sistema de turbinas, PAlmHid_tur, disponible únicamente cuando todos los

depósitos verifican un mínimo de capacidad.

Por otro lado, está la contribución neta de potencia media horaria de los n almacenamientos

reversibles:

∑ (3.4)


8 | Cap. 3

Esta potencia tendrá un valor positivo cuando funciona como productor de potencia

(equivalente a turbinar en el sistema hidráulico) y negativo cuando se comporta como un

consumidor de potencia, es decir, cuando convierte energía eléctrica en almacenada

(equivalente a un proceso de bombeo). Por ello, la suma de estos almacenamientos ofrecerá

dos potencias medias horarias límite en todo momento. Una positiva y asociada a la

potencia disponible para producir potencia, pAlmRev_tur cuyo valor evolucionará desde

cero cuando la suma de almacenamientos es nula y el máximo PAlmRev_tur cuando todos

tienen suficiente carga. Y otra negativa asociada a la potencia disponible para almacenar

energía, pAlmRev_bom (cota negativa), cuyo valor será nulo cuando todos los depósitos

están a su nivel máximo. Mientras que podrá ser como mínimo - PAlmRev_bom cuando

todos tienen la mínima carga. Como puede apreciarse, se han utilizado sufijos en los

términos de potencia disponible que corresponden con almacenamientos reversibles

hidráulicos. De esta forma, se identifica turbinar por producir energía (sufijo “_tur”) y

bombear por almacenar energía (sufijo “_bom”). Esta notación se ha establecido por simplicidad

y una rápida comprensión.

La producción neta del sistema de almacenamientos en un momento dado será la suma

de las potencias de los dos tipos de almacenamiento (expresiones 3.3 y 3.4):

pAlm = pAlmRev + pAlmHid (3.5)

El valor neto de esta suma de contribuciones podrá ser positivo o negativo dependiendo

de la situación requerida en cada momento. El balance final de un sistema basado

únicamente en generación renovable presentará la forma de la expresión 3.6.

pRenPot + pAlm = pDem + pPerSis + pPerRen (3.6)

Donde:


- pAlm, Potencia de Almacenamientos




En esta situación, la cobertura de la Potencia Demandada y sus inevitables pérdidas

requerirán una estrategia de planificación y de operación técnica que ya únicamente podrá

actuar sobre la generación renovable y los almacenamientos. Lógicamente, esta estrategia

tendrá ahora como objetivos la cobertura garantizada de la demanda y la minimización de

pérdidas (del sistema y renovables). Para esto último resultará esencial determinar criterios

de permanencia en la red para el conjunto de productores renovables. Es decir, en situación

de excedente renovable no acumulable, deberá estar perfectamente determinado el orden

de parada de generadores según su tecnología y el tipo de recurso que utiliza. En general,


Cap. 3 | 9

será recomendable detener aquellos generadores cuyo recurso primario no se pierde por el

hecho de parar la generación, y tal es el caso de la generación a partir de biomasa.

Algoritmo de la estrategia general de operación

Para el desarrollo del algoritmo de la estrategia general se han utilizado modelos de

sistemas eléctricos aislados agregados cuyos flujos de potencia media horaria están

relacionados según la ecuación 3.1. Algunas de estas magnitudes corresponden a sistemas

que pueden ser manipulados, como por ejemplo la potencia renovable o la potencia de los

almacenamientos. La estrategia general de operación tiene por objetivo determinar las

consignas de operación de dichos sistemas para la siguiente hora (señaladas con el sufijo _SP

que indica que es un valor de referencia o Set Point):

- Producción renovable:

Potencia total admitida en red: pRen_SP

Desglose de potencia por tecnologías. De acuerdo a un criterio de reparto

específico detallado más adelante

- Almacenamiento:

Potencia de almacenamiento reversible: pAlmRev_SP

Potencia de almacenamiento hidráulico: pAlmHid_SP

- Producción no renovable:

Potencia no controlable: pNRNoC_SP, cuyo valor inicial de referencia sería pNR_base

- Potencia controlable: pNRC_SP

La figura 3.2 muestra la primera etapa del algoritmo propuesto. Como puede apreciarse,

el punto de partida para la toma de decisiones generales de la siguiente hora de operación

consiste en la recopilación de información de estado del sistema y previsiones, esto es:

- Capacidad de potencia media horaria de los sistemas de almacenamiento:

Reversible: pAlmRev_bom

Hidráulico: pAlmHid_disp

- Disponibilidad de todas las fuentes de generación:

Renovables: pRenPot

No renovables: pNR_base

- Demanda prevista: pDem

A partir de esta información es posible realizar una primera evaluación que consiste en

comprobar si la potencia base programada es mayor que la demanda de potencia prevista.

Esta situación no es habitual en el sistema eléctrico actual, siendo generalmente mucho

más bajo el nivel de generación base (básicamente nuclear y carbón en la actualidad) que la

demanda. De hecho, el dimensionado habitual de dicha potencia base se hace para que así

sea. No obstante, se ha dotado al algoritmo de esta posibilidad con el fin de disponer de


10 | Cap. 3

una herramienta de análisis completa y que permita analizar situaciones de todo tipo.

Incluidas algunas que inicialmente podrían considerarse muy poco probables.

Según el algoritmo de la figura 3.2, en el caso de que la demanda sea inferior a la potencia

base el flujo de decisiones tomará el camino de la izquierda. En esta situación, lógicamente,

no se admitirá producción no renovable de tipo controlable y se tratará de almacenar el

máximo posible tanto de potencia base como renovable. La resolución de esta situación se

completa con el algoritmo 3.2 mostrado en la figura 3.3. Por el contrario, en caso de que la

demanda supere a la potencia base se sigue el camino de la derecha donde se confirma que

la producción no renovable y no controlable es la programada. El resto de la demanda

deberá ser cubierto ahora por otras fuentes de energía, y según se ha mostrado antes, la

prioridad es la generación renovable y en último término la producción no renovable

controlable. En el caso de que exista potencial renovable para alimentar la demanda

restante se continuará por el algoritmo 3.3 de la figura 3.4, cuya función principal es tratar

de minimizar las pérdidas de la potencia renovable sobrante mediante su acumulación. Por

el contrario, una escasez de potencial renovable deberá ser cubierta por almacenamientos

y llegado el caso por producción no renovable controlable.

Figura 3.2 Comienzo del algoritmo general del balance eléctrico. Algoritmo 3.1


El exceso de potencia base se resuelve en el algoritmo 3.2 de la figura 3.3. Como puede

apreciarse, el paso inicial consiste en comprobar si todo el exceso de producción base es

mayor de la capacidad del sistema de almacenamiento. En caso afirmativo, el sistema de

almacenamiento se saturará, lo que impedirá el posible almacenado de cualquier nivel de

potencia renovable. Es decir, todo el potencial renovable se convertirá en Potencia de

Pérdidas Renovables. Asimismo, la producción base deberá ser reducida en la cantidad que


Cap. 3 | 11

haya admitido la demanda más el sistema de almacenamiento. Por el contrario, si el exceso

de potencia base puede ser absorbido por el sistema de bombeo, siempre quedará cierto

nivel residual que podrá ser aprovechado para almacenar potencia renovable. En este caso,

el potencial renovable que merece la pena acumular será sólo una fracción del potencial

total, y corresponderá con la parte asociada al recurso volátil (sol, viento y recurso hídrico

fluyente). A esta fracción del potencial renovable total se le ha denominado fracción minorada

o pRenPot(*). Si no existe margen para almacenar toda la fracción minorada se deberá

parar parte de la producción renovable de acuerdo a criterios de parada que se definen

más adelante.

Figura 3.3 Gestión de potencia base excesiva. Algoritmo 3.2


La figura 3.4 muestra el algoritmo 3.3 correspondiente a la situación de exceso de

producción renovable potencial. En esta situación la cobertura a la demanda restante se

logra con parte de la producción renovable y lógicamente no se envían consignas a la

generación no renovable controlable. El objetivo prioritario ahora es tratar de acumular el

máximo posible de la fracción minorada renovable en los almacenamientos. Para ello se

calcula un valor inicial de referencia para sus sistemas de carga, pAlmRev_SP (negativo), y

que corresponde la cantidad de potencia media necesario para tal tarea. Si esta referencia

no supera al margen disponible se consignará al sistema de carga el citado valor de

referencia, en caso contrario, se tratará de almacenar el máximo posible y se tendrá que


12 | Cap. 3

parar producción de acuerdo a unos determinados criterios de prioridad los cuales se

detallaran posteriormente.

Figuta 3.4 Exceso de potencial renovable. Algoritmo 3.3


La figura 3.5 muestra el algoritmo 3.4 correspondiente al caso de déficit de potencia

renovable en la siguiente hora. En esta situación todo el potencial renovable es aprovechado,

siendo necesario más aporte energético para cubrir a la demanda. En primer lugar se trata

de lograr este aporte extra a partir de la energía almacenada, para lo que se calcula un nivel

de consigna de potencia de almacenamientos. En el supuesto de que tal consigna pueda ser

satisfecha por la suma de los almacenamientos reversibles e hidráulicos se verificará que ya

no hace falta producción no renovable controlable. En esta situación el reparto de la

consigna necesaria entre ambos tipos de almacenamiento se establece a partir de un

sistema de gestión específico, detallado más adelante en este capítulo. Tal como se podrá

comprobar, esta gestión tratará de optimizar este recurso teniendo en cuenta varios

aspectos: situación actual de llenado, previsiones pluviométricas para el sistema hidráulico,

etc. Por el contrario, en caso de ofrecer insuficiente potencia media el algoritmo

preestablecerá una consigna para los sistemas de producción no renovable controlable que

asegure la cobertura total de la demanda.


Cap. 3 | 13

Figura 3.5 Deficit de potencial renovable. Algoritmo 3.4


Tal como se estableció anteriormente esta estrategia de operación debe iterarse cada

hora por un tiempo de análisis indefinido. No obstante, para comprobar si el funcionamiento

resultante a lo largo de los años es el esperado se recomienda ejecutar el mismo con datos

reales durante al menos 4 años [KAL 01-2]. Por ejemplo, un estudio de duración suficiente

permitirá comprobar si los niveles de almacenamiento de larga duración, como los hidráulicos,

mantienen un nivel estacionario mínimo de forma regular y asegurada.

Dentro de las gestiones que realiza este algoritmo hay dos que requieren especial

atención y que se han dejado aparte para poder abordarlas con detalle. En primer lugar, la

gestión de parada de tecnologías renovables según criterios preestablecidos. Y en segundo

lugar, la definición del nivel de prioridades para la activación de los sistemas de carga y

descarga de los distintos sistemas de almacenamiento a petición de la demanda.

3.2.2 Priorización de generación renovable

En caso de excedente en la producción potencial renovable surge la necesidad de

desactivar una fracción de la misma, lo que puede producir pérdidas de oportunidad en el

sistema de generación renovable. Con el fin de reducir precisamente estas pérdidas se ha

establecido un criterio para la prioridad de permanencia en red, o lo que resulta equivalente,

el orden de parada en caso necesario. Esta gestión se incluye como una parte más del

algoritmo de operación antes presentado. Para definir esta prioridad se han considerado

aquellas tecnologías que han alcanzado ya su madurez técnica (eólica, fotovoltaica, hidráulica,

biomasa) y aquellas en un avanzado estado de desarrollo (termosolar, geotérmica). No


14 | Cap. 3

obstante, algunas fuentes añaden a su mix de generación renovable futura la tecnología de

olas [ORT 05] [PER 10].

Primeramente, como es sensato y recomendable se deberán desactivar aquellas

tecnologías cuyo recurso sea totalmente controlable (biomasa y geotermia) ya que el

recurso no consumido no se pierde y se puede utilizar posteriormente. Dentro de éstas, se

desactivarán en primer lugar aquellas cuya generación implique un mayor coste, es decir

las plantas de biomasa y después las plantas geotérmicas [BLO 12-3]. En segundo lugar se

desactivarán aquellas plantas cuyo recurso sea parcialmente controlable, es decir las

grandes centrales hidráulicas, ya que aunque su embalse asociado les dota de un alto grado

de control, siempre guardan una dependencia del aporte hidrológico. Por ejemplo, se

puede dar el caso que si se desactivan, un posible aporte fluvial posterior haga alcanzar el

límite de capacidad de los embalses asociados a las grandes centrales hidráulicas. Esto

obligaría a verter sin producir el agua que hubiera podido ser utilizada anteriormente para

servir a la demanda. La potencia renovable potencial resultante al descontar estas tres

contribuciones, es lo que se denominó anteriormente fracción reducida, pRenPot(*). Si tras

desactivar las plantas de generación controlable sigue existiendo un potencial renovable

superior a las exigencias de la demanda se deben desactivar plantas no controlables. En

este caso para definir la secuencia de prioridades se ha utilizado el criterio técnico que

permita más fácilmente desactivar las plantas. Dentro de la generación no controlable

serían las tecnologías solares las que a priori mejores oportunidades ofrecen para reducir

potencia. La forma de lograrlo depende de la tecnología, por ejemplo la fotovoltaica puede

reducir a voluntad mediante ordenes directas a los convertidores de potencia. Sin embargo

en la termosolar se logrará desorientando campos de captación, almacenando en sales, etc.

Si todavía se requiere desactivar más potencia, las siguientes en hacerlo serían las plantas

minihidraulicas. En último lugar se han posicionado los parques eólicos, primero los terrestres

y luego los marinos. La razón de ello ha sido tratar de minimizar las cargas mecánicas

asociadas a posibles paradas y encendidos frecuentes y que pueden aumentar el grado de

desgaste general. Lógicamente, estas prioridades pueden cambiar atendiendo a nuevos

cambios tecnológicos que así lo recomienden. La tabla 3.1 muestra el orden de prioridades

propuesto a la hora de establecer políticas de parada de fuentes renovables.

Tabla 3.1 Secuencia de prioridades de desactivación de las tecnologías renovables

Prioridad Tecnología

1 Biomasa

2 Geotermia

3 Gran Hidráulica

4 Solar

5 Minihidráulica

6 Eólica terrestre

7 Eólica marina



Cap. 3 | 15

3.2.3 Estrategia de gestión de almacenamientos energéticos

El algoritmo de operación calcula de una forma genérica los excesos o defectos de

producción que han de ser inicialmente compensados a partir de energía almacenada.

Es decir, inicialmente no distingue si la potencia requerida en un momento dado provendrá

de almacenamientos reversibles o hidráulicos. El algoritmo determina consignas relacionadas

bien con una necesidad de almacenamiento, las cuales sólo las pueden ejecutar

almacenamientos reversibles (bombeo hidráulico, CAES, electroquímicos, etc), o bien

relacionadas con una necesidad de producción. Tal producción podrá provenir de los grandes

almacenamientos hidráulicos o de los reversibles que deberán ser gestionados de forma

coordinada. Para esta situación sí existen grados de libertad que pueden ofrecer oportunidades

de mejorar la gestión; y la técnica que lo desarrolla se presenta en este apartado formando

parte del algoritmo general de operación.

La determinación de qué proporción del trabajo requerido se consignará a un tipo de

almacenamiento u otro dependerá de factores tales como su disponibilidad, sus niveles de

almacenamiento actuales, las previsiones de aporte hídrico, etc. Las reglas de explotación

coordinada que se han desarrollado tienen por objetivo principal maximizar la duración de

la energía almacenada ofreciendo al mismo tiempo el mayor nivel de potencia disponible

para la operación del sistema. Esta idea resulta clave para lograr minimizar los aportes de

potencia no renovable en cualquier situación y aumentar el grado de penetración de la

potencia renovable en el sistema eléctrico.

Con el objetivo de simplificar las explicaciones y presentar la estrategia de la forma más

directa posible se ha optado por asumir todos los almacenamientos por equivalentes de

tipo hidráulico. De este modo, la descarga de un almacenamiento la realizarán turbinas

mientras la carga la realizarán bombas. Así, se generalizan las explicaciones aun cuando un

sistema de almacenamientos reversibles conste de muy diversas tecnologías. En la figura 3.6

se muestran los tres tipos de almacenamiento energético asimilados a equivalentes hidráulicos

y cuya descripción se presentó en el capítulo anterior. El tipo 1 es un almacenamiento

reversible puro sin aporte fluvial, donde el elemento de carga es una bomba, B1, y el de

descarga una turbina, T1. El tipo 2 es un almacenamiento reversible mixto, en él ambos

depósitos están expuestos a la aportación hidrológica y generalmente tiene un comportamiento

estacional. Es decir, en los periodos húmedos con aporte fluvial se comportará más como un

almacenamiento hidráulico mientras que en periodos secos su comportamiento es más

similar al de un sistema reversible cerrado. En este sistema, la turbina se ha denominado T2

y el bombeo B2. Finalmente el tipo 3, el cual correspondería con la suma de centrales

hidráulicos convencionales y por lo tanto desprovistos de reversibilidad. Es decir, sólo tiene

la turbina T3 para realizar la descarga mientras la carga es realizada únicamente por los

aportes fluviales. Los niveles de capacidad de almacenamiento total para cada depósito se

han definido C1, C2 y C3 de forma correspondiente.


16 | Cap. 3

Figura 3.6 Esquema de los almacenamientos energéticos


Tal como se muestra en la figura 3.6, todos los almacenamientos presentan una estructura de niveles asociada a estados de carga distintos. Los límites entre dichos niveles se establecen por medio de los parámetros Lim_sup y Lim_inf de cada depósito superior energético:

- Nivel 0: la cantidad de energía almacenada esta próxima al límite técnico del almacén, por debajo de éste el sistema no es capaz de suministrar energía. Es decir, sólo se pueden admitir consignas de carga en los reversibles y no se admiten consignas de descarga en los hidráulicos. La utilización de esta reserva quedaría asociada a mecanismos de seguridad únicamente.

- Nivel 1: la cantidad de energía se encuentra en la zona media del almacén y por lo tanto la potencia media disponible ya equivale a la nominal. El tiempo de descarga será variable y dependerá del nivel concreto. En esta situación el almacenamiento admite tanto consignas de carga como de descarga.

- Nivel 2: la cantidad de energía se encuentra próxima a la capacidad máxima del almacén y por lo tanto su tiempo de descarga es elevado. En esta situación se reducen las posibilidades de almacenar energía en los reversibles, y aumentan las posibilidades de vertido en los hidráulicos.

Los tres almacenamientos son independientes y en un momento dado cada uno puede estar en cualquiera de los 3 niveles descritos, por lo que existen 27 combinaciones factibles de estado para el conjunto. Para cada uno de estos estados es necesario definir la prioridad de uso de cada sistema de almacenamiento para satisfacer convenientemente tanto demandas de carga como de descarga. En primer lugar, ante una necesidad de producción energética cualquiera estarán disponibles 3 sistemas de turbinas, una de cada conjunto de almacenamientos. Para establecer un orden de prioridad en la selección de las turbinas se ha

2

1

0

Cerrado

Tipo 1:Reversible cerrado

Tipo 2:Reversible mixto

Tipo 3:Convencional

B1

AporteFluvial

B2T1 T2 T3

AporteFluvial

Límite

Límiteinferior

Abierto

2

1

0

Abierto

2

1

0

2

1

0


Cap. 3 | 17

establecido un rango en grados desde 0 (no utilizar) hasta 3 (preferente) para cada uno de los

27 combinaciones de estado de nivel. Por otra parte, en el caso de requerirse bombeo, tan

sólo dos sistemas lo ofrecen por lo que basta un rango de priorización desde 0 (no utilizar)

hasta 2 (preferente). La tabla 3.2 muestra todas estas combinaciones junto con el grado de

priorización establecido para cada turbina y bomba del conjunto de almacenamientos.

Tabla 3.2 Prioridades de activación de los almacenamientos energéticos

Tipo 1 0 1 2

Tipo 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2

Tipo 3 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2 0 1 2

T1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 2 1 1 2 1 1 2 3 2 3 2 2 2 2 1 T2 1 1 1 2 2 2 2 3 2 2 1 1 2 1 1 3 2 2 1 1 1 2 1 1 2 2 1 T3 1 2 2 1 2 3 1 2 2 1 1 2 1 1 2 1 1 2 1 2 2 1 1 2 1 1 1 B1 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 B2 1 1 1 1 1 1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 0 0 0


A modo de ejemplo, en el caso de que el almacén de tipo 1 se encuentre en nivel 2, el de

tipo 2 en nivel 1 y el de tipo 3 en nivel 2, según la tabla 3.2 la secuencia de prioridades de

turbinado sería:

- Turbinas de almacén 1: prioridad 2



Por lo tanto, una consigna general para turbinado se repartirá inicialmente entre el depósito

1 y 3 por tener ambos la máxima prioridad (no hay ninguno preferente en este caso).

Lógicamente, en caso de que la consigna supere la potencia total disponible de los depósitos

1 y 3, se tratará de cumplir dicha consigna poniendo en marcha las turbinas del almacén 2.

El reparto entre las turbinas de los almacenes 1 y 2 puede realizarse de distintas formas,

por ejemplo, proporcional a la potencia de cada turbina, o proporcional a la potencia y a su

nivel actual de llenado, etc. En este sentido se han desarrollado varias opciones obteniendo

técnicas de reparto proporcional con distintas características. El planteamiento matemático

que define la técnica de reparto específica se detalla en el anexo 1. La definición de los citados

métodos es la siguiente:

- Reparto proporcional combinado equilibrado

- Reparto proporcional únicamente por potencia instalada

- Reparto proporcional según el nivel actual de almacenamiento disponible

- Reparto proporcional combinado

Aunque hay otras formas para realizar el reparto, aquí se presentan únicamente las que

ofrecen buenas características. Para ilustrar las propiedades de un método u otro se ha


18 | Cap. 3

realizado un ejemplo sencillo de proceso de vaciado de dos depósitos inicialmente totalmente

llenos, uno de un almacenamiento reversible y el otro de un hidráulico. En este ensayo la

referencia de turbinado total se ha mantenido fija todo el tiempo. La figura 3.7 muestra el

resultado de este proceso de vaciado para cada una de las técnicas antes definidas. En esta

figura se muestran valores normalizados del nivel de los almacenamientos para facilitar la

comparación. Tal como puede apreciarse, cada método ofrece una evolución del nivel de

cada almacenamiento distinta hasta finalizar en el total vaciado. Los tres primeros tienen a

vaciar antes al sistema reversible a diferencia del último que trata de mantener el máximo

posible la disponibilidad del almacenamiento reversible. Logrando incluso extender el

servicio durante algo más tiempo que en los anteriores casos. Estos métodos se han

comparado entre sí utilizando los modelos de simulación que se presentan en el apartado

siguiente. Con estos modelos es posible realizar estudios simulados durante varios años,

donde se ha podido observar que cada uno de estos métodos resuelve mejor situaciones

específicas. Por ejemplo, situaciones de alto viento y baja producción solar se resuelven

mejor si el sistema de almacenamientos reparten la referencia de turbinado según el

primer método. Sin embargo, al considerar largos periodos de tiempo, donde se verifican

todo tipo de situaciones, no se ha podido determinar con rotundidad que método ofrecería

mejores prestaciones en general. No obstante, todavía podrían definirse más métodos de

los presentados en esta tesis siendo factible que alguno de ellos mejore la explotación en

su conjunto. Por ello, queda como línea de trabajo futura la búsqueda de nuevos métodos

con un análisis mucho más detallado y extenso que permita valorar y determinar la mejor

opción. En cualquier caso, como consecuencia de todo lo anterior, se seleccionó como método

preferente el correspondiente al reparto proporcional combinado, método (d) de la figura 3.7.

Como se ha dicho, este ofrece la ventaja adicional de aprovechar mejor el almacenamiento

reversible cerrado y su comportamiento ha sido probado totalmente satisfactorio.

Figura 3.7 Ensayo de vaciado a referencia constante utilizando distintas técnicas de reparto proporcional

(a) Proporcional combinado (b) Proporcional por potencia instalada


Cap. 3 | 19

(c) Proporcional por nivel almacenamiento (d) Proporcional combinado


Para mostrar las operaciones correspondientes al método elegido se propone continuar

con el anterior ejemplo donde las turbinas 1 y 3 tenían grado de prioridad 2, mientras la

turbina 2 tenía grado 1. Para ello, se supondrá que cada almacenamiento tiene las características

definidas en la tabla 3.3.

Tabla 3.3 Características de los almacenamientos agregados del ejemplo de estudio

Almacenamiento

reversible 1 Almacenamiento

mixto 2 Almacenamiento

Hidráulico Totales

Potencia instalada (MW) 4.500 10.000 15.000 29.500

Capacidad almacenamiento (GWh) 100 200 17.500 17.800

Nivel actual de almacenamiento (%) 92 85 98 97.8*

* Medida ponderada a la capacidad de almacenamiento

Siguiendo con el ejemplo, se asumirá que la potencia total de turbinado que se debe

satisfacer es de 10000 MW. Lo que significa que bastará con las turbinas 1 y 3 (prioritarias)

para cumplir el objetivo ya que la potencia total disponible con ambas es de 19500 MW.

Además, se supondrá también que el nivel de los almacenamientos es del 92% para el primero,

del 85% para el segundo y del 98% para el tercero. En esta situación, el proceso de reparto

se realiza utilizando dos factores:

- Factor de Potencia, FP. Para cada almacenamiento se calcula la relación entre su

potencia disponible y la total. En el ejemplo mostrado:

FP1 = 4.500 / 19.500 = 0,231

FP2 = 15.000 / 19.500 = 0,769


20 | Cap. 3

- Factor de Almacén, FA. Relación entre el nivel actual y su capacidad:

FA1 = 0,92

FA2 = 0,98

De forma general, el cálculo de la potencia para cada sistema de turbinas sería:

pTurDep_x = pAlmRev · FPx · FAx (3.7)

Por lo tanto, para cada almacenamiento del ejemplo se tendría:

- Potencia grupo turbinas T1: pTurDep1 = 10.000 * 0,231 * 0,92 = 2.125 MW

- Potencia grupo turbinas T3: pTurDep3 = 10.000 * 0,769 * 0,98 = 7.536 MW

Cuya suma no cumple con la consigna inicial y que requiere un reajuste. Para ello se

propone el siguiente factor de ajuste en función de las potencias resultantes:

F = pAlmRev / (pTurDep1 + pTurDep3) (3.8)

Aplicando ahora de nuevo sobre cada cálculo de potencia:

pTurDep_x = pTurbDep_x * F (3.9)

Para el ejemplo, el cálculo de F arroja un valor de 1.035, lo que significa una leve mayoración

para las dos potencias antes calculadas, esto es:

- Potencia grupo turbinas T1: pTurDep1 = 2.125 * 1,035 = 2.200 MW

- Potencia grupo turbinas T3: pTurDep3 = 7.536 * 1,035 = 7.800 MW

Cuya suma ahora sí coincide con la referencia inicial de 10.000 MW.

Para el bombeo la técnica de reparto priorizado es similar. En el ejemplo anterior, la

prioridad de bombeo entre el almacenamiento puro y el mixto es:

- Bomba de almacén 1: prioridad 1

- Bomba de almacén 2: prioridad 2

Ahora la prioridad de bombeo es mayor en el depósito mixto puesto que su nivel de

carga es inferior (85% frente al 92% según los niveles utilizados en este ejemplo). Por ello,

la consigna de bombeo se asignará inicialmente al sistema de almacenamiento mixto y

continuará con el del puro en caso de resultar insuficiente. En caso de igual prioridad, la

asignación se divide proporcionalmente siguiendo la técnica de reparto antes presentada

para el reparto entre turbinas.

Tal como se presentó en el capítulo 2, los almacenamientos mixtos cambian sus posibilidades

de operación a lo largo del año y dependiendo de los ciclos hídricos. En épocas lluviosas es

recomendable que su operación se asimile a la del resto de almacenamientos hidráulicos


Cap. 3 | 21

debido a lo abundante del recurso hidrológico. Mientras que en épocas secas su capacidad

se suma a la de los almacenamientos reversibles cerrados. Por estas razones, es posible

considerar los sistemas de almacenamiento mixto como combinación lineal de dos

almacenamientos distintos, uno de tipo cerrado y otro de tipo hidráulico. La división se

establecería dependiendo de la época del año que se considere y de las previsiones

meteorológicas. De este modo, durante las épocas secas el sistema mixto se asimilaría

totalmente al sistema cerrado, quedando por tanto el conjunto de almacenamientos con

los niveles de potencia y energía equivalentes mostrados en la tabla 3.4. De modo similar,

en épocas lluviosas el mixto suma sus capacidades a la hidráulica existente.

Tabla 3.4 Turbinas y bombeos equivalentes tras la integración de los sistemas mixtos

Época Seca Época Lluviosa

Turbina equivalente sistema cerrado T1´ = T1 + T2 T1´ = T1

Bombeo equivalente sistema cerrado B1´ = B1 + B2 B1´ = B1

Turbina equivalente sistema hidráulico T3´ = T3 T3´ = T3 + T2

Capacidad almacenamiento puro equivalente Cap 1 + Cap 2 Cap 1

Capacidad almacenamiento hidráulico Cap 3 Cap 3 + Cap 2


Teniendo en cuenta lo anterior, la figura 3.8, muestra el nuevo esquema de los

almacenamientos hidráulicos en los que dependiendo del aporte hidrológico los parámetros

de bombeo y turbinaje adquieren los anteriores valores. Este sistema simplificado tiene ahora

un total de 9 estados posibles, cuyo reparto de prioridades se establece en la tabla 3.5.

Figura 3.8 Esquema de los almacenamientos energéticos tras la integración de los sistemas mixtos


2

1

0

Cerrado

Tipo 1:Reversible cerrado

B1´ T1´

Tipo 3:Convencional

T3´

Abierto

2

1

0


22 | Cap. 3

Tabla 3.5 Prioridades de activación de los almacenamientos tras la integración de los sistemas mixtos

Tipo 1 0 1 2

Tipo 3 0 1 2 0 1 2 0 0 0

T1 1 1 1 2 1 1 2 2 1

T3 1 2 2 1 1 2 1 1 1

B1 1 1 1 1 1 1 1 1 1


Los límites de carga de los almacenamientos hidráulico y mixto pueden modificarse

también dependiendo de las condiciones del recurso hídrico con el fin de aprovechar mejor

el mismo. En épocas húmedas es posible bajar los límites y con ello ampliar el rango de nivel 2,

lo que favorecerá un mayor uso de este recurso acorde al mayor grado de llenado natural.

La tabla 3.6 muestra los valores de nivel de carga utilizados en los modelos matemáticos

para cada condición de funcionamiento, cuya determinación se ha realizado al comparar

resultados de estudios de simulación. El cambio de niveles puede plantearse como una tarea

de tipo semanal o mensual a partir de estimaciones y estadísticas meteorológicas.

Tabla 3.6 Cambio de niveles de carga según estimación de recurso hídrico

Semana / Mes

Lluvioso Semana / Mes

Seco

Lim_sup 0,8 0,9

Lim_inf 0,1 0,2


En esta sección se ha presentado una metodología enfocada a la gestión de sistemas de

almacenamiento agregados según sus funcionalidades. Es decir, una gestión simplificada

sobre tres tipos de almacenamiento: cerrado, mixto e hidráulico, que incluso admite un

mayor grado de simplicidad al poder trabajar únicamente sobre dos equivalentes: reversible

e hidráulico. Esta gestión agregada puede extenderse a sistemas formados por múltiples

almacenamientos siempre que se respete una regla fundamental, y que consiste en hacerlos

funcionar de forma que la potencia disponible sea la mayor posible en todo momento. Y la

consecución de este objetivo se logra principalmente al operar los almacenamientos como si

éstos estuviesen comunicados hidráulicamente entre sí por vasos comunicantes. De este

modo, el nivel relativo de todos ellos sería similar manteniendo por igual su capacidad de

ofrecer potencia. Esta regla aplica tanto a los almacenamientos reversibles, quizá más sencillos

de operar de forma agregada, y a los hidráulicos, cuyo aporte hídrico distinto en cada cuenca


Cap. 3 | 23

hidrográfica complicaría el cumplimiento de dicha regla. A modo de ejemplo, la figura 3.9

muestra como la potencia disponible se mantendría en su valor máximo si la gestión del

sistema distribuido logra su asimilación a la de uno agregado. De otro modo, la potencia

disponible irá bajando de forma escalonada conforme los distintos almacenamientos van

reduciendo su capacidad por debajo de sus niveles técnicos, lo cual sucederá de una forma

no coordinada. En cualquier caso, la adaptación a sistemas distribuidos de la estrategia agregada

planteada en esta tesis es una tarea que se consideraría también línea de trabajo futuro.

Figura 3.9 Gestión de almacenamientos distribuidos operados en modo agregado y en modo no agregado


3.2.4 Estrategia de gestión de la demanda

En este apartado se presenta una técnica de gestión de la demanda desarrollada con el

fin general de acercar el perfil de la demanda el máximo posible al perfil de producción

renovable potencial. Tratando de reducir con ello pérdidas renovables y mejorar la

disponibilidad de energía en los almacenamientos. Una gestión de este tipo no formaría

parte del anterior algoritmo de operación, con planteamiento de ejecución horaria, ya que

se asume que ésta requiere una programación como mínimo con un día de antelación. Por

ello, esta estrategia particular formaría parte de las tareas de planificación previa diarias

correspondientes a la estrategia general de operación. En cualquier caso, se asume que

cualquier traslación de demanda gestionable entre horas es asumida dentro del mismo día.

La figura 3.10 muestra la evolución típica de la demanda en un día laboral y festivo,

donde se aprecia en ambos casos como durante las horas nocturnas se reduce apreciablemente.

Nivel Almacenamiento / Capacidad (%)

Gestión no agregada de almacenamientos

Po

ten

cia

Dis

po

nib

le /

Po

ten

cia

inst

alad

a (%

)

Gestión agregada de almacenamientos

Mínimo Técnico

100 Po

ten

cia

Dis

po

nib

le /

Po

ten

cia

inst

alad

a (%

)

100


24 | Cap. 3

Si se considera el tramo horario de 24:00 a 8:00, la energía total demandada en lugar de ser

una tercera parte de la total del día es aproximadamente una cuarta parte. Ya en la actualidad,

estas grandes diferencias obligan a activar más generación durante las horas punta e

incluso a requerir la parada de generación eólica durante las horas nocturnas. Como

ejemplo de la importancia que tiene este efecto en la operación del sistema, hace años se

ofertó la denominada “tarifa nocturna”, que ofrecía un precio inferior para la energía

consumida en las horas nocturnas y de este modo motivar un desplazamiento de la

demanda a las horas de baja demanda.

Los datos más importantes y a la vez difíciles de concretar es el porcentaje de la

demanda eléctrica susceptible de ser desplazada en el tiempo y en qué condiciones. La

estimación se ha realizado en base a un artículo informal de Bosch-Siemens, que indica que

los hogares españoles consumen el 18% del total de la energía y a su vez el 52% corresponde

a electrodomésticos [PEL 09]. Suponiendo un planteamiento optimista, es decir, que el

único electrodoméstico, cuyo consumo no es desplazable es el frigorífico, éste consume

aproximadamente el 18% de la energía de las viviendas, resultaría que como máximo el

30% del consumo doméstico podría desplazarse en el tiempo [GPE 11]. Para analizar el

efecto de la gestión de la demanda se ha optado por ser generosos con el porcentaje

desplazable y como se verá en el capítulo 4 se ha mantenido un porcentaje desplazable del

30% para todo el consumo eléctrico e incluso en algún caso se ha supuesto este porcentaje

todavía superior. A medida que la penetración renovable (eólica y solar) se haga más

importante, también lo puede llegar a ser el desplazamiento de la demanda, hecho que se

analiza en detalle en el capítulo siguiente. De hecho, poder desplazar consumo a las horas

de mayor recurso eólico y solar puede implicar que no se tenga que reducir este tipo de

generación, consiguiendo un mayor aprovechamiento de estas fuentes y reduciendo el

consumo de otras tecnologías renovables cuya generación sea posiblemente más cara.

El ciclo diario de demanda presenta perfiles muy concretos con variaciones de mañana,

tarde y noche bien definidas. Sin embargo, en los sistemas renovables el recurso no es tan

cíclico y puede haber importantes variaciones en intervalos cortos de tiempo (días de

nubes y claros, temporales intempestivos, etc.). Por ello, para poder aproximar el perfil de

la demanda de un día cualquiera al perfil esperado de producción renovable potencial sería

recomendable poder dividir en el máximo número de bloques posible la gestión diaria. Por

ejemplo, dividir la gestión en 24 horas, situación ideal, requiere de precisas estimaciones de

la demanda, de la producción renovable potencial y de márgenes importantes de demanda

gestionable hora a hora. Evidentemente, la complejidad de esta propuesta es muy alta y

por ello su planteamiento habría de estar respaldado por claros beneficios técnicos y

económicos. No obstante, en los últimos años parece que se están centrando más esfuerzos

en reducir la demanda eléctrica mediante medidas de eficiencia energética, que en técnicas

y propuestas avanzadas asociadas a la gestión de la demanda [ITC 09].


Cap. 3 | 25

Figura 3.10 Perfil diario de la demanda

Fuente: REE

La estrategia diseñada en este apartado ofrece la posibilidad de programar cualquier

fracción gestionable de la demanda en bloques diarios de cualquier duración con un día de

antelación. En la figura 3.11.a se muestra un ejemplo con las previsiones de demanda

eléctrica y generación potencial de un día, dividido éste en cuatro bloques de seis horas

cada uno de ellos. La máxima demanda que puede ser desplazable en cada bloque (30% en

este caso) viene determinada por la distancia entre la línea de referencia y la línea roja. La

figura 3.11.b muestra para cada bloque la diferencia entre generación potencial y demanda.

Puede apreciarse como durante las etapas A y B sobra energía, mientras que en las etapas

C y D faltaría energía renovable. Interesa por tanto trasladar parte de la demanda C-D al

intervalo A-B. En la figura 3.11.b también se ha mostrado con líneas rojas el máximo de

demanda trasladable de cada etapa o a cada etapa. Por ejemplo, en el bloque A, se puede

llegar a producir un 30% más, ya que la producción potencial sobrante es superior al 30%

de la demanda de ese mismo bloque. Esta situación la refleja el hecho de que la línea roja

de A queda dentro del rango de potencia sobrante. Por el contrario, en el bloque B no es

posible cubrir un eventual aumento de la demanda del 30% ya que no hay sobrante

renovable suficiente en ese tramo diario. En el bloque C, aun cuando se logre reducir la

demanda en un 30% sigue sin haber potencial renovable para cubrir la misma. Mientras

que en el bloque D no sería necesario un desplazamiento del 30% de la demanda.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

h

Hora

Demanda Eléctrica horaria España 07

Día laboral: 2 enero 2007

Día festivo: 7 enero 2007


26 | Cap. 3

Figura 3.11 Determinación de la potencial demanda diaria desplazable

(a) Previsiones de demanda (eje positivo) frente a las

de producción renovable potencial (eje negativo) (b) Diferencia entre producción potencial y demanda


A la suma de las energías desplazables correspondientes a los bloques con demanda excesiva, en el ejemplo anterior etapas C y D, se ha denominado Demanda Desplazable Máxima, mientras que la máxima capacidad de absorción de energía en las etapas de potencial sobrante, en el ejemplo etapas A-‐B, se ha denominado Demanda Absorbible Máxima. La figura 3.12 muestra como en el caso del ejemplo, la primera es superior a la segunda, lo que condiciona que el desplazamiento de demanda real sea algo inferior al deseable. La puesta en acción de las órdenes de traslado de demanda de acuerdo a la planificación cambiará los niveles de ésta de cada tramo. La figura 3.13 muestra la evolución esperada del perfil de demanda, línea roja, de cada etapa tras ejecutar dichas acciones de traslado. En el bloque A, con margen de generación suficiente, se verificará un aumento del 30% de la demanda que es compensado por un aumento de producción correspondiente. En el bloque B, con capacidad insuficiente, se verificará un aumento de demanda menor del 30%. En los bloques C y D, se verificará un menor nivel de demanda y con ello una menor desviación entre demanda y generación renovable. Concretamente en el bloque D esta desviación será nula.

Figura 3.12 Determinación de la Demanda desplazable real diaria

Figura 3.13 Perfil de la Demanda diaria tras la estrategia de Gestión.


A B

C D Demanda

ProducciónPotencialRenovable

30%A

0h. 6h. 12h. 18h. 24h.

BC

D

30% 30%30%

Línea de Referencia

Demanda

ProducciónPotencialRenovable

A B C D

de demanda


Cap. 3 | 27

3.3Modelado de sistemas eléctricos aislados y agregados con generación renovable y almacenamiento energético

En apartados anteriores se ha hecho referencia en diversas ocasiones a modelos

matemáticos de sistemas eléctricos aislados agregados como medio eficaz para el análisis y

desarrollo de técnicas y estrategias de operación. Para cumplir con estas expectativas y

ofrecer la necesaria credibilidad, los citados modelos deben estar construidos sobre bases

físicas sólidas y representativas del sistema que reflejan, así como estar validados a partir

de muestras y medidas reales. Según esto, los fundamentos físicos sobre los que reside el

modelo propuesto serían los siguientes:

- Las relaciones energéticas entre los distintos productores, consumidores y almacenadores

de potencia del sistema eléctrico cerrado quedan establecidas según el principio de

conservación de la energía. Tal como se mostró a través de las magnitudes definidas y

relacionadas con la expresión 3.1.

- Simulación física realista de los distintos tipos de almacenamiento, incluyendo procesos

de pérdidas y de limitación dimensional.

- Utilización de series de datos horarios obtenidos de mediciones reales de producción

de las distintas tecnologías de producción renovable.

Respecto a las series de datos, es importante disponer de series con el máximo de años

posible y con datos obtenidos de mediciones fiables. En este sentido, la principal fuente de

información ha sido el Centro de Control Remoto de Acciona Energía, que ha proporcionado

perfiles horarios de plantas renovables (eólica terrestre, fotovoltaica, biomasa y minihidráulica)

de los últimos años y de muy diversos emplazamientos geográficos del territorio español.

Con esta información ha sido posible reproducir situaciones de operación similares a las

actuales, y tal como se mostrará con resultados muy próximos, lo que significaría que el

modelo propuesto ofrece la debida fiabilidad.

El modelo desarrollado permite estudiar las dinámicas horarias esperadas de sistemas

eléctricos agregados renovables y no renovables. Cada uno de estos sistemas podrá

definirse con cualquier característica de mix de generación y de sistemas de almacenamiento.

Es decir, se podrá establecer el nivel de potencia instalada de las instalaciones solares,

eólicas, biomasa, etc con total independencia unas de otras. La disponibilidad de largas

series de datos para cada generador renovable ofrece la posibilidad de explorar el

comportamiento resultante de las acciones de operación de cualquier definición de mix de

generación. El resultado de cada propuesta tanto de mix como de política de gestión

quedará resumido y cuantificado según distintos índices que permitirán el análisis comparativo.

La única valoración que no incluye el modelo propuesto es la económica, cuyos planteamientos

se exponen en capítulos posteriores.


28 | Cap. 3

3.3.1 Estructura del modelo de simulación

El modelo completo está estructurado en diversas etapas y permite realizar simulaciones

hora a hora durante un número de años estipulado, de acuerdo a los datos disponibles. La

figura 3.14 muestra el diagrama general de operación del mismo, donde las características

de cada etapa son las siguientes:

1. Inicialización. Donde se establecen las dimensiones y otros aspectos necesarios para

todos los componentes del sistema.

2. Escalado de las series horarias temporales. En esta etapa se realiza el escalado de

todos los datos de las series horarias de acuerdo a las dimensiones establecidas para

cada generador renovable. La producción renovable potencial se calcula para cada

año disponible sumando las aportaciones teóricas de todos estos generadores.

3. Planificaciones semanales o diarias. Esta parte del proceso pertenece a la sección del

modelado que se ejecuta iterativamente, prevista para incluir algoritmos de

planificación previas a la simulación física del sistema. Sería por tanto parte de la

estrategia general de operación.

4. Planificación horaria previa. En esta etapa se realizarían las evaluaciones de estado

del sistema (estado de los almacenamientos, bombas y turbinas, etc) y también se

evaluarían las previsiones de potencial renovable y consumo de la demanda.

5. Operación del sistema. Esta etapa consiste en ejecutar el algoritmo de operación

descrito en el apartado anterior, cuyo fin es determinar las consignas de operación

de todos los elementos manipulables del sistema para la siguiente hora.

6. Simulación física del sistema. En este apartado se emula la recepción de las consignas

y la ejecución de las mismas por parte de todos los integrantes del sistema eléctrico.

El sistema de simulación se ha preparado para admitir diferencias entre lo programado

cada hora y lo realmente producido o consumido (simulación de errores de estimación).

Esto producirá desvíos entre demanda y generación que requerirá de mecanismos de

compensación. En los sistemas reales dicha compensación se logra en tiempo real por

medio de varios mecanismos. Sin embargo, en el modelo todo ello se realiza en un

único ejercicio intrahorario simplificado.

Tal como se muestra en el diagrama general de la figura 3.14, el modelo incluye rutinas

de emisión de datos horarios para representaciones gráficas así como informes resumidos

o totalizados anuales.


Cap. 3 | 29 R

Figura 3.14 Estructura general del modelo de simulación


NO

SI

NO

SI

d > 365

NO

S

I

1.- Inicialización. Configuración del sistema

- Potencias instaladas de todas las tecnologías - Potencia base - Niveles de almacenamiento - Factores de escala - Potencias de los sistemas de almacenamiento - Estado inicial de almacenamientos - Rendimientos - Índices del proceso: h=0, d=1, a=1

Obtención de información de estado y previsiones para la siguiente hora

pNR

_base>

pDem

resDem =

pDem - pNRNoC

h > = 24

2.- Inicialización. Escalado de las series horarias

- Demanda - Producción base - Producción potencial de cada generador renovable

5.- Operación del sistema (para la hora h+1)

- Ejecución del Algoritmo de la Estrategia de operación - Obtención de las consignas de producción medias

horarias para generadores y almacenamientos

6.- Simulación del sistema eléctrico (hora h+1)

- Balance energético - Sistemas de almacenamiento - Simulación de operaciones intrahorarias

(compensación de desvíos generación/demanda)

3.- Planificación semanal/diaria previa

- Evaluación de recurso hídrico para asignación de niveles en almacenamientos (límites húmedo/seco) - Gestión de la demanda(opcional)

4.- Planificación horaria previa

- Evaluación de estado del sistema - Previsiones de demanda y producción renovable

Emisión de resultados horarios (representaciones gráficas)

Incremento de la hora h h = h + 1

Emisión de Resultados anuales

Incremento del año a d = 1; a = a + 1

h = 0; d = d + 1 Incremento del día d

a > Na

Fin análisis


30 | Cap. 3

3.3.2 Modelos físicos de los almacenamientos

Los almacenamientos agregados reversible e hidráulico se simulan como acumuladores

de energía genéricos donde cambian los mecanismos de carga y descarga. Los reversibles

son sistemas cerrados que incluyen procesos controlados de carga (bomba) y de descarga

(turbina), mientras los hidráulicos sólo tienen un proceso controlado de descarga (turbina)

pero incluyen un mecanismo de carga natural (recurso hídrico entrante) y de descarga no

aprovechable (vertidos). Cada uno de los procesos controlados de bombeo o turbinado se

resuelve con sus correspondientes rendimientos. De forma general, ambos tipos de

almacenamientos quedan dimensionalmente y operativamente definidos con los siguientes

parámetros:

- Capacidad del almacenamiento

- Potencia nominal de turbinado

- Potencia nominal de bombeo en los almacenamientos reversibles

- Rampas de variación de potencia, tanto para turbinado como bombeo

- Rendimientos del proceso de bombeo y de turbinado

El proceso de llenado o vaciado de cualquier sistema de almacenamiento agregado está

regido, de acuerdo a los planteamientos del apartado 3.2.3, por la siguiente ecuación:

𝑎 𝑔𝑎 𝑐𝑎 𝑔𝑎 =

(3.10)

Siendo pCarga la potencia equivalente entrante al depósito, pDescarga la saliente y eAlm

la energía útil almacenada. La potencia equivalente entrante será a su vez suma de diversas

aportaciones posibles:

- Almacenamientos reversible: 𝑎 𝑔𝑎 𝑎 1 (3.11)

- Almacenamientos hidráulicos: 𝑎 𝑔𝑎 𝑐 𝑎 (3.12)

Siendo pHídrico una potencia equivalente al recurso hidrológico natural. En el caso de

almacenamientos reversibles dicho término será nulo. Por otro lado, el proceso de descarga

incluirá los procesos de turbinado y vertidos no productivos:

- Almacenamientos reversible: 𝑎 𝑔𝑎 𝑎 (3.13)

- Almacenamientos hidráulico:

𝑎 𝑔𝑎 𝑎

(3.14)


Cap. 3 | 31

Siendo pVertidos una potencia equivalente al potencial energético perdido consecuencia

de vertidos en los almacenamientos hidráulicos. Este término únicamente afecta a los

sistemas abiertos de los almacenamientos hidráulicos.

Otro aspecto importante a considerar en ambos modelos es la relación entre las consignas

de operación y las capacidades reales existentes. Esto es, en un momento dado se puede

recibir una consigna de turbinado, por ejemplo pAlmRev_SP, cuyo valor supere la capacidad

media real disponible de turbinado durante la siguiente hora, pAlmRev_tur. En tal situación,

la producción real habrá sido:

(3.15)

Lo cual también implica el vaciado total del depósito, esto es, eAlmRev = 0. Por ello, se

asume que en ambos almacenamientos las producciones reales de bombeo o turbinado

pueden diferir respecto de las consignas recibidas como consecuencia de errores de

estimación de capacidades. Esta situación en el modelo de simulación apenas tiene afección

ya que la información que utiliza el algoritmo de operación es prácticamente la misma que

se utiliza en la simulación física. Es decir, se dispone de información perfecta que minimiza

estos errores entre consigna y producción real. No obstante, en sistemas reales este tipo de

diferencias siempre existirá y requerirán la actuación de los distintos mecanismos de

compensación previstos para actuación en tiempo real.

Los modelos de almacenamiento utilizados incluyen también bloques de cálculo de las

capacidades medias de bombeo y turbinado para la siguiente hora. Estas estimaciones son

recibidas por el algoritmo de operación en el punto 4 del diagrama general de la figura

3.14. Su cálculo se realiza a partir del nivel energético actual y de las limitaciones por

potencia instalada en bombeo y turbinado. Los procesos de bombeo y turbinado se realizan

teniendo en cuenta sus rendimientos, RndBombeo y RndTurbina correspondientemente, lo

que produce pérdidas de energía que se van totalizando en contadores específicos. Ambos

rendimientos incluyen pérdidas electromecánicas y los valores utilizados han sido:

- Rendimiento de bombeo: RndBombeo = 78%

- Rendimiento de turbinado: RndTurbina = 90%

La figura 3.15 muestra en forma de diagrama de bloques todas las operaciones matemáticas

correspondientes a la simulación física del almacenamiento reversible. Tal como puede

apreciarse, la referencia de potencia es de forma general pAlmRev_SP, cuyo signo establece

la conversión a realizar (negativo para bombeo y positivo para turbinado). Esta distinción se

establece en el diagrama mediante dos señales digitales complementarias: Bombeo y Turbinado.

El primer proceso al que se somete la consigna es la limitación por rampa máxima según el

valor asignado Ramp_AlmRev. Posteriormente, y dependiendo del proceso a seguir, bombeo

o turbinado, se limita la consigna conforme a los límites actuales disponibles, calculados en

función de la situación actual del almacenamiento, límites pAlmRev_bom y pAlmRev_tur. Se

obtiene de este modo la potencia realmente factible que quedará disponible para su

utilización en la simulación física del balance energético real del sistema, pAlmRev. Una vez


32 | Cap. 3

limitada la referencia se calcula la potencia eficaz que realmente entrará o saldrá del almacén.

En esta etapa es cuando se calculan las correspondientes pérdidas de bombeo o turbinado y

que son acumuladas en dos variables: ePerRev_bom y ePerRev_tur. La potencia útil entrante

hará evolucionar la energía acumulada, eAlmRev, que deberá estar siempre entre los límites 0

y EAlmRev (capacidad nominal del almacenamiento). Con esta información se calcularán

nuevamente las potencias máximas de bombeo y turbinado que serán recibidas por el algoritmo

de operación en su etapa previa.

Figura 3.15 Diagrama de bloques correspondiente al modelo de almacenamiento reversible


De modo similar, la figura 3.16 muestra el diagrama de bloques correspondiente al

almacenamiento hidráulico. En este caso la consigna controlable corresponde únicamente a

demandas de turbinado, proceso que se limita en función de la capacidad disponible,

pAlmHid_disp. Esta consigna limitada se considerará la realmente factible y por lo tanto

quedará disponible para la resolución física real del balance energético, pAlmHid. Esta potencia

se verá afectada por el rendimiento de turbina a la hora de calcular la descarga real sobre el

almacenamiento. Las perdidas asociadas a este proceso se totalizan en la variable ePerHid_tur.

En estos almacenamientos el proceso de carga es responsabilidad únicamente del aporte

hidrológico el cual se ha asimilado por una potencia equivalente, pAlmHid_potencial. La dinámica

del almacenamiento depende fundamentalmente de estas dos contribuciones. Sin embargo,

si el nivel del almacenamiento supera el máximo admisible, EAlmRev, se producirá un vertido

con las consiguientes pérdidas de oportunidad, ePerHid_Vertido. La evolución final del

almacenamiento quedará por tanto como eAlmHid, y que permitirá determinar la potencia

de turbinado disponible para la siguiente etapa de operación, pAlmHid_disp.


Cap. 3 | 33

Figura 3.16 Diagrama de bloques correspondiente al modelo de almacenamiento hidráulico


3.3.3 Balance energético y corrección de desvíos

El algoritmo de operación determina las consignas de los elementos productores y

almacenamientos del sistema eléctrico. Los almacenamientos tienen un tratamiento particular

y tal como se ha visto es posible que existan incluso diferencias entre las citadas consignas

y el valor realmente logrado. De forma deliberada el modelo de simulación puede emular

más situaciones de discrepancia entre lo programado y lo realmente ejecutado a lo largo de

esa hora. Todas estas discrepancias entre producción y consumo real tienden a producir un

desvío neto horario que deberá ser compensado. En los sistemas reales estas discrepancias

suceden continuamente para lo cual existen diversos mecanismos correctores, sin embargo,

en este modelado se ha considerado un único mecanismo de compensación intrahorario

[CAR 07]. La figura 3.17 muestra el diagrama de operaciones necesario para simular el

balance horario general partiendo de las consignas iniciales. Como puede apreciarse, este

algoritmo detecta los posibles desvíos en el balance, sea por exceso o por defecto de

generación, y realiza la compensación según unos criterios prefijados. Estos criterios se

resumen dependiendo del sentido del desvío.

- Desvíos positivos. Cuando hay defecto de generación eléctrica. En este caso, el orden

de prioridad a la hora de tratar de compensar el desvío es:

1. Producción renovable

2. Producción a partir de almacenamientos

3. Producción no removable


34 | Cap. 3

- Desvíos negativos. Cuando hay exceso de generación. En este caso la prioridad a la hora

de reducir la producción será:

1. Producción no renovable

2. Reducción de la potencia producida por almacenamientos

3. Producción renovable

Después del proceso de ajuste se debe verificar que el balance físico resultante es

equilibrado. Otra tarea importante es volver a simular la dinámica de los almacenamientos

con las producciones extras que hayan resultado del proceso de reajuste. Estos incrementos

de potencia pueden ser producciones extra (pAlmRev_extra y pAlmHid_extra) o reducciones

(pAlmRev_reduc y pAlmHid_reduc). El resultado final tras este proceso de equilibrado del

balance son las magnitudes que realmente habrá desarrollado cada elemento del sistema.

Todas ellas están disponibles para su representación gráfica y totalización anual:

- pRen. Potencia renovable desarollada. Esta potencia neta será suma de varias

aportaciones de acuerdo al criterio de producción priorizada mostrado en apartados

anteriores.

- pNRC y pNRNoC. Potencias no renovables de los sistemas controlables y no controlables.

- pAlmRev y pAlmHid. Potencias desarrolladas por los almacenamientos reversible

e hidráulico.

- pPerRen. Potencia de pérdidas renovables respecto del potencial teórico.

En principio, las desviaciones entre producción y consumo previstas han sido únicamente

las producidas por desajuste en los almacenamientos, aunque es posible simular más

desequilibrios, tal como se adelantó anteriormente. La principal utilidad de esto consiste en

evaluar la robustez de la estrategia planteada ante errores de estimación en el potencial

renovable y de capacidad de los almacenamientos. No se ha hecho un análisis exhaustivo

en este sentido debido a que los errores esperados en un planteamiento de planificación

horaria son siempre muy pequeños. Y las pruebas realizadas mostraron siempre que el

efecto global era en general despreciable. No obstante, es una línea de trabajo futura que

resulta de interés ya que otras posibles estrategias de operación que utilicen un mayor

intervalo de tiempo, por ejemplo diario, casi seguro que manifestarán una mayor influencia

de los citados errores de estimación.


Cap. 3 | 35

Figura 3.17 Mecanismo intrahorario de compensación de desvíos entre generación y demanda


A partir de las producciones reales de todos los elementos integrantes en el sistema es

posible cuantificar los siguientes totales:

- eNRC y eNRNoC. Energía anual producida por los sistemas no renovables controlables

y no controlables respectivamente.

- eRenPot. Es la energía potencial renovable anual excepto la correspondiente al

almacenamiento hidráulico, el cual tiene un tratamiento particular.

- eAlmHid_potencial. Es la energía potencial renovable del almacenamiento hidráulico.

Es decir, corresponde con el potencial del recurso hidrológico.

La suma de estas magnitudes representa el potencial energético total entrante al sistema

a lo largo de un año. La figura 3.18 muestra el balance anual de energía del sistema. Todo el

potencial mencionado se reparte en distintos usos y pérdidas. Tal como puede apreciarse,

la energía anual que cubre finalmente la demanda tiene cuatro orígenes distintos:

- A. Energía de fuentes no renovables: eNRC + eNRNoC

- B. Energía proveniente de los almacenamientos hidráulicos: eAlmHid

- C. Energía directa vertida en la red por el resto de productores renovables: eRenDir

- D. Energía proveniente de los almacenamientos reversibles: eAlmRev

MargenNR > - Desvío

Desvío > 0

Desvío = Desvío + MargenNR

NO SI

INICIO. Balance inicial:Desvío = (pDem + pPerSis)

-(pRen_SP + pAlmHid + pAlmRev + pNRC_SP + pNRNoC_SP)

NO

pNRC_SP = 0 pNRNoC = pNRNoC_SP

MargenNR = pNRC_SP MargenRen = pRenPot - pRen_SP

Reparto Nueva Referencia Turbina:pAlmRev_reduc = pAlmRevpAlmHid_reduc = pAlmHid

Resolución de AlmacenamientosResolución de Almacenamientos

Desvío = Desvío + pAlmRev + pAlmHid

pRen = pRen_SP + Desvío pPerRen = pRenPot - pRen

pRen = pRen_SP pPerRen = pRenPot - pRen

pRen = pRen_SP pPerRen = pRenPot - pRen

Reparto Nueva Referencia Turbina: pAlmRev_reduc = pAlmHid_reduc

pNRC = pNRC_SP + Desvío pNRNoC 0 pNRNoC_SP

pAlmRev + pAlmHid > - DesvíoSINO

MargenRen > Desvío

Desvío = Desvío - MargenRen

NO SI

SI

Reparto Nueva Referencia Turbina:pAlmRev_extra = pAlmRev_turpAlmHid_extra = pAlmHid_disp

Resolución de AlmacenamientosResolución de Almacenamientos

Desvío = Desvío - Margen Tur

pNRC = pNRC_SP + Desván pNRNoC = pNRNoC_SP

pNRC = pNRC_SP pNRNoC = pNRNoC_SP

pNCR = pNRC_SP pNRNoC = pNRNoC_SP

Reparto Nueva Referencia Turbina: pAlmRev_extra = pAlmHid_extra

pRen = pRen_SP + Desvío pPerRen = pRenPot - pRen

pRen = pRenPot pPerRen = 0

MargenTur = pAlmRev_tur + pAlmHid_disp

Margen Tur > DesvíoSINO


36 | Cap. 3

El resto de la energía transformada corresponderá con distintos mecanismos de pérdidas:

- Pérdidas en almacenamiento reversible:

1. Pérdidas de bombeo: ePerRev_bom

2. Pérdidas de turbinado: eperRev_tur

- Pérdidas en almacenamiento hidráulico:

1. Pérdidas de turbinado: ePerHid_tur

2. Pérdidas de potencial hidráulico por vertidos: ePerHid_Vertido

- Perdidas de oportunidad respecto del potencial renovable: ePerRen

Figura 3.18 Balance energético


3.3.4 Implementación práctica del modelo

El anterior modelo de simulación requiere de un soporte informático que ofrezca capacidad

de cálculo y programación, una plataforma de interacción para la carga de datos y visualización

de resultados y una base de datos extensa desde la que acceder a las distintas series horarias.


Cap. 3 | 37

De entre las distintas opciones válidas que se barajaron: Matlab, Mathematica, Excel, Visual

Basic, etc, se eligió Excel por su sencillez. La tabla 3.7 muestra la sección de entrada de datos

donde se observan muchas de las magnitudes que han sido introducidas con anterioridad. En

cualquier caso, los datos relevantes de dicha interfaz serían:

- Potencia convencional prioritaria. En % respecto a la potencia máxima demandada

anualmente. Esta cantidad es la potencia base, antes definida como pNR_base.

- Factor de escala de la demanda. Permite escalar el perfil entero de datos aplicando el

factor definido.

- Almacenamientos:

Reversible (o controlable). Se define su capacidad (EAlmRev) en porcentaje

respecto a la demanda energética anual, y las potencias de turbinado y bombeo

(PAlmRev_tur y PAlmRev_bom) en MW.

Hidráulico (o fluyente). Se define su capacidad (EAlmHid) también respecto a la

demanda anual, y la potencia de las turbinas (PAlmHid_tur) en MW.

- Potencias instaladas de los distintos generadores renovables (en GW):

Eólica Terrestre

Solar (agregado de fotovoltaica y termosolar)

Eólica Offshore norte

Eólica Offshore sur

Biomasa

Minihidráulica

- Selección del algoritmo de operación. Se planteó el modelo para poder simular distintas

propuestas de estrategia de operación. De este modo, un mismo mix de generación y

de sistema de almacenamientos puede fácilmente evaluarse bajo distintos algoritmos

de operación. Simplificando notablemente los análisis comparativos.

- Control de la demanda. El control de la demanda es opcional y debe ser activado para

que se ejecute con una planificación diaria. Se puede seleccionar el porcentaje de

demanda transferible entre los bloques del día, y las horas de cada bloque.


38 | Cap. 3

Tabla 3.7 Interfaz principal de entrada de datos

Condiciones Generales del Estudio

Potencia convencional priorizada (%) 0

Factor mayoración demanda (respecto perfil 2009) 1,00

Volumen Almacenamiento Controlable (%) 0,34

Potencia turbinas Bombeo puro (MW) 518

Potencia bombas Bombeo Puro (MW) 518

Volumen Almacenamiento Fluyente (%) 1,2

Potencia turbinas Fluyente (MW) 48

Potencia Eólica Terrestre (GW) 1,500

Potencia Solar (GW) 0,500

Potencia Offshore Norte (Galicia, GW) 0,000

Potencia Offshore Norte (Trafalgar, GW) 0,000

Pot. Inst. control. ren. (excl. Gran hidr.) (GW) 0,100

Potencia instalada minihidro (GW) 0,125

Seleccionar tipo de Estudio: EeEjecutar análisisss

Tiempo simulación

0:00:27 P Prioridad convencional 1dd

Control de demanda 0

Porcentaje controlable (%) 20

Horas de casa bloque controlable 2

Representación Gráfica 1

Año seleccionado para visuallización 7


El programa engloba conjuntamente las tecnologías solares: fotovoltaica, cilindro parabólico

y torre de almacenamiento, aunque permite la opción de incluir el almacenamiento térmico de

aquellas plantas termosolares que lo dispongan. Igualmente agrupa las tecnologías controlables:

biomasa y geotermia en un solo parámetro de entrada.

Otras tecnologías todavía en fase muy preliminar (olas, mareas) se podrían llegar a introducir

en el modelo siempre que se disponga de datos de producción. En el modelo desarrollado

actualmente no existen como tal pero siempre se puede aproximar su aportación energética

estableciendo un nivel base equivalente. Este asunto puede resultar de interés no tardando

mucho ya que algunos planes como el PER 2011-2020, incluyen las olas como fuente de

energía en un futuro próximo.


Cap. 3 | 39

La aplicación programada ofrece diversas salidas de datos, la tabla 3.8 muestra la salida

de resultados anuales para los años de datos analizados. A lo largo de esta tesis y para el

sistema español, tal y como se explicará posteriormente, se han considerado 10 años de

análisis para poder considerar sus resultados robustos a largo plazo. En primer lugar se muestra

para cada año el valor de RPPR resultante, las distintas procedencias de la generación para

satisfacer a la demanda y sus correspondientes pérdidas según la figura 3.18. Puesto que en

última instancia en sistemas eléctricos donde conviven las tecnologías renovables y no

renovables, garantizan el balance de energía y potencia mediante plantas no renovables

controlables, siendo éstas el único grado de libertad del sistema, para definir su generación

y potencia se les ha añadido el sobrenombre de “EXTRA”. Posteriormente en la tabla 3.8 se

muestran los valores de la garantía de potencia, calculados según la metodología descrita en

el apartado 2.4.2. Finalmente se calcula para cada año y tecnología renovable su potencial

generación y sus pérdidas asociadas, diferenciando aquellas que son irreversibles, es decir,

aquellas ocasionadas en las plantas eólicas, solares e hidráulicas (minihidráulicas y vertidos

en las centrales hidroeléctricas) de las totales.

Tabla 3.8 Resultados numéricos de la simulación

RESULTADOS GENERALES

Año Seleccionado Extremos Año 1 Año 2 Año 3 Año 4

Potencia Renovable 5,49 5,51 5,52 5,47 5,53 5,50

RPPR resultante P RPPR + Garantíavvv 1,011 1,014 1,016 1,007 1,018 1,013

Producción anual no renovable (TWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Ratio energía anual 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Producción no renovable dirigida a almacén (TWh) 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Ratio de producción no renovable al almacén (%) 0% 0% 0% 0% 0% 0%

Producción anual no renovable EXTRA (TWh) 0,388785794 0,39512470 0,3710626 0,3526311 0,2448449 0,2860773

Producción anual no renovable EXTRA (%) 7,14% 7,275566% 0,0683250 0,0649312 0,0450841 0,0526764

Recurso anual renovable disponible no utilizado (TWh) 0,29 0,29 0,29 0,19 0,16 0,17

Ratio pérdidas renovables (%) 5,34% 5,34% 5,33% 3,45% 2,86% 3,19%

Suma anual de entrega ALMACENAMIENTOS (TWh) 0,45 0,45 0,49 0,46 0,55 0,52

Ratio de entrega anual almacén (%) 8% 8% 9,03% 8,55% 10,10% 9,51%

Producción renovable directa a red (TWh) 4,5888 4,57 4,57 4,61 4,64 4,63

Ratio de producción renovable entregada a red (%) 84,49% 84,13% 84,13% 84,96% 85,39% 85,23%

Energía Renovable entregada al bombeo (TWh) 0,53465 0,63584 0,55 0,60 0,62 0,61

Entrega Turbinada por Depósito Cerrado (TWh) 0,38 0,38 0,38 0,42 0,44 0,43

Pérdidas depósito cerrado 0,15933 0,26052 0,16325 0,18278 0,18130 0,18149

Energía Potencial Hidráulica anual (TWh) 0,07830 0,11525 011336 0,06688 0,11525 0,08910

Energía Final producida por Fluyente (TWh) 0,07887 0,11023 0,10607 0,04508 0,11023 0,08879

Energía potencial hidráulica Vertida en Mixto (TWh) 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000

Energía potencial hidráulica Vertida en Fluyente (TWh) 0,00000 0,00596 0,00596 0,00000 0,00000 0,00000

Pérdidas en turbinas Almacén Fluyente (TWh) 5,43 5,43 5,43 5,43 5,43 5,43

Demanda media anual (base comparación) (TWh) 5,43 5,43 5,43 5,43 5,43 5,43

Potencia máxima demanda anual (GW) 0,91 0,91 0,91 0,91 0,91 0,91

Máxima Potencia no renovable EXTRA (GW) 0,59 0,66 0,61 0,66 0,54 0,57

Garantía Potencia: Cociente Mínimo 93,38802682 88,44020484 93,22885798 88,44020484 96,0824333 98,16458747

Garantía Potencia: Cociente promedio 98,60990319 98,10167351 98,74360687 98,10167351 99,68700763 99,82816406


40 | Cap. 3

Potencial Offshore 0 0 0 0 0

Pérdidas Offshore 0 0 0 0 0

Porcentaje Aprovechamiento Offshore 0% 0% 0% 0% 0%

Porcentaje Eólico Terrestre 3,09831985 3,183923506 3,1496311 3,0989447 3,0601467

Pérdidas Eólico Terrestre 0,05145714 0,059410987 0,032325 0,0291435 0,0213851

Porcentaje Aprovechamiento Eólica Terrestre 98.3% 98% 99% 99% 99%

Potencial Minihidro 0,54714827 0,50070269 0,5342626 0,5751175 0,6029534

Pérdidas Minihidro 0,5391060 0,058580491 0,0269637 0,0249246 0,0261733

Porcentaje Aprovechamiento Minihidro 90,1% 91% 94% 95% 93%

Potencial Solar 0,89216183 0,845783754 0,8432861 0,8623884 0,8714497

Pérdida Solar 0,08876490 0,072175043 0,0533623 0,0402585 0,0578615

Porcentaje Aprovechamiento Solar 90,1% 91% 94% 95% 93%

Potencial renovable controlable (excl. Gran hidra.) 0,876 0,876 0,876 0,876 0,876

Producción Real controlable renovable (excl. Gran hidra.) 0,780816037 0,77786637 0,8020885 0,8155568 0,8095266

% Aprovechamiento control renov (excl. Gran hidra.) 89,1% 89% 92% 93% 92%

Pot. Media ren. Controlable (excl. hidra.) equivalente 0,089134251 0,088797531 0,0915626 0,0931001 0,0924117

Pérdida total de oportunidad renovables 5,3273% 0,29 0,19 0,15 0,17

Pérdidas renovables NO recuperables 3,5746% 4% 2% 2% 2%

RPPRequivalente 0,993720928 0,99830377 0,9936118 1,0067052 1,0004287


Algunas variables seleccionadas (producción potencial renovable, demanda, producción y

nivel de los almacenamientos, pérdidas renovables irreversibles, etc.) son guardadas en tablas

horarias con el fin de poder visualizar gráficamente su evolución temporal a lo largo de un

año de funcionamiento, siendo éste seleccionable. La figura 3.19 muestra un ejemplo de este

tipo de representación donde se pueden observar la evolución de la potencial generación

renovable junto con la demanda eléctrica (figura 3.19.a), el nivel del almacenamiento reversible

(figura 3.19.b) y el nivel del almacenamiento hidráulico (figura 3.19.c). Incluso para poder verificar

la estacionalidad de los almacenamientos energéticos y por lo tanto, la robustez de los sistemas

a largo plazo, se puede visualizar la evolución de los niveles de los almacenamientos a lo largo de

todos los años de estudio figura 3.20.

Figura 3.19 Resultados anuales gráficos de la simulación en base horaria

(a) Demanda-producción renovable (b) Nivel alm. reversible


Cap. 3 | 41

(c) Nivel alm. Hidráulico


Figura 3.20 Resultados interanuales gráficos de la simulación de los niveles del almacenamiento en base horaria



42 | Cap. 3

3.4Metodología de análisis

En el presente apartado se define un caso práctico con el fin de ilustrar el procedimiento

general de trabajo con el modelo anterior, y de este modo mostrar las posibilidades y las

herramientas disponibles para el análisis de estos sistemas. El caso que se propone

corresponde con el modelo de la red eléctrica de la Comunidad Foral de Navarra, asimilada

a un sistema aislado según se adelantó en el capítulo 2. Este fue el primer caso que se

abordó durante la realización de esta tesis y que sirvió de base para el desarrollo del

modelado y de los métodos de trabajo. Este sistema se analiza en dos situaciones distintas,

una la actual, y que permite incluso validar parcialmente los resultados del modelo, y otra

hipotética, donde se plantea mucha más producción renovable y que estaría en sintonía

con planes oficiales y capacidades conocidas del sistema.

3.4.1 Sistema eléctrico de Navarra

Las características del sistema eléctrico de la Comunidad Foral de Navarra corresponden

con las del año 2007, momento en que se acometió el estudio inicial y que sirvió para el

desarrollo del modelo y de los estudios presentados en esta tesis. Ya entonces esta

comunidad presentaba un alto porcentaje de generación energética a partir de fuentes

renovables tal como se muestra en la tabla 3.9. La producción renovable total de aquel año

fue aproximadamente de 2.851 MWh, frente a una demanda anual de 5.242 MWh lo que

supone un RPPR cercano a 0,52. Este nivel de RPPR convierte a Navarra en una de las

comunidades con mayor penetración de generación eléctrica renovable del territorio Español,

tal como se muestra en la tabla 3.10.

Tabla 3.9 Potencia renovable en Navarra. 2007

ACCIONA Total ACCIONA vs Total

Eólica 782 937 82,5%

Solar 30 50 60,0%

Biomasa 26 32 81,3%

Minihidráulica 54 125 43,2%

Total 892 1.144 78,0%


Cap. 3 | 43

Tabla 3.10 Niveles de producción renovable y RPPR por comunidades. Año 2007

Renovable Total RPPR

Andalucía 2.221 39.721 0,06

Aragón 4.997 11.071 0,45

Asturias 1.326 12.036 0,11

C. Valenciana 1.027 27.703 0,04

Cantabria 312 4.807 0,06

C. La Mancha 5.281 11.949 0,44

C. León 5.433 13.878 0,39

Cataluña 1.261 47.226 0,03

Extremadura 47 4.878 0,39

Galicia 7.915 19.687 0,40

La Rioja 1.098 1.907 0,40

Madrid 1.098 1.907 0,58

Murcia 226 8.573 0,03

Navarra 3.199 5.242 0,52

País Vasco 1.123 20.916 0,05

Fuente: REE

Actualmente en Navarra no existe ninguna instalación de almacenamiento reversible o

de bombeo. Sin embargo, hace unos años el departamento de ingeniería civil de Acciona

Energía llevó cabo una exhaustiva inspección de la orografía de esta comunidad con el fin

de identificar emplazamientos adecuados para la construcción de este tipo de instalaciones.

Se detectaron ocho posibles ubicaciones con una capacidad total de almacenamiento del

orden de 0,34% respecto a la demanda total de Navarra del año 2007. La tabla 3.11 muestra

los datos básicos estimados de cada emplazamiento cuya localización se ha ocultado por ser

información confidencial de la compañía. Como puede apreciarse, este conjunto de

almacenamientos ofrecería más de 500 MW de potencia para turbinado y bombeo. Respecto

a centrales hidroeléctricas, en Navarra tan sólo existe activa la de Itoiz asociada al canal de

Navarra, la cual entró en operación en el año 2009.


44 | Cap. 3

Tabla 3.11 Potencial de instalaciones de bombeo puro en Navarra

Ubicación Volumen

(m3)

Dif. Cotas (m)

Cap. Energía (MWh)

Pot. (MW)

1 500.000 570 792 50

2 600.000 685 1.142 50

3 1.000.000 650 1.806 50

4 360.000 500 500 50

5 360.000 530 530 50

6 3.000.000 510 4.250 100

7 2.000.000 700 3.889 100

8 5.600.000 330 5.133 100

Total 13.420.000 NA 18.042 550

Fuente: Acciona Energía

3.4.2 Series de datos horarios normalizados

El modelo de simulación propuesto permite explorar el comportamiento de sistemas

eléctricos con cualquier grado de penetración de las distintas fuentes de generación renovable.

Para ello es necesario disponer de series de datos horarios con las producciones potenciales

de cada tecnología escaladas a la potencia instalada que se haya decidido analizar. Y una

forma sencilla de obtenerlas consiste en disponer de series horarias normalizadas a la

unidad de generación, resultando trivial el proceso de escalado de los datos en función de

la potencia instalada.

Los perfiles iniciales de producción renovable horaria de varias tecnologías instaladas en

Navarra fueron facilitados por Acciona Energía, propietaria de la mayor parte de instalaciones

eólicas, solares, de biomasa y minihidráulica de Navarra, tal como se mostró en la tabla 3.9.

Puede apreciarse como esta compañía en el año 2007 era dueña de casi el 80% del total

instalado, y por esta razón se asumió que extrapolar los datos horarios disponibles para

representar toda la generación renovable de la comunidad no supondría gran error.

Utilizando la información disponible de producción de muchos generadores renovables fue

posible preparar series de datos agregadas por tecnologías para posteriormente normalizarlos

en función de la potencia total instalada.

La utilización de series normalizadas debe realizarse con cierta precaución, ya que sin

mayores consideraciones es posible determinar, por ejemplo, series de datos de producción

potencial renovable correspondientes a parques de 1 MW o de 1.000 MW indistintamente.

Sin embargo, el factor de escala influye en este planteamiento de datos agregados e introduce


Cap. 3 | 45

errores en la estimación que además son distintos de unas tecnologías a otras. Por ello, es

recomendable que la preparación de las series normalizadas se realice agregando una

potencia total relativamente cercana a la que luego se proponga en los casos de estudio con

producciones extrapoladas. En el caso de Navarra, los datos disponibles de la mayor parte de

generación renovable son relativamente altos respecto a la potencia instalada total de cada

tecnología, tabla 3.9. Además, como se ha visto Navarra en el año 2007 ya tenía un RPPR

entorno al 0,52, y los escenarios extrapolados tendrán como mucho valores de RPPR entre

1,5 y 2,0.

Por otro lado, la serie horaria de demanda de Navarra tuvo que ser preparada a partir

de la serie española y escalada según los totales de demanda de España y Navarra del año

2007. Tanto la serie como los totales fueron obtenidos de distintas fuentes públicas de

información ofrecida por REE. De la secuencia horaria se ha obtenido que la punta de

potencia demandada en Navarra en el año 2007 estuvo en torno a los 898 MW.

3.4.3 Validación del modelo

La validación del modelo configurado para representar el sistema eléctrico de Navarra

ha consistido en comprobar que los balances de producción renovable calculados por éste

son suficientemente próximos a los del sistema real. Para ello, el modelo se configuró con

las potencias instaladas conocidas de todas las tecnologías renovables. La estrategia de

operación utilizada coincide con la presentada en apartados anteriores, pese a que el

sistema real utiliza reglas distintas. Sin embargo, se ha considerado que es adecuado este

planteamiento debido a que entre ambos métodos, el real y el propuesto, existe una

coincidencia de operación fundamental: ambos tratan de integrar el máximo de producción

renovable. En el sistema real, al menos en el año 2007, la regla general de operación del

sistema eléctrico favorecía la entrada sistemática de generación renovable frente al resto.

Tan sólo se verificaban algunas paradas controladas por congestión de líneas concretas y

por problemas técnicos similares. Debido al relativamente bajo nivel de generación renovable

(RPPR = 0,52) prácticamente toda la producción renovable fue integrada en red. El algoritmo

de operación propuesto tiene la misma misión fundamental y por ello era esperable que los

resultados fuesen coincidentes.

De este análisis resultó que si la producción real renovable en el año 2007 fue de 3.000

GWh, del modelo de análisis, considerando el mismo mix de potencia que el sistema real

resultan 2.852 MWh. Como puede apreciarse, los errores de producción renovable y no

renovable son aceptables, lo que supondría una primera validación básica del modelado

propuesto. Evidentemente, una validación más completa de este tipo de modelos requiere

repetir este estudio en otros escenarios y a poder ser con muy distintos niveles de RPPR. En

el capítulo siguiente se trabajará sobre un modelo equivalente agregado de España, donde

nuevamente se procede a un estudio de validación satisfactorio.


46 | Cap. 3

3.4.4 Sistema eléctrico con gran penetración renovable

En el año 2007 el vigente Plan Eólico de Navarra estaba prácticamente agotado y no se

preveían actualizaciones que conllevaran nuevos parques de relevancia en años siguientes.

Por ello, el departamento de recursos energéticos de Acciona Energía acometió un análisis

que tenía por objetivo determinar el potencial eólico de Navarra pero considerando

únicamente las oportunidades de repotenciación de los parques ya existentes (anexo 2).

En este estudio se asumió que la potencia unitaria de las turbinas eólicas de las siguientes

décadas sería de media de 3 MW, admisible medioambientalmente y que suponía un

incremento importante frente a la potencia unitaria de 1,5 MW que lideraba las instalaciones

de esos años. El resultado fue que se podría incrementar la potencia instalada

aproximadamente en un 50%, es decir alcanzar 1.500 MW frente a los 937 MW actuales.

La evolución posible de la potencia fotovoltaica instalada resulta muy difícil de prever en

cualquier escenario que se pretenda estudiar. Los proyectos de grandes instalaciones

fotovoltaicas han verificado estos años atrás fuertes bajadas en los precios de los componentes

lo que debiera facilitar la aparición de nuevos parques en el futuro; sin embargo también

han sufrido varias modificaciones legislativas que han supuesto, y aún supondrán, fuertes

rebajas en las retribuciones tanto en la operación a tarifa como en la de venta en mercado

liberalizado. Por otra parte, existe toda una nueva tendencia con las instalaciones

pequeñas para autoconsumo que pueden llegar a ser toda una revolución en muchos

sentidos. El informe 100% renovable de la organización Greenpeace, el cual considera

únicamente la restricción del recurso, estima que Navarra podría llegar a admitir una

potencia fotovoltaica capaz de alimentar 8,5 veces su demanda [ORT 05]. Por ello resulta

complicado establecer un valor objetivo con criterio claro. Actualmente hay instaladas algo

más de 150 MW de potencia fotovoltaica en Navarra, y según lo anterior un aumento de

hasta 500 MW en las próximas décadas se entendería totalmente factible.

No resulta tampoco fácil definir el techo de potencia de las plantas de biomasa. Además

de las existentes, a base de residuos agrícolas y forestales, existe la posibilidad de obtención

de materia prima por medio de cultivos energéticos, los cuales dependen del apoyo de los

planes oficiales. Para el caso de Navarra, que actualmente sólo tiene 32 MW instalados,

llegar a superar los 100 MW en próximas décadas no parece una estimación exagerada.

Lamentablemente, no existe información consistente y veraz disponible que haya permitido

validar esta suposición. Respecto a las centrales minihidráulicas, no existen proyectos a

corto plazo que pueda hacer crecer significativamente la potencia instalada a día de hoy. La

tabla 3.12 resume el potencial máximo de cada tecnología renovable de Navarra, mientras

la figura 3.21 muestra la situación del año 2007 y las oportunidades de futuro según la

tabla 3.12.


Cap. 3 | 47

Tabla 3.12 Potencial renovable en Navarra

Fuente renovable Plan Oficial /

Industrial Máxima potencia

(MW)

Eólica Repotencuación a turbinas

de 3 MW 1.441 MW

Solar Finalizado el plan oficial, no se

conocen planes de futuro 500 MW

Biomasa No hay plan oficial.

Algunos planes privados 107 MW

Minihidráulica No hay planes de futuro

conocidos 125 MW

Hidráulica Central de Itoiz, no hay

planes de futuro 48 MW


Figura 3.21 Potencial renovable en Navarra


El modelo de sistema eléctrico de Navarra en el año 2007 se configurará como caso

Navarra-1, mientas que el sistema definido por su máximo potencial renovable se denominará

caso Navarra-2. En la tabla 3.13 se muestran las potencias instaladas para cada modelo y

que servirán para ilustrar los análisis comparativos que pueden realizarse con estas

herramientas. Como puede apreciarse, el caso de Navarra-2 incrementa la producción

renovable de forma notable si bien se mantiene el mismo perfil de consumo. Para los

almacenamientos reversibles se han utilizado las posibles instalaciones que se presentaron

con anterioridad.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Eólica Solar Biomasa Hidráulica

MW

Oportunidadestécnicas2008

2007


48 | Cap. 3

Tabla 3.13 Definición de los casos de estudio respecto al modelo de Navarra

Caso Navarra – 1 Navarra – 2

Demanda (GWh) 5.431 5.431

Potencia Punta (MW) 898 898

Potencia convencional (nuclear + carbón) vs Potencia Punta 0 0

Potencia Eólica Terrestre (MW) 937 1.500

Potencia Solar (MW) 50 500

Potencia instalada Ren. Controlable (MW) 32 100

Potencia instalada Minihidro (MW) 125 125

Volumen Almacenamiento Controlable (%) 0,00% 0,34%

Potencia turninas Bombeo puro (MW) 0 518

Potencia bombas Bombeo puro (MW) 0 518

Volumen Almacenamiento Gran hidráulica (%) 0,0% 1,2%

Potencia turbinas Gran Hidráulica (MW) 0 48


3.4.5 Análisis comparativo

La simulación de los dos casos definidos en la tabla 3.13 proporciona una gran cantidad

de información que debe estructurarse para una correcta interpretación. Además, para

poder comparar es necesario que los análisis se realicen siempre en situación estacionaria

de funcionamiento. La ejecución del modelo por una duración de un año generalmente

permite alcanzar esta situación estacionaria, aunque a veces es necesario continuar durante

varios años más. La clave de este asunto es el estado inicial asignado al gran almacenamiento

hidráulico. Si se inicializa con un llenado total dependiendo de las características del sistema

al final de un año de simulación el almacenamiento puede haber bajado su nivel medio,

pero no habrá alcanzado una situación estacionaria. Para ello, basta con continuar la

simulación tantos años como sea necesario hasta observar que el nivel energético final e

inicial es similar. Una vez lograda esta situación estacionaria con ambos casos es posible

realizar el análisis comparativo.

La figura 3.22 muestra la evolución durante un año estacionario de la potencia demandada

y del potencial renovable. Las diferencias son evidentes, en el primer caso (figura 3.22.a)

sólo en unas pocas ocasiones hay más producción renovable potencial que demanda. Sin

ningún medio de almacenamiento este exceso no podrá ser aprovechado. En el segundo

caso (figura 3.22.b), un aprovechamiento mínimo adecuado pasa por disponer de

almacenamiento dada la cantidad de horas en las que se supera a la demanda.


Cap. 3 | 49

Figura 3.22 Demanda y producción renovable potencial horarias (MW)

(a) Navarra-1, RPPR = 0.525 (b) Navarra-2, RPPR = 1.011


En el caso de Navarra-1 prácticamente toda la producción será entregada directamente

a la red, mientras que en el otro caso dicha entrega será parcial. La figura 3.23 muestra

gráficamente esta producción junto con los correspondientes porcentajes anuales respecto

a la demanda. En el caso de Navarra-2 el exceso de producción renovable habrá sido

inicialmente bombeado al almacenamiento reversible. No obstante, su limitada capacidad

habrá provocado que en ocasiones este excedente potencial haya tenido que ser

desaprovechado. En los momentos en los que el potencial renovable no supera a la demanda

se obtiene potencia desde el almacenamiento reversible e hidráulico. La figura 3.24 muestra

las potencias desarrolladas en ambos almacenamientos, mientras la figura 3.25 muestra la

evolución del nivel de los almacenamientos reversible e hidráulico a lo largo del año.

Figura 3.23 Demanda horaria y producción horaria renovable entregada directamente a red

(a) Navarra-1, 51.3% (b) Navarra-2, 84.5%



50 | Cap. 3

Figura 3.24 Generación horaria en los almacenamientos para el caso Navarra 2

(a) Almacenamiento reversible (b) Almacenamiento hidráulico


Figura 3.25 Evolución horaria normalizada del nivel de los almacenamientos para el caso Navarra 2


La potencia renovable sobrante procedente de fuentes aleatorias (sol, viento y agua)

que no puede ser aprovechada de ninguna manera se convierte en pérdida irreversible. Tal

como se presenta más adelante, estas pérdidas corresponden generalmente con las de

generadores solares, eólicos e hidráulicos. En el caso de Navarra-1 solo en algunos momentos

se produce esta situación, mientras que en Navarra-2 aumentan significativamente. La figura

3.26 muestra estas pérdidas a lo largo de año en ambos casos.


Cap. 3 | 51

Figura 3.26 Pérdidas horarias irreversibles de potencial generación renovable

(a) Navarra - 1 (b) Navarra - 2


La producción renovable de las centrales controlables de biomasa o geotermia juegan

un papel muy importante a la hora de reducir pérdidas renovables. En caso de sobrar potencia

renovable la primera acción consistirá en reducir o incluso parar esta producción. De este

modo se conserva un recurso primario no volátil. La figura 3.27 muestra en ambos casos de

estudio la producción resultante de este tipo de generación. La dinámica mostrada no es la

habitual en las plantas actuales. Están diseñadas para trabajar aportando potencia base

durante el máximo número de horas posible al año. Sin embargo, el enfoque que se propone

en esta tesis es convertirlas de algún modo en elementos de regulación de alta controlabilidad.

Lógicamente, el mecanismo retributivo debe ser concordante con el servicio para asegurar

su rentabilidad.

Figura 3.27 Producción horaria de las plantas de biomasa (MWh)




52 | Cap. 3

Finalmente, toda aquella demanda no cubierta por la producción renovable tendrá que

provenir de plantas de generación no renovable controlable. Tal como puede apreciarse en

la figura 3.28, la carga de trabajo de regulación que se exigirá a estas plantas es muy

elevada. Y además, conforme mayor sea la penetración renovable menor será el factor de

carga de estas centrales. Su trabajo es esencial mientras no se asegure la cobertura de la

demanda sólo con producción renovable. Por ello, también para esta generación es necesario

establecer un sistema retributivo conveniente.

El modelo de análisis facilita en la misma representación gráfica tanto la producción

proveniente de las plantas no renovables controlables y como de aquellas no controlables.

En este caso al no existir en Navarra ni plantas nucleares ni de carbón, su gráfica se confunde

con el eje “X”.

Figura 3.28 Producción horaria no renovable controlable (MWh)

Producción horaria no renovable no controlable=0 MWh



Los resultados del ejercicio anual obtenidos con ambos análisis se muestran a continuación:

- Producción anual no renovable y no controlable. Debido a la priorización nula

establecida desde el principio en ambos casos el resultado es cero.

- Producción potencial anual renovable. La tabla 3.14 muestra los resultados de

producción potencial renovable anual de cada uno de los dos sistemas eléctricos

analizados, junto con el cálculo de RPPR. El caso Navarra-2 ya ofrece niveles de

producción potencial renovable por encima de la unidad, lo que en principio posibilitaría

un suministro totalmente renovable. Sin embargo, los distintos mecanismos de

pérdidas en los almacenamientos reducirán la cantidad de energía aprovechable. Este

asunto se presenta en detalle más adelante.


Cap. 3 | 53

Tabla 3.14 Producción potencial renovable y RPPR

Caso Navarra - 1 Navarra – 2

Producción Potencial Renovable (GWh) 2.851,60 5.491,90

RPPR 0,52 1,01


- Producción renovable directamente entregada a red. Gran parte de la producción

renovable es entregada a red de forma directa, siendo ésta la forma habitual de

aprovechar la energía renovable en sistemas de baja penetración y cuya legislación

priorice la generación renovable frente a otras tecnologías. El modelo evalúa esta

cantidad y totaliza los resultados tal como se muestra en la tabla 3.15. En el caso

Navarra-1, el 98,95% de la producción potencial renovable fue entregada directamente

a red satisfaciendo el 51,3% de la demanda. Sin embargo, en el caso Navarra-2, el 83,5%

de la potencial generación renovable fue entregada directamente a red, alimentando

el 84.5% de la demanda eléctrica.

Tabla 3.15 Producción renovable entregada directamente a red



Energía renovable entregada directamente a red (GWh) 2.821,90 4.588,80

Energía renovable entregada directamente a red versus demanda 51,3% 84,5%


- Cobertura de la demanda. Tal como se presentó en el anterior apartado, son cuatro las

aportaciones previstas que cubren la demanda. Una de ellas es la producción directa a

red antes mostrada, y el resto se muestran en la tabla 3.16. En este caso dentro de la

generación no renovable se ha diferenciado entre aquella controlable y la no controlable

(priorizada). El resto son las producciones provenientes de los almacenamientos

(reversibles y gran hidráulica). Resulta interesante comprobar como un sistema de

almacén reversible no excesivamente grande como el propuesto logra mejorar el

aprovechamiento renovable hasta el extremo de trasegar el 7,1% de la demanda anual.

Por otra parte, queda patente la necesidad de cierta generación no renovable pese a

disponer de un potencial teóricamente superior a la demanda (101%). Sin embargo, es

un valor demasiado próximo a la unidad y cualquier proceso de pérdidas conlleva a no

poder asegurar un suministro 100% renovable.


54 | Cap. 3

Tabla 3.16 Cobertura de la demanda



Energía potencial no renovable priorizada (GWh) 0,0 0,0

Ratio de producción no renovable priorizada 0,0% 0,0%

Energía Renovable entregada directamente a red (GWh) 2.821,9 4.588,8

Ratio de producción renovable entregada directamente a red 51,3% 84,5%

Energía entregada por almacén reversible a red (GWh) 0 387,8

Ratio de energía entregada por almacén reversible 0,0% 7,1%

Energía producida por gran hidráulica (GWh) 0 78

Ratio de energía producida por gran hidraulica 0,0% 1,4%

Energía anual no renovable controlable (GWh) 2.609,9 376,3

Ratio de energía anual no renovable controlable 48,7% 6,9%


- Pérdidas renovables. Otra información importante a la hora de comparar sistemas son

las pérdidas y su origen. Por un lado están las pérdidas electromecánicas de los

almacenamientos y por otro las pérdidas de generación renovable, las cuales se

producen por haber tenido que parar plantas renovables al no ser posible su

aprovechamiento (exceso de producción y depósitos a su nivel máximo). La tabla 3.17

resume todas estas pérdidas para los dos sistemas eléctricos de estudio. Puede

apreciarse que las pérdidas de generación renovable son bastante elevadas, pese a la

existencia de almacenamientos. Para evitarlas sería necesario un volumen mayor.

Tabla 3.17 Pérdidas de generación renovable


Producción Potencial Renovable (GWh) 2.852,10 5.491,9

Energía Renovable entregada directamente a red (GWh) 2.821,9 4.588,8

Energía entregada por almacén reversible (GWh) 0,0 375,3

Pérdidas mecánicas en el almacén reversible (GWh) 0,0 159,3

Energía entregada por almacén hidráulico (GWh) 0,0 78,9

Pérdidas mecánicas en el almacén hidráulico (GWh) 0,0 8,7

Pérdidas de generación renovable 30,2 280,9



Cap. 3 | 55

- Pérdidas de generación renovable reversibles e irreversibles. Las pérdidas de

generación renovables son pérdidas de oportunidad y pueden dividirse en dos grupos,

las reversibles y las irreversibles. Las primeras corresponden a la parada de sistemas

renovables que no pierden recurso primario: biomasa y geotermia. Las segundas son

aquellas que se producen al parar un generador que no puede almacenar su recurso

primario: sol (excepto las termosolares con almacenamiento), viento y agua (minihidráulica

y vertidos en centrales hidráulicas). La tabla 3.18 muestra un desglose por tecnologías

con la producción potencial, el grado de aprovechamiento resultante y las pérdidas de

generación renovable correspondientes.

Tabla 3.18 Pérdidas de generación renovable reversibles e irreversibles


E. Potencial

(GWh) Aprovech. Pérdidas renovables (GWh) E. Potencial

(GWh) Aprovech. Pérdidas renovables (GWh)

Reversibles Irreversibles Reversibles Irreversibles

Generación renovable

2.852,1 99,6% 11,1 19,0 5.491,9 97,3% 131,10 149,83

Generación de biomasa

280,3 96,0% 11,1 0,0 876,0 85,0% 131,1 0,0

Generación (viento, sol, agua)

2.571,8 99,3% 11,1 0,0 4.615,9 96,8% 0,0 149,8

Gran Hidráulica 0,0 NA 0,0 0,0 78,3 100,0% 0,0 0,0

Solar 89,2 98,4% 0,0 0,0 892,2 91,6% 0,0 74,9

Minihidraulica 547,1 97,3% 0,0 2,7 547,1 90,8% 0,0 50,1

Eólica terrestre 1.935,4 99,9% 0,0 2,7 3.098,3 99,2% 0,0 24,8

Eólica marina 0,0 NA 0,0 0,0 0,0 NA 0,0 0,0


- RPPR equivalente. El RPPR se calcula considerando todo el potencial de generación

renovable incluidas las plantas de biomasa y geotérmicas. Sin embargo, ya se ha visto

que en caso de no utilizar todo el potencial renovable tan solo se incurre en las

denominadas pérdidas irreversibles. Por ello, se puede definir un nuevo valor de RPPR

equivalente cuyo potencial sólo incluirá finalmente estas pérdidas. Su cálculo se realiza

según la expresión 3.16:

𝑎 ∑

(3.16)

La tabla 3.19 muestra los valores de RPPR, RPPRequivalente, pérdidas reversibles e

irreversibles de los dos casos de estudio. Como puede apreciarse, el RPPRequivalente en el

segundo caso también es menor de 1, lo que implicaría que el sistema nunca podría tener


56 | Cap. 3

un abastecimiento netamente renovable con el mix de potencia y almacenamientos propuesto.

Y esto sin tener en cuenta las pérdidas de energía que se producen en los almacenamientos.

Tabla 3.19 RPPR Equivalente


RPPR 0,525 1,011

% Pérdidas renovables respecto a la demanda 0,20% 2,76%

% Pérdidas irreversibles respecto a la demanda 0,35% 2,76%

% Pérdidas reversibles respecto a la demanda 0,21% 2,41%

RPPR equivalente 0,523 0,987


- Factor de capacidad de la generación renovable controlable (biomasa y geotermia).

La flexibilidad exigible a este tipo de generación renovable resulta fundamental

durante la operación del sistema. Estos sistemas junto a los almacenamientos ofrecen

una notable capacidad de modulación de la potencia renovable entrante y que

posibilita el seguimiento de la demanda, garantizando el suministro. Por ello, su ciclo

de trabajo necesariamente ha de ser variable lo que provocará que su factor de

capacidad disminuya. Este efecto será mayor cuanto mayor sea la penetración

renovable en el sistema. La tabla 3.20 muestra el factor de capacidad y la potencia

media equivalente resultante en las plantas de biomasa en los dos casos de estudio. El

valor de la potencia media equivalente, es útil para calcular el recurso primario

requerido ya que supone que las plantas están continuamente trabajando a potencia

nominal.

Tabla 3.20 Factor de capacidad de la generación renovable controlable


Potencia instalada plantas biomasa y geotermia (MW) 32,00 100,00

Aprovechamiento energético de la potencia 96,02% 85,03%

Potencia media equivalente plantas biomasa y geotermia (MW) 30,73 85,03


Este modelado engloba bajo un mismo dato de entrada la potencia solar instalada,

independientemente de la tecnología, con lo que en los resultados también se muestran

agrupadas tanto la generación como las pérdidas irreversibles que se generan. Bajo una

misma potencia instalada potencialmente habrá generadores fotovoltaicos (con seguimiento

o fijos) y termosolares (varias opciones también). En el capítulo 5 se muestran criterios


Cap. 3 | 57

económicos que pueden ayudar a decidir el desglose de las distintas tecnologías dependiendo,

por ejemplo, de sus costes de generación. Algo similar sucede con la potencia instalada de

biomasa, que potencialmente englobaría distintas opciones: plantas de biomasa (residuos

forestales, agrícolas y cultivos energéticos), y plantas geotérmicas (tecnologías binaria y EGS).

3.5Almacenamiento crítico

El grado de aprovechamiento del potencial renovable depende en gran medida de las

características del almacenamiento reversible. Y para caracterizar con más detalle esta

relación se propone la siguiente rutina de búsqueda del mínimo almacenamiento necesario

para reducir al mínimo tanto las pérdidas renovables como las contribuciones no renovables.

El resultado de esta búsqueda dependerá del mix renovable potencial establecido. Por

ejemplo, un sistema cuyo RPPR sea menor de la unidad siempre requerirá aporte de

energía no renovable. Sin embargo, si puede determinarse el nivel dealmacenamiento que

minimice las pérdidas renovables. Por otro lado, un sistema de RPPR mayor de la unidad

dispone de energía suficiente para cubrir la demanda, pero dependerá del almacenamiento

que este objetivo se logre con más o menos pérdidas e incluso sin aporte energético no

renovable. A lo largo de este apartado se muestra una rutina metodológica para la

determinación de los niveles de almacenamiento que logran cumplir el objetivo anterior

para cualquier sistema y con cualquier nivel de RPPR.

Cuando se analizan grandes sistemas aislados, son pocas las tecnologías con un nivel de

desarrollo alto y a su vez capaces de trasegar cantidades importante de energía. Las

instalaciones de bombeo requieren una orografía específica, las instalaciones CAES igualmente

precisan de una ubicación específica y todavía se encuentran en fase experimental y las

baterías aunque se les supone una gran penetración en el futuro, todavía su fabricación es

limitada y muy costosa. Por ello, la búsqueda del mínimo almacenamiento que logre

maximizar el aprovechamiento renovable es una cuestión de la mayor importancia. Aspecto

que se corroborará en el capítulo 5 donde se evalúa el peso que cada componente tiene

sobre el coste de la energía de un sistema eléctrico concreto.

3.5.1 Metodología de cálculo

Con el fin de simplificar las explicaciones del siguiente análisis se trabajará sobre sistemas

ideales, es decir, sin pérdidas asociadas a los procesos de almacenamiento. La capacidad

del almacenamiento mínimo para cualquier nivel de penetración de la producción renovable

es sin duda un dato relevante, sin embargo, también lo son las potencias de bombeo y

turbinado que deben instalarse. El buen aprovechamiento del almacenamiento dependerá

sin lugar a dudas del nivel de potencia de dichos sistemas, ya que de ellos dependerá poder

absorber el máximo posible de excedente productivo o proporcionar la producción demandada.


58 | Cap. 3

La determinación del nivel de almacenamiento y sus potencias requeridas se realiza con el

siguiente método:

- En el paso inicial de búsqueda se establece la potencia de todos los generadores

renovales para cumplir con un RPPR determinado.

- Se asigna al almacenamiento un volumen inicial muy alto (incluso exagerado).

- Se asigna un valor de potencia inicial y se simula el caso durante el periodo de tiempo

necesario hasta comprobar situación estacionaria.

- Se anotan las pérdidas renovables y se comprueba si el almacenamiento es suficientemente

grande, lo que se comprueba si en ningún momento se ha vaciado.

- Se realizan nuevas simulaciones aumentando y disminuyendo la potencia del sistema

de almacenamientos hasta determinar el valor mínimo de potencia con el que se

producen las mínimas pérdidas.

- Con esta potencia se analizará gráficamente la evolución del nivel del almacenamiento.

Este nunca habrá sido vaciado en su totalidad, siendo ese margen sobrante el que

puede restarse al actual y de este modo establecer un nuevo nivel de almacenamiento.

- Con el nuevo valor de almacén se comprobará si la potencia instalada ofrece el

mismo nivel de pérdidas. En caso contrario se ejecutará una nueva búsqueda del

valor adecuado.

Este procedimiento ha sido utilizado para determinar la configuración de almacenamientos

críticos en distintos casos correspondientes con el sistema de Navarra. Las situaciones de

RPPR exploradas fueron las siguientes:

- RPPR = 1. Potencial de energía renovable mínimo necesario para un abastecimiento

100% renovable en un sistema eléctrico ideal sin pérdidas.

- RPPR = 0,64. Potencial de energía renovable insuficiente para permitir un suministro

100% renovable.

- RPPR = 1,2. Potencial de energía renovable superior al requerido para un sistema

100% renovable.

El primer caso es crítico ya que para poder garantizar la cobertura de la demanda sin

producción no renovable, el sistema de almacenamiento ha de tener capacidad suficiente

para acumular y aprovechar todo el excedente renovable. El resultado del proceso de

búsqueda ha proporcionado la siguiente configuración:

- Capacidad del almacenamiento: 8% respecto a la energía demandada anual.

- Energía anual trasegada en el almacenamiento: 30% de la demandada anual.

La figura 3.29 muestra los perfiles de la potencial generación renovable y de demanda

eléctrica así como la evolución del nivel del almacenamiento a lo largo del año de este


Cap. 3 | 59

primer caso. En dicha figura se puede comprobar que este almacenamiento es crítico ya

que su nivel evoluciona entre dos extremos que coinciden exactamente con el mínimo y

máximo nivel disponible. Es decir, ni falta ni sobra almacén. Situaciones límite que, no obstante,

tan sólo se verifican una vez en todo el año.

Figura 3.29 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=1


Para el valor de RPPR=0,64 y siguiendo un proceso iterativo similar al anterior se ha logrado

minimizar la aportación de generación no renovable mediante una capacidad de

almacenamiento reversible de tan solo 0,36% respecto a la demanda y un trasiego neto de

energía del 5.6%. Tal como se ha señalado anteriormente, en este caso el objetivo es evitar

pérdidas de potencial generación renovable ya que es imposible alcanzar un suministro

100% renovable. Como se observa en la figura 3.30, la mayor parte del año la producción

potencial renovable es inferior a la demanda por lo que el almacén es utilizado ocasionalmente.


60 | Cap. 3

Figura 3.30 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=0,64


Para valores de RPPR mayor de la unidad, y tomando como ejemplo RPPR=1,2 el

almacenamiento necesario que minimiza el aporte no renovable ha resultado del 3%, tal como

se muestra en la figura 3.31. Este valor es un 60% inferior al obtenido con RPPR unitario. En

este caso se perderán oportunidades de generación renovable del 20% respecto a la

demanda y el criterio de desactivación de las plantas estará regido por la tabla 3.1. De nuevo

se percibe que el almacén no está sobredimensionado ya que únicamente en un intervalo

de tiempo (hora 998) llega a estar vacío. Sin embargo, debido a la sobre instalación de plantas

renovables frecuentemente se encuentra en niveles intermedios o incluso máximo.

Figura 3.31 Evolución del almacenamiento reversible. RPPR=1,2



Cap. 3 | 61

3.5.2 Curva de Almacenamiento Crítico

El anterior proceso de determinación del almacenamiento crítico puede realizarse de

forma sistemática para casos con distinto nivel de RPPR, desde una situación base o inicial

hasta valores de RPPR más altos por encima de la unidad. Para ello, se debe proceder

aplicando el mismo factor de incremento a todos los generadores renovables. De este

modo cada nuevo caso está relacionado con un planteamiento concreto definido en el caso

base. La representación conjunta de todos estos niveles de almacenamiento respecto del

RPPR se ha denominado Curva de Almacenamiento Crítico. La figura 3.32 muestra la curva

resultante para el sistema idealizado de Navarra donde se ha extendido la búsqueda hasta

un nivel de RPPR de 3.

Figura 3.32 Curva de almacenamiento crítico


La curva de almacenamiento crítica tiene dos vertientes que dividen el mapa en dos

regiones totalmente diferenciadas. En la región izquierda el nivel de RPPR es siempre

inferior a la unidad por lo que no es posible un suministro 100% renovable, es decir, habrá

contribución no renovable. En esta región la curva establece el límite de almacenamiento

necesario para minimizar las pérdidas renovables. Por ejemplo, para un almacenamiento

del 2%, en esta región se pueden dar 3 situaciones (señaladas en la figura por los puntos

0, 1 y 2). En el punto 0, por encima de la curva, el almacenamiento resultaría mucho mayor

del necesario para minimizar las pérdidas renovables. De hecho, para RPPR inferiores al del

punto 0 ya no es necesario ningún almacenamiento para evitar pérdidas, debido a que toda

la producción renovable potencial es siempre inferior a la demanda por lo que entra en red

de forma directa. En el punto 1 se estaría en una situación crítica pero las pérdidas serian

nulas. Mientras que en el punto 2, el almacén propuesto sería insuficiente para aprovechar

el potencial renovable de los momentos excedentarios, lo que significa que se producirán


62 | Cap. 3

pérdidas renovables. Como puede apreciarse, el aumento del almacén mínimo en esta región

izquierda resulta muy pronunciado conforme se acerca al punto 1. La razón de ello, tal

como muestra la figura 3.33, consiste en que conforme aumenta el RPPR menor es la fracción

de potencia renovable entregada a la red.

Figura 3.33 Generación renovable entregada directamente a red en función del valor de RPPR


En la región derecha el valor del RPPR es siempre superior a la unidad, y por lo tanto

habría potencial renovable suficiente para lograr el suministro 100% renovable. La curva

representa los niveles de almacenamiento mínimo que logra dicho objetivo para cada

RPPR. Lo que también significa no necesitar aporte de generación no renovable. Al igual

que antes, para un almacenamiento del 2% en esta región se verifican 3 situaciones posibles.

En el punto 3, el almacenamiento resulta insuficiente para evitar el aporte no renovable. En

el punto 4 el objetivo se logra críticamente, y en el punto 5, dicho almacenamiento es superior

al estrictamente necesario. Otro aspecto importante en esta región es la rápida reducción

del nivel de almacenamiento crítico conforme aumenta el sobredimensionado energético

del sistema, es decir, conforme aumenta el RPPR, siendo especialmente notable la variación

en el rango de RPPR de 1 a 1.5. La conclusión clara es que en esta zona un leve aumento de

la producción potencial renovable reduce drásticamente las necesidades de almacenamiento.

Sin embargo, cualquier evolución hacia el punto 6 de la curva significa poca reducción del

almacén a costa además de grandes aumentos de RPPR, situaciones que es fácil demostrar

que son de total inviabilidad económica.

El punto máximo de la curva corresponde con RPPR = 1 y en él la contribución no renovable

y las pérdidas de energía renovables son nulas, aunque se requiere una gran capacidad de

almacenamiento (8,3% respecto de la demanda). Consecuencia de tener que aprovechar

todo el potencial renovable y por lo tanto impedir cualquier pérdida.

La tabla 3.21 resume las principales características del suministro eléctrico de los casos

definidos en los puntos 0 hasta 6 de la figura 3.32. Es decir, casos con almacenamiento de 2%

así como del punto máximo de la curva de almacenamiento.


Cap. 3 | 63

Tabla 3.21 Resumen de los principales aspectos productivos en distintas situaciones del sistema Navarra con 2% de almacenamiento

Tipo 1 RPPR Cap. Almacén vs Demanda

Balance Eléctrico

Pérdidas Renovables

Aportación No Renovable Estado Almacén

0 <1 2% Mix Ren / No Ren. NO SI 0%

1 <1 2% Mix Ren / No Ren. NO SI 0%<=nivel<=2%

2 <1 2% Mix Ren / No Ren. SI SI 0%<=nivel<=2%

3 >1 2% Mix Ren / No Ren. SI NO 0%<=nivel<=2%

4 >1 2% Mix Ren / No Ren. SI NO 0%<=nivel<=2%

5 >1 2% 100% Ren. SI NO Nunca lleno

6 >1 2% 100% Ren. SI NO 0%

MÁXIMO 1 8,3% 100% Ren. NO NO 0%<=nivel<=8,3%

Para determinar las características del mix energético y de almacenamiento de un

hipotético sistema eléctrico 100% renovable, se tendrá que establecer un cierto compromiso

entre el tamaño del almacenamiento y el grado de sobreproducción potencial renovable. El

objetivo principal de la curva de almacenamiento crítico consiste en ofrecer una visión nueva

sobre esta relación y que pueda ayudar en cualquier toma de decisiones o plan de futuro.

Esta aportación se extenderá en el siguiente apartado.

Análisis de la influencia de las potencias de bombeo y turbinado

Anteriormente se señaló la importancia decisiva que tiene la adecuada instalación de

potencia de bombeo y turbinado para el correcto aprovechamiento del almacenamiento.

Utilizar menores ratios de potencia significará aumentar pérdidas del sistema. No obstante,

existe una diferencia entre las consecuencias de reducir la potencia de bombeo o la de

turbinado. Reducir bombeo implica un aumento en las pérdidas irreversibles de energía

renovable, debido a que no se podrá almacenar todo el excedente de un momento dado.

Mientras que limitar turbinas supondrá no poder satisfacer a la demanda con renovables,

aumentando con ello el aporte de generación controlable (sea renovable o no). Las curvas

de almacenamiento crítico de sistemas definidos con limitación en los sistemas de bombeo

y turbina tienen formas distintas dependiendo del grado de limitación respecto al óptimo.

Por ejemplo, para valores de RPPR mayores de uno, la curva crítica ya no representará el

límite entre necesitar o no generación no renovable. Tan sólo la que minimiza este aporte.

Lógicamente, con menores ratios de bombeo y turbinado los almacenamientos adecuados

que minimizan pérdidas resultan también menores que los críticos. A modo de ejemplo la

figura 3.34 muestra las curvas obtenidas para el sistema de Navarra al reducir las capacidades

de turbinado y bombeo según se indica en la propia figura. El caso crítico es el que mayor


64 | Cap. 3

curva presenta, mientras que la curva de menor altura corresponde también con la de menor

potencia de bombas y turbinas.

Figura 3.34 Influencia de la reducción en turbinado y bombeo en la curva de almacenamiento crítico


3.5.3 Región de Almacenamiento Crítico

La figura 3.35 muestra cómo influye el perfil de producción renovable en la curva de

almacenamiento crítico. En esta figura aparecen ahora cinco curvas, todas ellas

correspondientes al sistema de Navarra donde se ha utilizado un perfil eólico distinto con

equivalentes características productivas, es decir, se han escalado para que ofrezcan el

mismo potencial energético bajo un mismo RPPR. Los cuatro primeros casos corresponden

a perfiles de parques eólicos de Acciona Energía y de muy distintos lugares: Vedadillo

(Navarra), Sos (Zaragoza), Refoyas (Castellón) y Tarifa (Cádiz); mientras el quinto utiliza un

perfil promedio de los otros cuatro. El resto de componentes del mix energético se han

mantenido en las mismas proporciones que en los estudios anteriores.

El simple cambio de perfil eólico ha provocado cambios importantes en las correspondientes

curvas de almacenamiento crítico, siendo la menor la correspondiente al sistema con perfil

eólico promediado. Esta dispersión es consecuencia del mayor o menor grado de proximidad

del perfil de la producción renovable potencial resultante de cada sistema con el perfil de la

demanda. Hay sistemas que claramente ofrecen un mayor grado que otros, sin embargo, al

agregar perfiles este efecto aproximamiento a la demanda aumenta significativamente.


Cap. 3 | 65

Figura 3.35 Influencia del perfil eólico en la curva de almacenamiento crítico


Este análisis de la influencia del perfil del potencial renovable respecto de la curva de

almacenamiento crítica puede extenderse si además del perfil eólico se modifican otros.

Tomado de base el sistema de Navarra con los perfiles del año 2007 se han preparado 10

sistemas con un mix energético distinto, es decir, distinta potencia instalada de eólica, solar,

biomasa, etc., pero debidamente escalados para ofrecer mismo potencial con mismo RPPR.

A modo de ejemplo, la 3.36 muestra el perfil de generación renovable potencial de un mismo

día del año 2007 (23 de marzo), de cuatro de los diez diferentes mixes de potencia definidos

para este análisis. Al considerar un día concreto las diferencias resultan evidentes, aunque

los totales anuales ofrezcan mismo potencial (RPPR = 0.6).

Figura 3.36 Diferentes perfiles de generación renovable con mismo valor de RPPR


0.00

0.02

0.04

0.06

0.08

0.10

0.12

0.14

0.16

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3

Cap

acid

ad d

e a

lmac

en

amie

nto

re

vers

ible

vs

de

man

da

RPPR

PERFIL EOLICOPARQUE "V"

PERFIL EOLICOPARQUE "S"

PERFIL EOLICOPARQUE "R"

PERFIL EOLICOPARQUE "T"

PERFIL EOLICOPROMEDIO PARQUES"V""S""R""T"


66 | Cap. 3

Los diez sistemas definidos se han preparado con sistemas de almacenamiento cuyos

procesos de bombeo y turbinado tienen pérdidas, lo que introduce una diferencia clara

respecto a los sistemas de Navarra presentados con anterioridad. Para cada sistema resultante

se ha calculado su curva de almacenamiento crítico. La figura 3.37 muestra los distintos puntos

de cada curva y sistema junto con las curvas que señalan los puntos máximos y mínimos.

Lógicamente ya no se obtiene una curva, sino un área que contiene todas las curvas. A esta

región se le ha denominado Región de Almacenamiento Crítica y ofrece ahora una información

mucho más completa de la dependencia entre almacenamiento mínimo y sobredimensionado

del mix energético a la hora de plantear un sistema de futuro 100% renovable.

Figura 3.37 Área de almacenamiento crítica


Como puede apreciarse en la figura 3.37 los puntos máximos se han desplazado hacia la

derecha y se verifican para valores de RPPR en torno a 1.1 en lugar de 1 como se había visto

hasta ahora. La razón de este desplazamiento es la introducción de las pérdidas en el sistema

de almacenamiento. Se requiere ahora más energía potencial para compensar dichas pérdidas.

Otro aspecto relevante que se ha obtenido del anterior estudio con 10 sistemas

eléctricos es el hecho de que la curva que requiere la mínima capacidad de almacenamiento

está ligada al perfil energético cuyo contenido en generación de biomasa es mayor, debido

a su menor RPPR equivalente. Como contrapartida la biomasa es un recurso limitado y con

un coste elevado. Igualmente se confirma que la curva que requiere el máximo nivel de

almacenamiento reversible es aquella cuyo perfil de generación potencial tiene un bajo

contenido en biomasa y en cambio un alto contenido en generación solar. Al anochecer,

cuando las plantas solares dejan de producir se produce tanto los días laborales como

festivos el mayor pico de demanda.


Cap. 3 | 67

3.6Transición a un sistema 100% renovable

Muy pocos países desarrollados muestran niveles de producción renovable significativos

en sus sistemas eléctricos. Incluso países conocidos por su alta promoción en este sentido

todavía distan mucho de ofrecer cantidades netas significativas. Prueba de ello son los

niveles de RPPR de distintos países del entorno en el año 2010, según se muestra en la

tabla 3.22.

Tabla 3.22 Nivel de RPPR en algunos países de la OCDE

Generación

Renovable (TWh) Demanda

(TWh) RPPR 2010

Alemania 95,5 548,2 0,17

España 99,8 260,6 0,38

Francia 83 513,3 0,16

Italia 68,2 326,6 0,21

Holanda 10,4 116,5 0,09

Polonia 5,5 143,6 0,04

Evidentemente, pasar de una situación como la actual a una hipotética cuya generación

sea 100% renovable requerirá de un largo proceso de transición que debe planificarse

cuidadosamente. La curva de almacenamiento óptimo ofrece una primera aproximación

con muchos posibles escenarios de futuro que supuestamente garantizarían una operación

100% renovable, proporcionando para cada uno tanto las dimensiones del mix como de los

almacenamientos. Hay que recordar que en estos sistemas de RPPR mayor de la unidad, el

tamaño del almacén se reduce en gran medida en función del nivel de sobredimensionado

del mix. Utilizando de ejemplo el sistema de Navarra, en la figura 3.38, para pasar de la

situación actual (RPPR=0,6) a la de una plena operación renovable con un nivel de

sobredimensionamiento a priori alcanzable (RPPR=1,75) el nivel de almacenamiento requerido

resulta ligeramente superior al 1% respecto a la demanda (punto R). Adicionalmente habrá que

añadir nuevos enfoques que ayuden en la decisión, es decir, serán necesarios algunos

modelos complementarios que evalúen otros aspectos decisivos tales como la afección

medioambiental, costes económicos, vida útil de las instalaciones, etc.


68 | Cap. 3

Figura 3.38 Ejemplo de transición desde la situación actual a un suministro 100% renovable para Navarra


3.7Conclusiones

En este capítulo se ha presentado una propuesta de estrategia de operación que tiene por

objetivos fundamentales garantizar la cobertura de la demanda y tratar de maximizar el

aprovechamiento de la generación renovable en sistemas eléctricos con generadores

renovables, no renovables y almacenamientos. Dicha estrategia presentaba dos aspectos

que han requerido un desarrollo más detallado. En primer lugar, la definición de un juego

de prioridades que sirve para repartir la parada de generación renovable en caso de

excedente no acumulable (depósitos llenos). En dicha definición se han tenido en cuenta

criterios de controlabilidad, económicos y técnicos. No obstante, esta propuesta de

priorización incluye otra propuesta concreta que es quizá incluso más importante. Consiste

en el simple hecho de disponer de centrales de biomasa o geotermia con el mayor grado de

controlabilidad. Esta capacidad permite junto con la potencia controlable de los

almacenamientos cubrir los déficits de generación renovable y garantizar la demanda. Sin

embargo, la tecnología actual de generación de dichas centrales no se ha diseñado con

tales fines lo que supone un reto de futuro importante. El segundo aspecto importante de

esta estrategia ha sido la definición de un método de reparto de los comandos de

turbinado y bombeo en los sistemas de almacenamiento agregado (reversibles y centrales

hidráulicas). Reparto que se hace teniendo en cuenta la disponibilidad de cada uno y

tratando de maximizar la potencia de carga y descarga disponible en todo momento, y además

durante el máximo tiempo posible. Cuestión que se logra si se operan ambos sistemas como si

todos sus elementos constituyentes estuviesen conectados por vasos comunicantes.

Cap. 4 | 1

4 ESTUDIO DE LA VIABILIDAD TÉCNICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

4.1 Introducción

En la primera década del siglo XXI el sistema eléctrico español verificó un notable

incremento de la generación de origen renovable, particularmente eólica. Fruto de una

favorable política de fomento que finalmente ha sufrido demasiadas modificaciones y no

poca controversia. En cualquier caso, este sistema eléctrico todavía resulta muy dependiente

de fuentes energéticas no renovables como el gas natural, carbón, uranio y petróleo.

Fuentes además en su mayor parte no autóctonas, ya que España es manifiestamente

deficitaria en recursos como gas, petróleo y uranio. Esta dependencia energética de fuentes

externas no proporciona al país ningún beneficio tecnológico, estratégico o económico.

Algo esencial en lo que parecen estar de acuerdo todas las fuerzas políticas, pero que sin

embargo no recibe la adecuada atención ya que las diferencias ideológicas sólo están

sirviendo para atrasar la elaboración y puesta en marcha de un nuevo plan energético integral;

reclamado además desde muchos sectores y organizaciones desde hace tiempo [CIE

13][PER 10]. Este nuevo plan debiera redactarse atendiendo a principios esenciales como la

sostenibilidad, la soberanía y la solidaridad, debido a sus múltiples implicaciones de

desarrollo tecnológico, industrial, económico, laboral y social. Lo cual, con toda seguridad

quedaría ligado a una planificación de largo plazo basada únicamente en generación renovable.

Y cuyo principal aspecto a resolver, esto es, los recursos primarios de sol, viento y agua son

especialmente abundantes en el país [ORT 05].

Con el objetivo de ofrecer información útil para la hipotética redacción de dicho plan, en

este capítulo se analiza el recurso energético y se caracteriza la producción potencial renovable.

El primer paso ha consistido en preparar toda la información necesaria para poder modelar

el sistema eléctrico de España. Para ello se han analizado los distintos recursos del país y se

han preparado series de datos horarias representativas de producción agregada por

tecnologías; todo ello de acuerdo a los requerimientos del modelado mostrados en el anterior

capítulo. Los análisis realizados con dicha herramienta sirvieron para explorar muy distintas

vías de autoabastecimiento energético a partir de fuentes renovables. Proceso complejo y

que finalizó con la determinación de dos líneas distintas de sistemas cuya diferencia principal

estriba en el mayor o menor grado de integración de generación renovable controlable, es

decir, a partir de biomasa y geotermia principalmente. Ambas líneas fueron analizadas con


2 | Cap.4

detalle lo que permitió hacer una doble propuesta de sistema eléctrico, una por cada línea

de tendencia y con capacidad para garantizar el suministro a la demanda. Las dos

propuestas definen las correspondientes cantidades de generación renovable de cada

tecnología y sus almacenamientos necesarios, aunque mantienen común la estrategia de

operación, tal como se presentó en el anterior capítulo. Ambas propuestas han sido

respaldadas por distintas pruebas y estudios de sensibilidad, e incluso han sido comparadas

con otras propuestas como la de Greenpeace España. Resultando sistemas más reducidos

energéticamente. En cualquier caso, tanto las propuestas en sí como la herramienta utilizada

y los estudios planteados se consideran aportaciones importantes de esta tesis, que son

completadas en los estudios económicos del siguiente capítulo.

Puesto que el sistema actual dista considerablemente de cualquier propuesta 100%

renovable se ha analizado también el periodo de transición. Este requiere, entre otras

cuestiones, una planificación detallada de la secuencia de apagado de la generación no

renovable, tanto de base como controlable. Tal y como se mostrará no es recomendable

hacerlo de cualquier manera, sino siguiendo un proceso determinado que permita la integración

segura de la nueva generación renovable. Esto conllevará durante ciertas etapas del proceso,

y de duración incierta, a ejercicios energética y económicamente muy reducidos en la

generación no renovable controlable. Para restablecer aunque sea temporalmente su

rentabilidad, se entiende que serán necesarios nuevos acuerdos retributivos aunque no ha

sido objetivo de esta tesis cuantificarlos. En cualquier caso, tanto el enfoque de análisis

realizado al proceso de transición, como los distintos condicionantes que se deben respetar

para la mejor adaptación de la generación renovable, se entienden novedosos y parte también

de las aportaciones de esta tesis.

4.2 Sistema eléctrico español

A lo largo de este apartado se analizan las características principales que definen el

actual sistema eléctrico español, incluyendo una breve reseña histórica de la última década,

y que trata de ilustrar los hechos fundamentales que motivaron los actuales niveles de

penetración renovable y de centrales de ciclo combinado [BEC 11]. Este análisis ha servido

para concretar distintos aspectos tales como las perspectivas de evolución de la demanda

en los próximos años, niveles teóricos máximos de producción de las distintas tecnologías

renovables, configuración y niveles de los intercambios energéticos internacionales, etc.

Toda esta información se ha utilizado para la concreción de hipotéticos sistemas eléctricos

con generación renovable con el fin de evaluarlas mediante el modelo matemático.

ESTUDIO DE LA VIABILIDAD TÉCNICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

Cap. 4 | 3

4.2.1 Periodo 2001-2010

A lo largo de este apartado se analiza la evolución del sistema eléctrico español del

periodo 2001-2010. Etapa particular donde han coexistido dos tendencias de desarrollo

energético diferentes e incluso contrapuestas. Por un lado fomento de la producción

renovable, motivado por directrices y compromisos establecidos en el seno de la unión

europea y por otro, el auge de las centrales de ciclo combinado [DUE 01] [DUE 09].

La figura 4.1 muestra la evolución de la demanda de energía eléctrica y de su potencia

máxima durante los años 2001-2010 tomando como referencia los niveles de ambas

magnitudes en el año 2001. Tal como puede observarse la demanda verificó un importante

incremento durante los años de expansión económica, periodo 2001 a 2007, para estabilizarse

al comienzo de la actual crisis económica en el año 2007.

Figura 4.1 Evolución de la demanda eléctrica. Periodo 2001-2011


Este aumento de demanda ya se preveía unos años antes en los cuales la tendencia era

también alcista. Para afrontar este crecimiento, entre otras acciones el Ministerio de Fomento

publica en el año 1999 el Plan de Energías Renovables 1999-2010 [PER 00]. Este plan fue

elaborado bajo cuatro conceptos fundamentales: garantizar en todo momento la potencia

demandada, caminar hacia la soberanía energética que evite la dependencia de los tan

escasos combustible fósiles, preservación del medio ambiente creando un sistema sostenible

y viabilidad desde el punto de vista económico. El nuevo plan fomentaba un alto desarrollo de

las energías renovables inaugurando una nueva era en el sistema eléctrico español.

Especialmente en parques eólicos cuyo objetivo era aumentar desde los 834 MW en el

año 1998 hasta los 8.974 MW en el año 2010, y de centrales de biomasa cuyo plan era

incrementar desde los 189 MW en el año 1998 hasta los 1.897 MW en el año 2010. Estas

plantas de biomasa se concebían como potencia base, y nunca se estipuló ningún criterio

de coordinación en el funcionamiento de las distintas tecnologías renovables que favorecieran

80%

100%

120%

140%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

DEMANDAENERGIAELECTRICA

POTENCIADEMANDADAMAXIMA


4 | Cap.4

su integración conjunta. Aspecto que ni este primer plan ni ninguno de los sucesivos ha

abordado convenientemente dada la naturaleza de la mayor parte de las fuentes primarias

de energía renovable.

Es en el año 2002 cuando se ponen en servicio las primeras plantas de ciclo combinado,

figura 4.2, dentro de un notable plan de expansión que se justificaba para garantizar el

abastecimiento eléctrico de una demanda creciente. Sin embargo, había otros motivos

importantes detrás de estas concesiones asociadas a intereses particulares de las grandes

compañías eléctricas. En concreto, tratar de mantener cierto control sobre un sistema eléctrico

que tendía a una dispersión en el régimen de propiedad de los nuevos generadores renovables,

y además, hacer frente a los compromisos adquiridos con otros países respecto del consumo

de su gas natural, y de este modo asegurar un precio de compra bajo.

Figura 4.2 Sistema eléctrico Español. Periodo 2001-2011


En el año 2004, el objetivo eólico del plan 1999-2010 prácticamente se había cumplido

con una potencia instalada de 8.442 MW, mientras en paralelo, la potencia instalada de

ciclo combinado llegaba ya a los 8.233 MW. Esta rápida introducción de nuevos sistemas

renovables y de ciclo combinado continua hasta el año 2010 arrojando un balance final de

20.057 MW eólicos, 4.140 MW solares y 25.235 MW de ciclo combinado, tal como se

muestra en la figura 4.2.

El comienzo de la crisis en 2007 provoca una parada en el crecimiento de la demanda y

que lógicamente imposibilita la integración de tanta capacidad productiva. Este asunto se

resuelve debido a la prioridad de conexión establecida por ley a la generación renovable

que penaliza fuertemente a la de ciclos combinados; la cual se utiliza en gran medida para

cubrir picos de demanda y las variaciones propias de la generación renovable [BOE 126].

Debido a ello, la generación de ciclo combinado reduce significativamente su factor de

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

POTENCIA TOTALINSTALADA (MW)

POTENCIA RENOVABLE(SIN GH) (MW)

POTENCIA CICLOCOMBINADO (MW)

PRODUCCION CARBON(GWh)

PRODUCCION FUEL (GWh)

SUMA PRODUCCIONCARBON+FUEL (GWh)


Cap. 4 | 5

capacidad, desde el de diseño en torno al 85% hasta niveles del 29% tal como sucedió el

año 2010 [IBE 01] [ELE 01].

Por otra parte, el uno de enero del año 2005 entra en vigor la directiva europea 2003/87

que limita la producción de CO2 y que afecta directamente a la generación de carbón y fuel

[DUE 03]. Tal como puede apreciarse en la figura 4.2, esto redujo drásticamente la producción

de ambas tecnologías, llegando en 2011 a una cuarta parte de la producción potencial del

carbón y a no haber ni un solo kilovatio producido por generadores de fuel [REE 11]. Este

cambio benefició sin duda a las centrales de ciclo combinado ya que aportaban a la red,

entre otros servicios básicos, la necesaria capacidad de control que podían aportar las de

fuel. Esta controlabilidad resulta esencial para la subsistencia del ciclo combinado, y también

ayuda a la integración de la generación renovable. Por ello, un futuro mix energético

únicamente renovable deberá incorporar elementos de regulación que ofrezca similares

sino mejores características que las disponibles en el actual sistema de generación. Este

aspecto de la cobertura de la demanda por parte de los ciclos combinados se muestra en la

tabla 4.1 para los años 2001 a 2010. Donde además se añade al balance las aportaciones

hidráulicas, ya que juntos ofrecen la debida controlabilidad al sistema para compensar las

desviaciones de producción. Tal como puede apreciarse, aunque energéticamente el ciclo

combinado resulta poco aprovechado, con índices entre el 34% y el 57%, en términos de

aporte de potencia este ha supuesto entre el 50% y el 77% de la potencia total instalada.

Esta gran contribución ha sido también consecuencia de las variaciones en el aporte

hidráulico debido a su vez a las grandes diferencias de entrada de recurso hídrico. Por

ejemplo, en el año 2003 la aportación media de la potencia hidráulica a la demanda punta

de potencia fue de tan sólo 4,2 GW frente a las aportaciones de hasta 9,0 GW registradas

otros años. Tal diferencia hidrológica es imprevisible y se produce de tanto en tanto por lo

que la potencia de las centrales de ciclo combinado se ven obligadas a compensar la

variaciones del resto de componentes del sistema, es decir, variaciones hidrológicas, de

generación renovable, de la demanda, etc. Si en el año 2010 se hubiera dado la aportación

de la potencia hidráulica a la demanda punta del año 2003, se hubiera requerido el 82% de

la potencia instalada en plantas de ciclo combinado para satisfacer dicha demanda (tabla 4.1).

Por ello, aunque inicialmente parecía que se había producido un fuerte sobredimensionamiento

del sistema, a la vista de estos resultados de operación el diagnóstico no sería tan severo.

Es decir, el actual sistema de generación parece complementarse adecuadamente para

cubrir con garantía la demanda. Otro aspecto es como deben retribuirse estos servicios y

estas formas de operación, distintas como consecuencia de la penetración renovable para

asegurar un mínimo de rentabilidad en todas los sistemas de generación demostrados útiles.

Por otra parte, España cuenta también con un importante parque de centrales de

cogeneración. La mayor parte de las cuales se alimenta con gas natural y técnicamente

podrían ofrecer capacidad de regulación. Sin embargo, ésta no resulta factible generalmente

ya que su producción eléctrica depende de otro proceso energético prioritario.


6 | Cap.4

Tabla 4.1 Aprovechamiento energético y de potencia de las centrales de Ciclo Combinado (CC)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Punta máxima de Potencia (GW) 34,9 34,3 37,2 37,7 43,4 42,2 44,9 43,0 44,4 44,1

Potencia Instalada CC (GW) 0,0 3,1 4,3 8,2 12,2 15,5 21,0 21,7 23,1 25,2

Generación CC vs Factor de Capacidad del 85% (%) NA 23% 46% 47% 54% 55% 44% 57% 46% 34%

Aportación del CC a la demanda máxima (GW) 0,0 0,0 2,6 4,1 7,0 10,4 16,2 12,1 17,0 16,3

Aportación del CC a demanda máxima vs Potencia Instalada de CC (%) NA 0 59,8% 49,5% 57,1% 66,8% 77,4% 55,6% 73,9% 64,5%

Aportación de la Potencia Hidráulica a la demanda máxima (GW) 8,3 7,2 9,0 9,0 5,5 4,2 5,1 5,9 5,9 8,5

Potencial aportación CC vs Potencia Instalada CC (%) suponiendo la mínima generación hidráulica

NA NA NA NA 68,1% 66,8% 81,7% 63,7% 81,5% 81,7%


4.2.2 Características de la demanda eléctrica

La etapa de expansión económica y aumento de la inmigración de los años 2001 al 2007

conllevó un fuerte aumento de la población española, pasando de los 40.5 millones en el

año 2001 hasta cerca de los 45.2 millones en 2007 [INE 07]. Esto tuvo un claro efecto en la

demanda eléctrica, que pasó de un consumo total de 205 TWh con una potencia pico de 35

GW en el año 2001, a una energía de 262 TWh con una potencia pico de 45 GW en el año

2007 [REE 07]. La llegada de la crisis económica en el año 2007, la cual se está prolongando

en el tiempo más de lo previsto y con final incierto, está provocando el regreso de parte de

la población extranjera a sus países de origen e incluso la emigración de población española.

Por esto, diferentes fuentes estiman que en el año 2050 la población española rondará los

40 millones de habitantes y que la demanda energética, fuertemente influida por una

situación económica indefinida y por medidas de eficiencia energética, apenas sufrirá

variaciones con respecto a los niveles actuales, teniendo en 2011 una demanda energética

en barras de generación de 254,8 TWh [ORT 05] [WBC 10][ITC 09]. A lo largo de este

capítulo se utilizará en sucesivas ocasiones como año de referencia el año 2050. La razón de

ello es que diversas organizaciones como Naciones Unidas, la Organización Meteorológica

Mundial, Greenpeace, etc., la utilizan como punto de referencia respecto a la década actual

ya que establece un intervalo de tiempo más que suficiente para, entre otras cuestiones

relacionadas, poder plantear una transición nada dramática a sistemas energéticos basados

fundamental e incluso totalmente en fuentes renovables [ORT 05] [IPC 11].


Cap. 4 | 7

La demanda eléctrica es en principio de carácter aleatorio aunque en general sí que

guarda unas pautas que hace que sus perfiles sean predecibles. Por ejemplo, cuando se

comparan dos días de una misma semana, uno laboral y el otro festivo, aunque los perfiles

son semejantes la demanda diaria de los primeros es apreciablemente superior a los

segundos, tal como muestra la figura 4.3. Si se comparan dos meses de un mismo año, uno

de invierno y otro de verano, según la figura 4.4 se observa que el mes de invierno es más

demandante que el mes de verano. También en esta comparación se aprecian otros efectos

como la festividad nacional del día 15 de agosto. Estas semejanzas se mantienen a lo largo

de los años. La figura 4.5 muestra la demanda mensual de los últimos años, donde se

observan qué meses tienen mayor consumo, patrón que se repite cada año. Por último, la

figura 4.6 muestra la demanda anual de los últimos 10 años, donde se observa el efecto

que tuvo el comienzo de la actual crisis económica.

Figura 4.3 Demanda eléctrica horaria

Figura 4.4 Demanda eléctrica diaria

Fuente: REE Fuente: REE

Figura 4.5 Demanda eléctrica mensual

Figura 4.6 Demanda eléctrica anual

Fuente: REE Fuente: REE


8 | Cap.4

Las previsiones de demanda eléctrica para España en los próximos años son difíciles de

encontrar y resultan en general poco fiables. Muchas de estas predicciones han sido

realizadas en épocas previas al comienzo de la crisis económica, por lo que muestran valores

que hoy en día se entienden demasiado altos. Por ejemplo, la previsión realizada en 2005

por Greenpeace España en su informe “Renovables 100%“ estimaba la demanda anual para

el año 2050 en cerca de 280 TWh, valor que resulta relativamente alto ya que considera

importantes avances en materia de eficiencia energética, las cuales tenderían a reducir

dicha demanda. Sin embargo, otros informes más recientes y que tienen en cuenta la actual

situación y su previsible larga duración, rebajan las expectativas de crecimiento y de

expansión económica a tan sólo el 1,7% del PIB para el periodo 2010-2060 [CIN 12]. El

posible aumento que este leve crecimiento pudiera inducir en la demanda eléctrica muy

probablemente se vea compensado por las medidas de eficiencia que irán entrando

paulatinamente en servicio en próximas décadas, incentivadas en gran medida como medidas

de ahorro contra la crisis [GPE 11]. De hecho, el ahorro que dichas medidas de eficiencia

podrían llegar a producir se cifran entre el 14% y el 26% para el año 2030, e incluso entre el

25% y el 37% para el año 2050 [CAS 11]. Por todo ello, en los análisis del sistema español en

hipotéticas situaciones futuras se han adoptado niveles de demanda similares a las

actuales, lo que facilita además las comparaciones entre sí de los distintos resultados. No

obstante, el modelo matemático que se ha empleado en estos estudios permite programar

cualquier nivel de demanda. Aunque, realmente este aspecto no resulta fundamental ya

que la mayoría de los análisis se presentan posteriormente en forma normalizada respecto

de la demanda anual. Lo que aún facilita más las comparaciones de resultados al quedar

generalizados para cualquier situación futura.

Oportunidades de gestión de la demanda en España

Parte de la demanda eléctrica diaria es susceptible de participar en programas de gestión

de la misma, en principio coordinadas por el operador del sistema según planificaciones

diarias previas. En este sentido, quedaría incluida tanto demanda comercial, como industrial

e incluso doméstica. La cantidad diaria y la regularidad de esta disponibilidad es una total

incógnita. Tal como se señaló en capítulos anteriores, considerando la información de

determinadas fuentes, se estima que la demanda diaria factible de ser redistribuida a

conveniencia nunca superaría el 30% [PEL 09]. No obstante, sí existen a futuro algunas

posibilidades que podría garantizar tal nivel de gestión e incluso mayor si finalmente se

convierten en una realidad. Tal es el caso del trasporte eléctrico, el cual supondría un fuerte

aumento de la demanda eléctrica susceptible en muchos sentidos de participar en la citada

gestión de la demanda y otros servicios eléctricos [ATI 0]. Más aun, este paso al sistema

eléctrico se entiende si dicho sistema de transporte eléctrico es alimentado desde fuentes

renovables [REV 13]. Razón por la cual, esta propuesta concreta resulta clave para caminar

no sólo a un sistema eléctrico renovable, sino a un sistema energético general basado en

renovables [CAS 11]. A lo largo de este capítulo se estudiarán las ventajas que un control de

la demanda eléctrica puede aportar a un sistema renovable para España.


Cap. 4 | 9

4.2.3 Recursos energéticos. Techos de generación

Producción no renovable

A nivel de recurso no renovable España es un país especialmente pobre. Sus reservas de

gas natural, petróleo y uranio son insignificantes, importándose prácticamente el 100% de

estas materias primas. Respecto al carbón, España posee minas de hulla, antracita, lignito

negro y lignito pardo, localizadas principalmente en Asturias, León, Galicia y Teruel. Debido

al cada vez más difícil proceso de extracción así como al bajo poder calorífico del mineral

nacional, en los últimos años ha aumentado considerablemente la importación, principalmente

desde Australia, Sudáfrica, Rusia y Ucrania. La tabla 4.2 muestra el origen del mineral de

carbón en las centrales térmicas españolas. Esta tabla nuevamente pone de manifiesto que

España queda posicionada en una difícil situación desde el punto de vista del suministro de

la materia prima fósil.

Tabla 4.2 Origen del carbón utilizado en generación eléctrica

2006 2007 2008 2009 2010

Nacional 81,6% 80,3% 38,8% 24,6% 10,2%

Importación 18,4% 19,7% 62,2% 75,4% 89,8%

Fuente: [REE 10]

Techos de generación según Greenpeace España.

Greenpeace España presentó en su informe “Renovables 2050” los techos de potencia y

de generación eléctrica anual que se podrían alcanzar en España para las diferentes

tecnologías renovables, y cuyo resumen por tecnologías se muestra en la tabla 4.3 [ORT 05].

Las principales hipótesis bajo las cuales Greenpeace España elaboró la información de las

dos tablas anteriores son las siguientes:

- La previsión de demanda eléctrica para el año 2050 es de 280 TWh/año.

- Para determinar la disponibilidad de los terrenos para la generación renovable se

ha usado la catalogación del Ministerio de Fomento donde se han incorporado

las restricciones medioambientales (excluyen el 28% del territorio peninsular).

Adicionalmente se ha supuesto que aquellos terrenos que son adecuados para

una tecnología renovable no lo son para las demás.

- Los valores de los techos se han obtenido en base al recurso energético, no se han

tenido en cuenta los aspectos administrativos (cupos de planes energéticos,

permisos de conexión etc.).


10 | Cap.4

- Las plantas termosolares están provistas de sistemas de almacenamientos de sales

con capacidad de suministrar energía durante 15 horas a potencia nominal,

incrementado su factor de capacidad desde aproximadamente las 2.000 horas

equivalentes hasta las 3.600.

- Aunque algunos planteamientos, como el Plan de energías Renovables, incluyen

los residuos sólidos urbanos como fuente energética renovable, Greenpeace España

no lo hace ya que no considera a ésta un recurso renovable aceptable.

Tabla 4.3 Recurso potencial renovable en España y cubrimiento de la demanda eléctrica 2050

Tecnología

Techo Potencia

(GW)

Techo generación (TWh/año)

Factor capacidad

Cubrir la demanda

2050 Regiones más aptas

Eólica Terrestre 915 2.285 29% 816% Castillas y Andalucía

Eólica Marina 165 334 23% 119% Levante, Galicia Andalucía

Fotovoltaica con seguidor 708 1.382 22% 494% Castillas y Andalucía

Fotovoltaica en edificación 495 569 13% 203% Andalucía y Cataluña

Cilindro parabólico almacén 15 horas 2.739 9.897 41% 3535% Castilla y León

Biomasa 19 141 83% 51% Castillas y Andalucía

Geotermia EGS 3 20 74% 7% Castillas y Andalucía

Gran Hidráulica 17 31 21% 11% Castilla y León

Minihidráulica 2 7 35% 2% Castilla y León

Olas 84 29 40% 106% Andalucía y Galicia

Fuente: [ORT 05]

Del análisis realizado por Greenpeace España se deduce que no existiría limitación en

términos de recurso para garantizar un suministro eléctrico renovable. Más aún, según estos

análisis sería totalmente factible la total soberanía energética del país.

Potencial de Biomasa

En el citado informe de Greenpeace España se concreta el potencial de biomasa cuyo

desglose de techos de potencia y generación por sub-tecnologías se muestra en la tabla 4.4.

Ésta, como se comprobará a lo largo de este capítulo, es una tecnología clave para la garantía

de la demanda en sistemas renovables debido a su potencial capacidad de regulación y

almacenamiento del recurso primario.


Cap. 4 | 11

Tabla 4.4 Recurso de biomasa

Biomasa

Techo Potencia (GW)

Techo generación (TWh/año)

Factor capacidad

Cubrir la demanda 2050

Residuos (forestales y agrícolas) 7,3 50,9 80% 18%

Cultivos energéticos 4,7 35,2 85% 13%

Cultivos forestales rotación rápida

5,1 38,2 85% 14%

Monte bajo 2,3 17,2 85% 6%

Total 19,5 141,5 51%

Fuente: [ORT 05]

Otras organizaciones también han realizado análisis de potencialidad respecto a la biomasa

similares a los anteriores. El Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE),

organismo estatal, y la compañía Acciona Energía elaboraron sus propias estimaciones sobre

los distintos recursos primarios de biomasa [CAB 11]. La tabla 4.5 muestra los resultados que

obtuvieron caracterizando los potenciales energéticos, eléctricos y la ocupación de terrenos

de las distintas opciones analizadas.

Tabla 4.5 Recurso potencial de biomasa en España

IDAE ACCIONA

Ratio: Ton./MWh

IDAE ACCIONA IDAE ACCIONA

Humedad

45% Humedad

0% Humedad

12% Humedad

0%

Recurso Potencial

(Ton) Recurso Potencial

(Ton) Producción

Potencial (GWh) Ocupación del terreno

Tipo de biomasa:

Residuos forestales 18.715.359 10.293.447 16.841.713 11.789.199 0,67 15.363 17.596 0,0% 0,0%

Podas agrícolas 16.118.220 8.865.021 4.432.153 3.317.365 0,67 13.231 4.951 0,0% 0,0%

Residuos agrícolas 14.434.566 7.939.011 3.618.943 2.714.208 0,67 11.849 4.051 0,0% 0,0%

Cultivos energéticos herbáceos

17.737.868 9.755.827 16.796.571 12.093.531 0,73 13.364 16.566 2,9% 3,6%

Nuevos Cultivos energéticos leñosos

9.848.466 5.416.656 9.331.429 6.718.629 0,67 8.085 10.028 3,2% 2,0%

Cultivos en bosques existentes

11.822.715 6.502.493 11.197.714 8.062.354 0,67 9.705 12.033 0,0% 0,0%

Total 88.677.194 48.772.457 62.209.524 44.695.286 71.598 65.226 6,1% 5,5%



12 | Cap.4

Para el cálculo de la ocupación del terreno requerida para la producción de cultivos

energéticos se han considerado los siguientes ratios proporcionados por Acciona Energía:

- Una hectárea produce 20 toneladas de cultivo energético leñoso

- Una hectárea produce 10 toneladas de cultivo energético agrícola

- En España hay 17 millones de toneladas cultivables

El contenido de humedad considerado en los pesos de la biomasa de cada fuente es

distinto: 45% IDAE y 12% Acciona, lo cual requiere transformar los datos a contenido de

humedad del 0% para poder comparar ambas fuentes. Analizando el tonelaje total de las

dos fuentes, se detecta que ambas están en el mismo rango. El tonelaje potencial según

IDAE es un 9% superior al de Acciona y por lo tanto también estará en el mismo rango la

producción eléctrica potencial. Sin embargo, al comparar los tonelajes de cada tipo de

recurso, existe una diferencia importante; los residuos de podas agrícolas son

aproximadamente un 250% superiores los que indica IDAE que los de Acciona Energía.

Igualmente, IDAE cifra la disponibilidad de residuos herbáceos en prácticamente un 300%

más. Esta diferencia es especialmente sensible ya que tanto los residuos herbáceos como

de podas agrícolas no requieren ocupación de terreno adicional y su precio es el más

económico dentro de los diferentes tipos de biomasa, tal y como se mostró en el capítulo 2

(tabla 2.2). Los resultados obtenidos para ambas organizaciones son relativamente

parecidos y prácticamente la mitad de los estimados por Greenpeace España. En cualquier

caso, son cantidades importantes que jugarán un papel clave como se mostrará más

adelante. En principio y para mantenerse en el lado de la seguridad, se ha adoptado como

techo de referencia el de Acciona Energía por ser el inferior a todos. A nivel de comunidades

destacar que son Galicia y Andalucía los que poseen el mayor potencial forestal y agrícola

respectivamente [ORT 05] [CAB 11].

Potencial geotérmico

Según un informe del IDAE del año 2011, el potencial total de generación geotérmica en

España podría llegar a proporcionar una potencia neta de 19.667 MW, casi la mitad de la

potencia máxima demandada en España en el año 2010 [OCA 11]. Este dato nada

despreciable es la suma de capacidades nominales de distintas variedades tecnológicas de

generación geotérmica mostradas en la tabla 4.6. Estos resultados son consecuencia de la

evaluación de potencialidades en zonas ya caracterizadas y de estimaciones en las no

inspeccionadas. Las principales reservas acuíferas aptas para la tecnología de ciclo binario

(temperatura del agua > 100º), se encuentran en La Selva y Vallés (Cataluña), Jaca-Serrablo

(Aragón), zona norte de la Cuenca de Madrid, Lebrija (Cuenca del Guadalquivir) y en las

cordilleras béticas [GEO 10] [OCA 11]. Aunque actualmente únicamente se han reconocido

1,7 GW, el potencial bruto según IDAE es muy elevado: 17 GW. Respecto a la tecnología

Flash (temperatura del agua > 200º), a día de hoy solo se tiene constancia de este tipo de

yacimientos en el archipiélago canario, por lo tanto no tiene relevancia para este estudio ya

que su alcance es únicamente la España peninsular. Finalmente, según IDAE, se han

localizado condiciones geotérmicas para alimentar 745 MW de la tecnología de roca caliente


Cap. 4 | 13

o EGS, aunque esta fuente no facilita el potencial bruto de esta tecnología. Sin embargo,

Greenpeace España lo evalúa incluso en 2,5 GW [ORT 05]. Las principales ubicaciones se

encuentran en La Selva y Vallés (Cataluña), Ciudad Rodrigo y Tormes (Salamanca), Sierra

Morena y Cordilleras Béticas (Andalucía) [GEO 10].

Tabla 4.6 Recurso de geotermia por tecnologías

Tipo de yacimiento Tecnología Potencia (MW)

Media temperatura (potencial bruto)

Ciclo Binario 17.000

Media temperatura (reconocido)

Ciclo Binario 1.695

Alta temperatura (reconocido) Flash 227

Sistemas geotérmicos estimulados (reconocido)

EGS 745

Fuente: [OCA 11]

Potencial eólico terrestre y marino

El primer paso a la hora de tratar de evaluar el potencial eólico de España consistió en

un análisis cualitativo a partir del atlas eólico desarrollado por el IDAE, siendo uno de los

mapas más representativos el de la figura 4.7. Este mapa muestra geográficamente la

velocidad media de viento anual a una altura del suelo de 80 m, altura representativa en el

cálculo de producción de la mayoría de turbinas eólicas instaladas en el país. Éstas operan

normalmente en emplazamientos de al menos 5 m/s de media anual, aunque la tendencia

actual es instalar turbinas de mayor potencia y cuya altura supera los 100 m [VES 12][AWP 13].

Lo que significa mayores velocidades medias de viento y mayor capacidad productiva para

una misma zona. En la última década la fabricación de turbinas ha verificado un importante

desarrollo tecnológico y actualmente se ofrecen comercialmente turbinas en el rango de 3

MW, previsiblemente adecuadas para su instalación en la mayoría de emplazamientos

actuales y futuros. Turbinas de mayor tamaño, aunque también están comercialmente

disponibles, ofrecen menores perspectivas de instalación masiva debido a las dificultades

inherentes de transporte, acceso a parque, etc. Teniendo en cuenta todo lo anterior, y

observando las áreas correspondientes a velocidades de viento por encima de los 5 m/s en

el mapa eólico, se puede concluir que existe un enorme potencial de recurso eólico por

prácticamente todo el país. Además, y tal como muestra en la figura 4.8, muchos

emplazamientos con parques eólicos permiten simultanear la producción eléctrica con tareas

agrícolas, lo que reduce su ocupación territorial y favorece su instalación.


14 | Cap.4

Figura 4.7 Mapa eólico de España

Fuente: IDAE

Figura 4.8 Vista del parque eólico de Alijar. Cádiz



Cap. 4 | 15

Tal como se mostró antes, Greenpeace España en su informe Renovables 2050 presentó

un exhaustivo análisis del recurso eólico por comunidades, siendo hasta el momento la más

completa fuente de información disponible al respecto. Sus estimaciones cifran un potencial

eólico terrestre de 915.000 MW y marino de 165.000 MW. Cantidades muy importantes y

en sintonía con el potencial observado en el mapa eólico. Se ha tratado de encontrar más

información al respecto con el fin de poder contrastar las anteriores estimaciones, y la única

fuente extra la ofreció el Departamento de Recurso de Acciona Energía. Este departamento

dispone de gran cantidad de información relacionada con la evaluación durante muchos

años del recurso eólico en una gran parte de territorio español. De hecho, esta compañía

había ya instalado en España en el año 2011, 199 parques eólicos (5.976 MW), distribuidos

del siguiente modo: Andalucía 21, Aragón 2, Castilla-La Mancha 49, Castilla-León 24,

Cataluña 5, Galicia 41, Navarra 27, Comunidad Valenciana 26, Asturias 3 y País Vasco 1.

En el año 2008, tal y como se ha comentó en el capítulo anterior, Acciona Energía llevó a

cabo un estudio sobre el potencial eólico en Navarra considerando únicamente las

posibilidades que ofrecía la repotenciación de los parques actuales con máquinas de 3 MW,

es decir, sin considerar nuevos parques. En aquel año había instalados 803 MW en Navarra

y dicha repotenciación supondría aumentar la potencia hasta los 1.285 MW (Anexo 2).

Teniendo en cuenta que Acciona Energía posee prácticamente el 80% de los parques de

Navarra y aplicando la misma proporción al 20% restante, Navarra podría alcanzar

prácticamente los 1.500 MW. Estos análisis se han realizado sobre la base de producciones

potenciales de las nuevas generaciones de turbinas eólicas, independientemente de cuál es

la tecnología de conversión de potencia: máquina doblemente alimentada o de conversión

electrónica total. Ambas tecnologías se aceptan hoy en día como referentes de futuro, y sus

perfiles de producción fueron los utilizados en las estimaciones. Este aspecto es importante

ya que mucha generación eólica actual utiliza tecnologías menos eficientes y la mayoría de

las estadísticas actuales sobre producción eólica están basadas en estas producciones. El

dato de techo de potencia de la Comunidad Foral Navarra, valor muy conservador, dista

mucho de las estimaciones de Greenpeace España para esta comunidad que cifra en más

diez veces la capacidad en potencia. Sin embargo, la explotación de esas nuevas

posibilidades aparte de la citada repotenciación requeriría también nuevos planes eólicos y

la ocupación de nuevos territorios. Ambos aspectos introducen dificultades de tipo político

y administrativo y con ello mucha más incertidumbre que otros aspectos relacionados con

potenciales geográficos, limitaciones de evacuación eléctrica, etc.

No se dispone de estudios similares a los realizados en Navarra para el resto de

comunidades. Por ello, con el fin de disponer de un techo general de potencia eólica se

realizó un ejercicio de extrapolación relativamente arriesgado basado en las siguientes

hipótesis y condiciones generales:

- Los perfiles de demanda de Navarra son similares a los del resto de comunidades.

- El grado de penetración de la producción eólica en Navarra respecto del nivel de

demanda y de ocupación del territorio es asumible para el resto de comunidades.

Aunque condicionado a la existencia de suficiente potencial de recurso eólico. Esto


16 | Cap.4

es, actualmente hay mucha disparidad respecto de la penetración eólica de cada

comunidad pero se entiende que los niveles alcanzados en Navarra son admisibles

en muchas más comunidades.

El proceso de extrapolación comienza a partir de los techos de generación establecidos

por Greenpeace España y la demanda de energía de cada comunidad. El cociente de estas

dos magnitudes ofrece un ratio teórico sobre las veces que cada comunidad podría

teóricamente suministrarse su propia demanda eléctrica. Este ratio puede ahora

normalizarse respecto al valor de la comunidad Navarra, obteniendo un nuevo factor para

cada comunidad y que puede utilizarse para escalar la potencia potencial de Navarra de

1.500 MW. La tabla 4.7 muestra todos estos cálculos por comunidades así como la potencia

instalada al finalizar el año 2011. Posteriormente, y con el fin de refrendar en la medida de

lo posible todos los valores, se sometió a un análisis cualitativo tratando de tener en cuenta

otros aspectos también importantes: régimen y limitaciones administrativas, existencia de

zonas protegidas, dificultades de acceso a parques y regiones montañosas, disponibilidad de

evacuación eléctrica, etc. De este análisis se concluyó que el techo de generación calculado

para las comunidades extremeña, catalana y murciana resultaba ligeramente optimista.

Respecto a las comunidades más pobladas, como Madrid y País Vasco, así como aquellas de

accesos montañosos complicados, como Galicia y muchas áreas de Castilla-León, los

resultados extrapolados se entendían claramente altos. Por ello, con el fin de establecer un

límite conservador se redujo la cantidad total para España desde los 79.660 MW a simplemente

los 70.000 MW para los estudios de sistemas renovables que se muestran más adelante. En

cualquier caso, y tal como se comprobará, las distintas propuestas de sistemas eléctricos

finalmente no han requerido niveles de instalación eólica tan altos. No obstante, el Plan de

Energías Renovables 2011-2020 establece 35.000 MW eólicos para el año 2020, y teniendo

en cuenta que la energía eólica comenzó en España en la década de los años 1990, incluso

un valor tan alto como 70.000 MW para el año 2050 se entiende factible.


Cap. 4 | 17

Tabla 4.7 Techo de potencia por comunidades

GREENPEACE

Demanda Satisfacer la demanda

Techo producción

Producción respecto a

Navarra

Techo Potencia

Ref. Navarra

Potencia instalada a 31/12/2011

Potencia inst. vs Techo Potencia

Comunidad TWh/año nº veces (TWh/año) nº veces (MW) (MW) %

Andalucía 41,53 9,68 402,01 9,34 14.013 3.037 22%

Aragón 10,39 22,87 237,62 5,52 8.283 1.727 21%

Asturias 12,61 1,65 20,81 0,48 725 430 59%

Cantabria 4,13 2,59 10,70 0,25 373 74 20%

Castilla- La Mancha 13,67 31,87 435,66 10,12 15.187 3.709 24%

Castilla León 18,48 23,06 426,15 9,90 14.855 4.835 33%

Cataluña 53,78 2,67 143,59 3,34 5.005 1.020 20%

Extremadura 5,44 33,81 183,93 4,27 6.411 0 0%

Galicia 22,23 5,61 124,71 2,90 4.347 3.291 76%

C. Madrid 34,01 0,78 26,53% 0,62 925 0 0%

R. Murcia 5,61 11,32 63,51 1,48 2.214 191 9%

Navarra 5,96 7,22 43,03 1,00 1.500 984 66%

País Vasco 21,77 1,17 25,47 0,59 888 194 22%

La Rioja 1,82 12,47 22,70 0,53 791 448 57%

C. Valenciana 28,57 4,16 118,85 2,76 4.143 1.190 29%

Total 280 2.285,26 79.660 21.130

Fuente: [ORT 05], Acciona Energía, [REE 11]

Para determinar el techo de la potencia eólica marina únicamente se han considerado

las ubicaciones de las zonas litorales de mayor recurso: Galicia y el estrecho de Gibraltar. En

estas zonas es posible instalar máquinas con cimientos en el fondo marino en lugar de

cimentaciones flotantes, aunque debido al impacto visual puede llegar a exigirse un

alejamiento de la costa y por lo tanto la necesidad de utilizar las citadas cimentaciones

flotantes [PAI 13]. A día de hoy, y no es previsible en los próximos años una mejora significativa,

el precio de estas cimentaciones flotantes es tan elevado que aquellos parques con este

planteamiento quedarían excluidos de cualquier consideración. La potencia total estimada

a partir de información de Acciona Energía ha sido de 5.000 MW, claramente inferior a los

165.000 MW propuestos por Greenpeace. Nuevamente, las propuestas de sistemas eléctricos

mostrados más adelante hacen un uso escaso de este potencial. Las razones para tan baja

perspectiva son simples: alto coste, dudosa rentabilidad, incertidumbre en la problemática

técnica, dudosas facilidades administrativas para el uso del litoral, etc. No obstante, esta

generación ofrece una producción energética apreciablemente más intensa que la eólica

terrestre. Por ello, una clara tendencia en reducción de costes y otras incertidumbres podría

posicionar esta tecnología en el mix con mayor grado de prioridad.


18 | Cap.4

Potencial solar

A diferencia del recurso eólico, el recurso solar se ve menos afectado por condicionantes

locales lo que permite simplificar la caracterización de los emplazamientos. De hecho, la

distribución de la irradiancia global media en España, figura 4.9, muestra claramente como

existen varias zonas con niveles medios muy concretos. De hecho, existe una clasificación por

zonas legalmente establecida que puede ayudar a la hora de evaluar el techo de potencial

teórico de recurso solar, figura 4.10 [ESE 07].

Figura 4.9 Distribución de la irradiancia media global

Fuente: AEMET


Cap. 4 | 19

Figura 4.10 Zonas solares de España

Fuente: [ESE 07]

La tecnología fotovoltaica se beneficia tanto de la radiación solar como difusa, siendo

apropiada para la generación en las 3 zonas de mayor recurso, esto es, en cerca del 75% del

territorio español. En cambio la tecnología termosolar trabaja con la radiación directa

únicamente por lo que se considera adecuada sólo en la zona de mayor potencial, un 20%

del territorio español. De hecho, en la actualidad prácticamente la totalidad de las plantas

españolas se encuentran en Extremadura y Andalucía occidental [REY 11].

Además de lo anterior, las plantas fotovoltaicas de suelo o integradas en edificación,

debido a su simplicidad de instalación, a su capacidad de modulación y a sus muy buenas

perspectivas a nivel económico presentan un techo de potencia de difícil determinación

aunque en cualquier caso elevado. Greenpeace lo evalúa en 708 GW y 494 GW para las

plantas de suelo e integradas en edificación respectivamente. Sin embargo, si se atiende al

proceso de implantación que han tenido estas tecnologías, fuertemente condicionadas por

las distintas legislaciones y decretos relacionados, sería posible llegar a extrapolar y plantear

un cierto valor de techo. Pero sin embargo, si se considera el potencial asociado a las

instalaciones de autoconsumo doméstico o industrial no resulta nada fácil establecer una

cota máxima de producción potencial. En cualquier caso, desde el año 2006 se han instalado

algo más de 4 GW en España, y concretamente en el año 2009 se instalaron 2,3 GW. Por ello,

con vistas al año 2050, una cota límite de 30 GW no sólo no resulta alarmante, sino que

http://www.google.es/url?sa=i&rct=j&q=mapa+solar+espa%C3%B1a+zonas+solares+espa%C3%B1a&source=images&cd=&cad=rja&docid=YV-UyCnuKwH2eM&tbnid=YIR-gZ1Ihd4HkM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.cleanergysolar.com/2011/11/10/mapa-y-tabla-de-las-zonas-climaticas-de-espana/&ei=75hIUaXYMMH1OcCvgNgI&bvm=bv.43828540,d.ZGU&psig=AFQjCNEUytquEjsDbqkyvLZljv_15X8AlQ&ust=1363798627262814


20 | Cap.4

lógicamente es muy inferior al valor potencial determinado por Greenpeace. No obstante,

se admite el reparto proporcional establecido por esta organización entre instalaciones de

suelo y en edificación, por lo que 20 GW serían para instalaciones de suelo y el resto en

edificación. Como en casos anteriores, esta cota total, aparentemente muy baja, ha resultado

suficiente en las propuestas de sistemas renovables posteriores.

Respecto a la tecnología termosolar, Greenpeace España se muestra muy optimista

evaluando el techo de potencia en 2.739 GW, muy superior a cualquiera del resto de las

tecnologías renovables, previendo instalaciones en todas las comunidades. La realidad a día

de hoy es que esta tecnología es muy exigente a nivel de recurso y su nivel de desarrollo no

ha permitido obtener todavía unos costes competitivos. Analizando el grado de penetración

de los últimos años 11 MW instalados en el 2006 frente a 1.878 MW en el año 2012 y el

Plan de Energías Renovables 2011-2020, que prevé hasta 4,8 GW en el año 2020, se ha

establecido un margen aceptable de hasta 12 GW para el año 2050.

Potencial Hidrológico

Respecto a las tecnologías hidráulicas, según el PER 2011-2020 existe todavía potencial a

explotar en España: 4 GW en minihidráulica y 26,6 GW para grandes hidroeléctricas. Sin

embargo, debido a las restricciones medioambientales únicamente se ha previsto repotenciar

las centrales convencionales desde los 14,8 GW actuales hasta aproximadamente 17 GW, sin

crear nuevos embalses en ningún caso.

Resumen de techos de generación renovable

De los anteriores análisis se desprende que existirá por cada tecnología renovable un

cierto nivel máximo de capacidad de instalación y de producción. La tabla 4.8 muestra los

techos de potencia potencial que finalmente se han adoptado y que han servido de

referencia en la búsqueda de posibles sistemas eléctricos para la España peninsular con

base 100% renovable.


Cap. 4 | 21

Tabla 4.8 Techos de potencia renovable

Tecnología Techo Potencia

(GW) Ocupación del territorio/GW

Solar 62

Solar termoeléctrico 12 0,002%

Solar fotovoltaica con seguridad 30 0,012%

Fotovoltaica integrada edificación 20 Se colocan en los tejados

Eólica 75

Eólica terrestre 70 El terreno puede mantener

su uso original

Eólica Marina 5 Se sitúan en el mar

Biomasa 6

Biomasa residual 3 El uso original del terreno

no es energético

Nuevos cultivos energéticos (forestales y agrícolas) 2 1,35%

Cultivos energéticos forestales en bosques existentes

1 No se requiere terreno

adicional

Hidráulica 19

Gran hidráulica 17 No se plantean nuevos

embalses

Minihidráulica 2 Se sitúan en los ríos

Geotérmica 5

Ciclo Binario 4 Se encuentran en el

subsuelo

EGS 1 Se encuentran en el

subsuelo

Total 167


La tabla 4.8 incluye también el concepto de ocupación del territorio, el cual se debe

tener muy presente para evitar hacer propuestas que no sean viables desde este punto de

vista. La polémica suscitada por este motivo en el año 2007, fue una de las principales razones

que ralentizó el desarrollo del biocombustible como alternativa a los carburantes fósiles

[EUC 12]. A lo largo de este capítulo se presentarán propuestas 100% renovables, y se

realizará el cómputo de la ocupación del territorio de cada una de ellas. Hay que prestar

especial atención a la potencia instalada de plantas de biomasa alimentadas con cultivos

energéticos, ya que son las que aportan mayor impacto a este concepto.

4.2.4 Almacenamientos potenciales

Tal como se presentó en el capítulo 2 existen diversas opciones de almacenamientos

energéticos que pueden utilizarse en grandes sistemas eléctricos, cada una con un grado distinto


22 | Cap.4

de desarrollo, rentabilidad, capacidad potencial y afección medioambiental. En España existen

ya algunos almacenamientos hidráulicos que se instalaron para absorber excesos de

producción nuclear, y que resultan adecuados para su utilización como reguladores de carga

frente a las variaciones de potencia. En esta sección se presentan sus principales parámetros

y se analizan los potenciales de nuevos desarrollos. También se presentan las actuales

capacidades de almacenamientos térmicos para plantas termosolares así como otras

tecnologías de interés. Además de estas tecnologías, se encuentra la opción de almacenamiento

mediante baterías mencionada en el capítulo 2, la cual no se estudia a lo largo de este

apartado ya que no requiere ningún condicionante de ubicación salvo una pequeña

superficie disponible y una conexión a red.

Almacenamientos hidráulicos

Actualmente más del 99% de los 127 GW instalados en el mundo en almacenamientos

reversibles corresponden a sistemas de bombeo (figura 2.26) [HOF 09]. En particular, en

España se instalaron alrededor de los años 80 unas infraestructuras hidráulicas de bombeo

puro asociadas a las centrales nucleares con el fin de mitigar el problema de su poca

controlabilidad. El objetivo de estas centrales de bombeo puro era poder almacenar la

energía producida por las plantas nucleares en aquellos momentos en los que la demanda

no la requería. En España, actualmente hay 2,75 GW distribuidos en 10 centrales con una

capacidad total de almacenamiento de 73 GWh, tabla 4.9 [CAM 10]. Resulta sorprendente

comprobar como en los años 80 se buscó una solución adecuada a un problema de

deficiencia de capacidad de control de la tecnología nuclear, y sin embargo, treinta años

más tarde surgen otras tecnologías que cuando menos son más respetuosas con el medio

ambiente (eólica, solar, etc) y en lugar de buscar soluciones a su problema de aleatoriedad,

algunas voces utilizan ésta como un punto fundamental para tratar de evitar niveles

mayores de penetración renovable. De cualquier forma, estas centrales pueden ahora ser

gestionadas con nuevos fines, como por ejemplo, tratar de mitigar los efectos de la citada

aleatoriedad, facilitando más producción renovable en la red [RIC 10].


Cap. 4 | 23

Tabla 4.9 Centrales de bombeo reversible

Central Rio Provincia Año Potencia

(MW) CAP.

(MWh) Ciclo

TUR BOM

Aguayo Torina Santander 1983 362 360 8.100 Semanal

Tanes Nalón Asturias 1987 125 110 38 Diario

Soutel Sil Orense 1944 215 80 40 Diario

Estany Gento-Sallente Flamisell Lérida 1985 451 446 3.600 Diario

Montamar Tavasca Lérida 1974 88 100 38 Diario

Guillena Rivera De Huelva Sevilla 1973 210 210 1.325 Diario

La Muela Júcar Valencia 1989 635 628 24.500 Semanal

Moralets Noguera Ribagorzana Huesca 1985 221 221 28.083 Semanal

IP Ebro Huesca 1969 81 99 5 Diario

Tajo De La Encantada Guadalhorce Málaga 1977 360 360 2.800 Diario

Total 2.748 2.614 73.029


Además de las centrales de bombeo puro, existen en España centrales de bombeo mixto

con una potencia total instalada de 2.2 GW, tabla 4.10. Tal y como se puede observar en

esta tabla, la mayor parte de éstas se encuentran en la zona oeste del país. Actualmente, el

objetivo de estos sistemas de bombeo es realizar una buena gestión punta valle en aquellos

periodos de escaso recurso hidrológico. En periodos con alto nivel de recurso funcionan

como una central convencional.


24 | Cap.4

Tabla 4.10 Centrales hidráulicas mixtas

Central Cuenca Provincia Año BOM. (MW)

Embalse Superior Ciclo

Nombre CAP .(hm3)

Aldeadávila I + II (Tormes) Duero Salamanca 1986 400 Aldeavila 115 Estacional

Villarino Duero Salamanca 1970 780 Almendra 2586 Estacional

Valparaiso Duero Zamora 1988 80 Valparaiso 162 Estacional

Conso Sil Orense 1976 210 Las Portas 536 Estacional

Puente Bibey Sil Orense 1964 70 Bao 238 Estacional

Santiago Jares I y II Sil Orense 1957 50 Sta. Eulalia 10 Diario

Gabriel Y Galán Tajo Cáceres 1982 90 Gabriel Y Galán 911 Estacional

Guijo de Granadilla Tajo Cáceres 1982 48 Guijo de

Granadilla 13 Semanal

Valdecañas Tajo Cáceres 1965 168 Valdecañas 1446 Estacional

Torrejón Tajo Cáceres 1967 72 Torrejón 188 Diario

Bolarque Tajo Guadalajara 1974 200 Bolarque 31 Diario

Total 2.168


En la operación de las centrales mixtas existe el riesgo de acumular energía (bombeo al

embalse superior) y que posteriormente se produzca un aporte natural hídrico que obligue

a verter. Esto no es un gran inconveniente como tal, y simplemente demuestra incapacidad

del sistema en su conjunto para haber albergado el potencial disponible. Para evitar

acciones improductivas de este tipo es conveniente conocer bien las evoluciones históricas

de estos embalses [CED 10]. A modo de ejemplo, la figura 4.11 muestra el histórico de los

últimos 10 años de los embalses superiores de dos centrales de bombeo mixto: Guijo de la

Granadilla y Valdecañas [EMB 13]. El primero se comporta generalmente como un sistema

de bombeo puro, llegando frecuentemente a su cota máxima y sin existir una relación

directa entre el nivel del embalse y las precipitaciones durante el año. Sin embargo, el

segundo se comporta como una central convencional, cuya evolución está directamente

vinculada al año hidrológico. El diseño de un sistema de control que permita una gestión

apropiada de estas instalaciones y orientada a facilitar la penetración de la generación

renovable queda abierto como una línea futura de investigación. En el anexo 3 se muestra

la evolución de los embalses de estos sistemas, facilitando información de su utilización actual.


Cap. 4 | 25

Figura 4.11 Ensayo de vaciado a referencia constante utilizando distintas técnicas de reparto proporcional

(a) Guijo de Granadilla (b) Valdecañas


En la tabla 4.11 se muestran los proyectos de instalaciones de bombeo puro que están

bien en fase de construcción (La Muela II y Moralets II) o en fase de desarrollo según el Plan

de Acción Nacional de Energías Renovables de España 2011-2020 [CRU 08][CAM 10]. Estos

proyectos suman un total de 3.300 MW en centrales de bombeo puro que junto con las

existentes sumarían un total de 6.100 MW en operación antes del 2020 [ATI 10]. Si se

añade el bombeo mixto se podría llegar a tener en España en operación en el año 2020 de

alrededor de 8.300 MW, cantidad nada despreciable y que seguro jugará un papel muy

importante en la integración de mayor potencial renovable. Esta misma cantidad es la que

facilita Greenpeace España en su informe renovables 2050 considerando tanto las instalaciones

puras como mixtas y se aproxima mucho a los 8.811 MW que figuran en el PER 2011-2020.

Sin embargo, España es un país cuya montañosa orografía es idónea para instalaciones de

bombeo, por lo que el potencial debiera ser bien superior al indicado anteriormente. Por

ejemplo, tras una inspección exhaustiva de Navarra se detectaron ubicaciones en esta

provincia para albergar hasta 18 GWh e instalar una potencia de alrededor de 500 MW en

centrales de bombeo (tabla 3.11). Esta cantidad supera las expectativas de los citados

informes respecto de esta comunidad, lo que significa que una búsqueda similar a nivel

nacional con este mismo grado de detalle probablemente elevaría la cifra total del potencial

en almacenamientos estimada.


26 | Cap.4

Tabla 4.11 Proyectos de nuevas centrales de bombeo

Central Cuenca Provincia Potencia (MW) Operación

La Muela II Júcar Valencia 840 Finales 2012

Moralets II Noguera Ribagorzana Huesca 400 2014

Santa Cristina Sil Orense 750 2018

Jabalcón Castril Granada 550 antes 2020

Belesar III Miño Lugo 210 antes 2020

Peares III Miño Lugo 15 antes 2020

Conchas-Salas Limia Orense 400 antes 2020

Total 3.300

Fuente: [CRU 08] [CAM 10]

Almacenamiento térmico para centrales termosolares

Respecto al almacenamiento térmico de las plantas termosolares, aproximadamente el

55% de las instaladas en España están provistas de este tipo de almacenamiento [REY 11].

Éste es capaz de suministrar energía durante un determinado número de horas en los que

no hay radiación solar (actualmente entre 7 y 15 horas), dotando así de un alto nivel de

capacidad de gestión a esta tecnología. En la actualidad, ya el 70% de las plantas en fase de

ingeniería, construcción o preasignadas están provistas de este almacenamiento. Puesto que

el coste extra que supone el almacenamiento salino queda compensado por el aumento del

factor de capacidad de las plantas termosolares, en un futuro se prevé que la totalidad de

las plantas que se instalen estarán provistas de almacenamiento. Greenpeace España en

sus propuestas 100% renovables incluye un porcentaje muy elevado de plantas termosolares

con almacenamiento (55 GW respecto a los 180 MW totales en su propuesta 100% renovable),

asignando a éstas un factor de capacidad del 42%. Sin el sistema de almacenamiento el

factor de capacidad medio en España de las plantas termosolares es entorno al 20%. Esto le

permite explotar masivamente el recurso solar, muy abundante en España, mitigando gran

parte de su aleatoriedad.

Otras opciones de almacenamiento

Aunque en España existe potencial para instalaciones de almacenamiento energético de

aire comprimido almacenado en cavernas (CAES), por encontrarse esta tecnología todavía

en fase experimental y tener unos costes muy elevados, no se ha considerado en el presente

estudio [GAR 10]. No obstante, una mejora de su rentabilidad en el futuro permitiría su

utilización, quedado lógicamente sujetos a las consignas de operación coordinadas con el

resto de sistemas de almacenamiento, sea cual sea su naturaleza.


Cap. 4 | 27

4.2.5 Interconexiones externas e internas

Los intercambios energéticos con los países limítrofes de España son en general poco

relevantes en términos energéticos. La tabla 4.12 muestra los niveles de exportación e

importación energética de los años 2008 al 2010, donde puede apreciarse que como mucho

son del 3% respecto de la demanda anual, y últimamente con saldo exportador [REE 10].

Por supuesto que estos intercambios juegan un papel muy importante en la seguridad y

estabilidad de la operación del sistema, pero son aspectos que no han sido incluidos en el

estudio presentado en esta tesis, centrado en una evaluación preliminar de las posibilidades

generales de abastecimiento energético a partir de fuentes renovables. Por ello, no considerar

estos intercambios a la hora de estudiar el sistema eléctrico peninsular español supone

considerarlo como si fuera un sistema aislado. Lo cual, por otra parte, simplifica el modelado

matemático y centra el estudio en el análisis de cómo cubrir las necesidades nacionales con

recursos únicamente internos.

Tabla 4.12 Intercambios internacionales de energía

Importación (GWh) Exportación (GWh) Saldo (GWh)

País 2008 2009 2010 2008 2009 2010 2008 2009 2010

Francia* 5.728 5.270 1.842 2.845 3.679 3.379 2.883 1.591 -1.537

Portugal 49 827 1.719 9.488 5.617 4.367 -9.439 -4.790 -2.648

Andorra 0 0 0 278 301 264 -278 -301 -264

Marruecos 7 1 16 4.214 4.591 3.921 -4.207 -4.590 -3.905

Total 5.784 6.098 3.577 16.825 14.188 11.931 -11.041 -8.090 -8.354

(*) Incluye intercambios con otros países europeos

Fuente: [REE 10]

Otro aspecto importante a considerar es la posibilidad de modelar el sistema español de

forma agregada. Es decir, considerando toda la demanda de forma unificada así como la

generación renovable, no renovable y las pérdidas del sistema. Aunque el sistema real está

altamente distribuido por el territorio, tanto en demanda como en generación, el anterior

planteamiento se justifica por el alto nivel de interconexión eléctrica que proporciona el

sistema de redes de transporte y distribución. En España la red existente de 400 kV y 220

kV tiene una longitud de 18.765 y 17.110 km. respectivamente. La figura 4.12 muestra el

sistema eléctrico peninsular donde las líneas rojas son las de 400 kV y las verdes las de 220 kV.

Aunque existen algunos puntos de congestión conocidos, por ejemplo el nodo de la

subestación de Palmar en la comunidad de Murcia, en el cual debido a la evacuación de la

central de ciclo combinado de Escombreras (Cartagena) de 831 MW inaugurado en el año

2005, se han debido hacer nuevas actuaciones en la red de 400 kV para evitar problemas de


28 | Cap.4

congestión, en general es un sistema capaz y eficientemente gestionado desde el operador

[SGE 08].

Figura 4.12 Sistema eléctrico Peninsular

Fuente: REE

Entrando en detalles estructurales, debido a la alta concentración de la demanda

eléctrica en la comunidad de Madrid el diseño de muchas líneas principales de transporte

de alta capacidad del país son mayormente radiales. A las que se añadirían las autopistas

eléctricas del norte y de la vertiente mediterránea. Esta distribución actual de líneas eléctricas

ha surgido como consecuencia de la evolución histórica de la demanda y de la producción

centralizada, y lógicamente teniendo poco que ver con el aprovechamiento energético

renovable. Por ello, es previsible que cualquier acción de futuro que suponga incrementar

la presencia de ésta obligue a cierta restructuración de las líneas, mejorando el actual

sistema o incluso añadiendo nuevas si fuera necesario. Por ejemplo, muchos análisis consideran

que las plantas solares (fotovoltaica o termosolar) así como una gran parte de las plantas de

biomasa se podrían instalar en la mitad sur de España debido al mayor grado de recurso

disponible. Esto requerirá intensificar las líneas de transporte desde el sur hacia Madrid.

Concretamente Castilla-La Mancha y Extremadura son comunidades idóneas para estas

tecnologías aunque sus actuales infraestructuras eléctricas son limitadas. Respecto a

nuevos parques eólicos terrestres, aunque muy probablemente queden más dispersos en la

geografía española, podrían también llegar a requerir nuevas infraestructuras eléctricas. En


Cap. 4 | 29

la tabla 4.13 se muestran los ratios de la distribución de la demanda eléctrica y superficie

de las comunidades españolas más representativas a este respecto. De esta tabla se deducen

las grandes diferencias entre la extensión y la demanda que se dan dentro de la geografía

española y que implicarán una alteración en el diseño de la red de transporte si se materializa

un suministro total renovable. La determinación de criterios o incluso una nueva planificación

de la red eléctrica acorde con un plan de abastecimiento renovable es un asunto que debe

abordarse dentro de futuros planes de fomento energético. El análisis de este desarrollo

concreto quedaría fuera del alcance de esta tesis marcando una nueva e importante línea

de trabajo futuro.

Tabla 4.13 Distribución de demanda eléctrica y superficie

Demanda eléctrica vs

Demanda total (%) Superficie vs

Superficie total (%)

Castilla-La Mancha 4,6 15,7

Extremadura 1,7 8,2

Comunidad de Madrid 7,5 1,6

Cataluña 18,2 6,3


4.2.6 Normativa y planificación energética

A lo largo de este apartado se pretende mostrar el grado de indefinición de la estrategia

de España respecto a la generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Para ello se

analiza ésta desde tres puntos de vista distintos.

Histórico de la legislación respecto a la generación renovable

El 27 de noviembre de 1997 se aprobó la ley 54/1997 que tiene como objetivos la

mejora de la eficiencia energética, la reducción del consumo y la protección del medio

ambiente, fomentando para ello las energías renovables [BOE 285]. El fin era satisfacer en el

año 2010 como mínimo un 12% del total de la demanda energética de España con energía

renovable. Para ello dicha ley diseña una política de prioridades y primas a tal generación.

En el año 2004 y con el fin de ratificarse en el apoyo a las fuentes renovables y por lo tanto

en la línea marcada por la ley 54/1997 se aprueba el Real Decreto 436/2004. En él se

establece una ventaja retributiva a la generación renovable, fundamentada en su respeto

hacia el medioambiente y al ahorro de recursos primarios que originan [BOE 75]. Tres años

más tarde para alcanzar los objetivos marcados en la directiva Europea 2001/77/CE y visto las

desviaciones respecto a los Planes de Energía Renovables, se aprueba la ley 661/2007 que


30 | Cap.4

intensifica el apoyo a las energías renovables marcado por el Real Decreto 436/2004

[BOE 126].

La crisis económica en la que desde entonces se encuentra inmersa España provoca que

en los años 2012 y 2013 se aprueben la leyes 1/2012 y 2/2013 respectivamente [BOE 24]

[BOE 29]. La primera redujo drásticamente el nivel de primas a las nuevas instalaciones

renovables y la segunda reduce éstas con carácter retroactivo, es decir en instalaciones ya

existentes. Esto ha provocado un frenazo en la penetración de plantas renovables, poniendo

en entredicho su futuro a pesar del intenso trabajo de desarrollo que se ha llevado a cabo en

las últimas décadas.

Histórico de los Planes de Energía Renovables

El primer Plan de Energías Renovables que comprendía el periodo 2000-2010 fue aprobado

por el Ministerio de Fomento en el año 1999 [PER 00]. Este fue fruto del incremento de la

demanda eléctrica debido a la expansión económica y se diseñó bajo la perspectiva de

cuatro criterios fundamentales: garantizar en todo momento la potencia deseada, caminar

hacia la independencia energética, preservar el medioambiente y ser viable económicamente.

En diversas tecnologías, su evolución poco tuvo que ver en los primeros años de dicho

periodo con los objetivos del plan. En el año 2004 tan solo habían instalados 344 MW en

centrales de biomasa de los 1.897 que marcaba el plan para el 2010 y sin embargo, en el año

2004 ya había 8.155 MW instalados en parques eólicos, prácticamente se había conseguido el

objetivo del plan para el año 2010 (8.974 MW). Debido al importante desfase entre la

realidad y el plan, el Ministerio de Fomento presentó en el año 2004 una revisión del plan

para el periodo 2005-2010 [PER 05]. La potencia eólica instalada en el año 2010 (20.744

MW) coincidía con el nuevo objetivo del Plan 2005-2010 (20.155 MW). Aunque el nuevo

objetivo en centrales de biomasa era apreciablemente inferior (1.317 MW) al del plan

original (1.897 MW), tampoco se alcanzó en el año 2010, ya que la potencia real instalada

fue de tan solo 711 MW. Curiosamente en la revisión del Plan 2005-2010 tampoco se previó

la gran expansión de las plantas fotovoltaicas, ya que el objetivo para el año 2010 era de

400 MW y en la realidad ya había instalados 3.787 MW. Teóricamente el objetivo fijado en

la actualidad debería ser el mostrado en el Plan de Energías Renovables 2011-2020, aunque

es obvio que los cambios legislativos mencionados anteriormente no están orientados a su

consecución [PER 10]. Toda esta reflexión sirve para mostrar que desgraciadamente en

España parece haber poca correlación entre planes de desarrollo y realidad, lo que se

entiende como un importante obstáculo para la implantación final de un sistema eléctrico

100% renovable garantizado.

Histórico de la legislación de las instalaciones de pequeña potencia

El 18 de noviembre del 2011 se publicó el Real Decreto 1699/2011, en el cual se

simplifican los trámites administrativos que permitan la regulación de la conexión a red de

instalaciones de generación eléctrica de pequeña potencia [BOE 295]. Éste pretende fomentar

el desarrollo de la generación distribuida ya que presenta beneficios para el sistema tales

como la reducción de pérdidas en la red, la reducción de necesidades de inversiones en


Cap. 4 | 31

nuevas infraestructuras y por lo tanto, una minimización del impacto de las instalaciones

eléctricas en el entorno. Igualmente en este decreto y con el mismo objetivo, se anuncia la

futura y próxima regulación del suministro de la energía eléctrica producida en el interior

de la red de un consumidor para su propio consumo. El desarrollo de este decreto puede

significar un claro incentivo al autoconsumo y por lo tanto a un gran potencial de generación

distribuida solar en el sistema eléctrico. Tan solo dos meses después del mencionado decreto

y con el cambio de gobierno se publicó el Real Decreto-Ley 1/2012 que suspendía con

carácter de urgencia las ayudas a nuevas instalaciones renovables [BOE 24]. Sin embargo, con

el fin de acercar la producción al consumo y por lo tanto de reducir costes se mantenía en

ese mismo decreto el fomento al autoconsumo de energía eléctrica al igual que en Real

Decreto 1699/2011. Estos cambios normativos producen una gran sensación de falta de

coordinación en materia legislativa energética. Al margen de valoraciones políticas, esta

descoordinación ha provocado finalmente un tremendo frenazo en el desarrollo de las

tecnologías renovables en España, país que durante muchos años lideró un movimiento

reformista en este sentido. Movimiento que parecía encaminado a una soberanía energética

sostenible basada en renovables.

Otro aspecto importante que se desprende del análisis de ambos decretos tiene que ver

con el fomento o no del autoconsumo. A nivel técnico, y aceptando que las dificultades

técnicas están resueltas, un sistema distribuido ofrece innegables ventajas: mayor eficacia,

menor transporte, menores costes, etc. Sin embargo, aquí las grandes compañías eléctricas

no ven sino inconvenientes que despiertan la sospecha de que únicamente es debido a la

pérdida de control y económica que ello supondría [PAI 13]. En este absurdo lio regulatorio

se encuentra parte de la política energética de España ya bien entrado el año 2013. Por lo

que resulta muy complicado poder establecer en estas circunstancias líneas que tengan

alguna relación con planes concretos de fomento. Sin embargo, las compañías tecnológicas

sí están dando importantes avances en este sentido ofreciendo soluciones comerciales

económicas y eficaces. Y además, cumpliendo con las normativas técnicas existentes, no muy

favorables, podrían llegar a ser un revulsivo en este sector y producir en los próximos años

una importante expansión de las instalaciones de autoconsumo de cualquier potencia. En

particular, podría llegar a producirse un importante incremento de instalaciones solares

fotovoltaicas en tejados. Evidentemente, un aumento eficaz de la penetración solar fotovoltaica

como consecuencia de nuevas políticas o iniciativas ciudadanas en favor del autoconsumo,

requerirá nuevos planteamientos. El uso de sistemas locales y muy distribuidos de

almacenamiento podría subsanar muchos de estos problemas. Sin embargo, aunque

todavía tienen costes relativamente altos, en próximos años soluciones adecuadas al nivel

de poblaciones, barrios y escalas menores pueden resultar rentables.


32 | Cap.4

4.3 Modelo de análisis del sistema eléctrico español

Para la búsqueda de hipotéticas configuraciones de sistemas eléctricos con base 100%

renovable en la España peninsular ha sido necesario configurar el modelo matemático

presentado en el capítulo anterior. Para ello se han preparado series horarias de producción

potencial de distintas fuentes renovables de acuerdo a los potenciales del país. Esto es, se

ha agregado en una única serie representativa de cada tecnología renovable el potencial de

todo un conjunto de generadores que normalmente se encontraría en modo distribuido por

el territorio. Estas series son el núcleo principal del modelo matemático y las que dan

credibilidad a los resultados. Por ello, la obtención de datos fiables, su adecuación y su

comprobación ha sido una parte importante del trabajo de modelización realizado en esta

tesis. De hecho, este aspecto de la credibilidad se ha tratado de reforzar mediante un análisis

comparativo con datos proporcionados por REE.

4.3.1 Series horarias de demanda y producción

En este apartado se presentan los métodos con los cuales se han obtenido las distintas

series temporales de demanda eléctrica y producción potencial de las tecnologías renovables

de recurso no almacenable y que de forma genérica se han denominado no controlables

(aduciendo con ello al interés a no reducir su producción salvo que resulte imprescindible).

Únicamente y contrario al comportamiento actual, se ha establecido plena capacidad de

gestión a la plantas de biomasa y geotermia, y por lo tanto, ha habido que definir perfiles

de producción potencial agregada para parques eólicos, plantas solares, centrales hidráulicas

y minihidráulicas. Las grandes centrales hidráulicas aunque gozan de un almacenamiento

asociado que les dota de una alta capacidad de control, su producción potencial está

lógicamente vinculada al recurso hidrológico.

El análisis y diseño de sistemas que combinan generación renovable y almacenamientos

será más fiable conforme mayor será el número de años disponible en series de datos u otra

información equivalente. Algunos autores cifran en al menos cuatro años para considerar

resultados con un mínimo nivel de robustez a largo plazo [KAL 01-02]. Para decidir el tamaño

de las series de datos se realizó un sencillo análisis. Se compararon las diferencias entre

máximos y mínimos de dos periodos de tiempo distintos de entre un rango total de 10

años. La tabla 4.14 muestra las producciones hidráulicas y las horas equivalentes de recurso

eólico y solar durante los últimos 10 años. Asimismo, muestra también las citadas diferencias

y sus porcentajes en el rango 2006 a 2009, y también desde 2001 a 2010. En ésta se aprecia

que la variación de la producción hidráulica entre los años 2001-2010 fue de más de dos

veces entre el año mínimo y el año máximo, mientras que entre los años 2006-2009 fue de

tan solo el 23%. Según la información facilitada por REE y los Departamentos de Recurso

Eólico y Explotación Hidráulica de Acciona Energía, el periodo 2001-2010 sería representativo

para caracterizar la dispersión del recurso hidráulico a largo plazo. La conclusión es clara,


Cap. 4 | 33

cuantos más años de datos y de análisis mayor será la probabilidad de que los resultados

sean efectivamente fiables a lo largo de los años. Por ello, se adoptó que un mínimo de 10

años era aconsejable para realizar todos los análisis de búsqueda y validación de posibles

sistemas renovables. El problema fue conseguir series suficientemente representativas de

las distintas tecnologías por un periodo tan largo.

Respecto a la demanda eléctrica, ésta se ha caracterizado por una única serie horaria de

un año que se repite durante los 10 años disponibles para análisis con el modelo. De este

modo se puede analizar el grado de estabilidad y de cobertura atendiendo únicamente a las

variaciones del potencial renovable, es decir, permite analizar el comportamiento general

de en un sistema ya estacionario. No obstante, el modelo ofrece la posibilidad de aumentar

o bajar la escala de toda la serie lo que permite verificar la robustez de una propuesta

concreta ante situaciones de mayor o menor demanda continuada. El perfil horario que se

decidió de referencia fue el del año 2009 y los datos se han tomado de la base horaria de

REE [REE 13].

Tabla 4.14 Producción renovable de España

Centrales hidroeléctricas Recurso Eólico Recurso Solar

Año (GWh) (Horas equivalentes)

2001 39.424 2.123 1.702

2002 22.598 2.100 1.707

2003 38.874 2.066 1.725

2004 29.777 2.040 1.743

2005 19.169 2.065 1.784

2006 25.330 2.060 1.735

2007 26.352 2.066 1.784

2008 21.428 2.031 1.753

2009 23.862 2.113 1.775

2010 38.653 2.186 1.743

2001-2010

Max 39.424 2.186 1.784

Min 19.169 2.031 1.702

(Max-Min)/Min) 106% 7,63% 4,87%

2006-2009

Max 26.352 2.113 1.784

Min 21.428 2.031 1.735

(Max-Min)/Min) 23% 4,05% 2,85%



34 | Cap.4

Perfiles de producción potencial eólica terrestre

Acciona Energía dispone desde el año 1992 de un Centro de Control de Energías Renovables

que facilita datos en tiempo real de la totalidad de sus parques eólicos. En la actualidad

tiene instalados en España más de 6.000 MW, distribuidos en más de 200 parques, ubicados

en 11 comunidades. A partir de la información disponible se han distribuido las series

disponibles de todos los parques de España en 16 regiones distintas, tratando de abarcar la

máxima extensión territorial posible. Para cada región se ha seleccionado un parque eólico,

considerado representativo y se le ha asignado un porcentaje de aportación a la producción

total en función del potencial eólico total de cada una de las zonas que representa, tabla

4.15. Los perfiles de producción eólica de España para el periodo 2001-2010 resultarán de

la suma ponderada de los perfiles de producción anuales de los parques que caracteriza

cada una de las dieciséis zonas. Desgraciadamente no se dispone de series completas de 10

años con medidas de producción para todos los parques, fundamentalmente porque muchas

zonas fueron desarrolladas a mediados de la década del 2001 a 2010. Sin embargo, el

departamento de recurso energético de Acciona Energía dispone de los perfiles horarios de

velocidad de viento del periodo 2001-2010 de cada uno de los dieciséis parques calculados

a partir de torres reales de medición o de torres virtuales. Es decir, este departamento

tiene acceso a la base de datos Windtrends que contiene la información sobre diferentes

parámetros meteorológicos (temperatura, presión, componentes del viento, etc.) de la

atmósfera a distinta alturas sobre la superficie, desde el año 1997, con una frecuencia

horaria y una resolución espacial de 20 km [WTR 13]. Partiendo de unas coordenadas

específicas la citada base de datos proporciona los parámetros de los cuatro nodos más

cercanos y la interpolación bilineal de los mismos al punto deseado, para así conocer las

condiciones meteorológicas en ese punto.


Cap. 4 | 35

Tabla 4.15 Parques representativos de las zonas eólicas de España

Parque Eólico Provincia Comunidad Potencia

(MW) Ponderación Producción

Año Puesta en marcha

Angostillos Palencia

Castilla León

28 14% 2007

Zorraquin Soria 12 14% 2008

Sistral Zamora 8,5 2% 2001

Cerro Blanco Guadalajara Castilla La Mancha

48 13,30% 2007

Escepar Cuenca 30 5,70% 2007

Deva Orense

Galicia

39,6 4,25% 2002

Pena da Loba Caxando A coruña 48,84 4,25% 2001

Monte Mayor Norte Lugo 21 8,50% 2005

Tarifa Cadiz Andalucía

36,9 8,50% 1995

Los morrones Granada 30 8,50% 2007

Sos Zaragoza Aragón 48,7 9% 2001

Torre Miro Caste morella Levante

49,5 2,50% 2006

Losilla Valencia 24 2,50% 2008

Sierra Tallat Barcelona Cataluña 49,5 3% 2007

Vedadillo Navarra Navarra 49,5 5% 2005

Bobias San Isidro Asturias Asturias 49,3 2% 2002


El método que se propone para completar las series horarias de datos de producción de

cada parque fue en primer lugar verificado por medio de una experiencia de prueba. Consistió

en obtener las series reales de dos parques, Cerro Blanco y Torre Miró, durante dos años

consecutivos, 2008 y 2009. Y en paralelo las series de velocidad de viento de ambos

emplazamientos para esos mismos años. El proceso consiste en utilizar el año 2009 como

referencia y utilizando únicamente la información sobre velocidades de viento proceder a

calcular una serie de producción equivalente para el año 2008 (expresión 4.1). De este

modo, la serie estimada del 2008 se podrían comparar con la real disponible, y así analizar y

validar la metodología. Para comprobar la robustez del método se repitió esta experiencia

sobre datos de dos parques.

El cálculo de la producción estimada de cada hora en 2008 se realiza en función de la

proporción de velocidades medias de cada año en la hora correspondiente. Lógicamente,

este cálculo puede llevar a valores de producción por encima de la nominal del parque y

que debe limitarse convenientemente.

(4.1)


36 | Cap.4

Este procedimiento fue utilizado hora a hora para confeccionar la serie del año 2008 de

ambos parques. Se encontraron diferencias puntuales notables aunque la suma anual de

producción de la serie estimada y real difería en menos de un 1%. Dichas diferencias

puntuales eran consecuencia de la falta de linealidad entre velocidad de viento y producción.

Y la razón de ello es que una misma velocidad de viento media puede verificar muy distintos

niveles de producción horaria, consecuencia de la cantidad de máquinas que se encuentren

operativas en dicha hora. Lógicamente, cuando todo el parque está operativo, el parecido

entre series es casi total. Por esta razón, las series de referencia utilizadas han sido siempre

las de años con ejercicios eólicos razonablemente estables. Esto es, años donde el parque

ha operado con normalidad la mayor parte del tiempo y con la mayor parte de sus

máquinas operando con normalidad. No obstante, asimilando el error de estimación que se

produce por la falta de linealidad comentada, el método propuesto ofrece resultados más

que aceptables. El único inconveniente de este proceso es el enorme número de series de

datos a tratar, razón por la cual se probó también algún otro método simplificado con

buenos resultados también. Éste consistió en utilizar coeficientes multiplicadores a partir

de promedios mensuales de viento (Anexo 4). Es decir, cada dato de la producción horaria

del año de referencia se multiplicaría por un coeficiente común durante cada mes,

obtenido al relacionar la velocidad media mensual de viento del año de destino respecto de

la velocidad media mensual del año de referencia. Este ejercicio con coeficientes medios

mensuales se utilizó para los dos parques de prueba. En este caso, el resultado de

producción anual real y estimada presentaba un error de tan sólo el 3%. Y esto a pesar de que

las series diferirían en gran medida al realizar una supervisión horaria, ya que realmente la

serie del año 2008 estimada era básicamente una copia de la del 2009 afectada mes a mes

de ciertos factores de escala. La principal ventaja de este modo simplificado es la rapidez a

la hora de confeccionar multitud de series para muchos parques.

Utilizando las técnicas anteriores se ha podido resolver el problema de carencia de

series de datos completas en algunos parques. Y este proceso ha resultado esencial para crear

la serie agregada completa con diez años de datos a partir de medidas reales de parques

representativos de distintas zonas de producción eólica. La figura 4.13 muestra la

generación eólica horaria real proporcionada por REE durante los meses de enero y febrero

de 2010, mientras la figura 4.14 muestra la serie agregada preparada correspondiente a

dicho periodo de tiempo. Aunque lógicamente presenta algunas diferencias el parecido de

ambas series es notable. Además, la diferencia en términos de producción energética entre

ambas series fue menor del 5%. Este tipo de comprobaciones se realizó en otros intervalos

con resultados similares, razón por la cual, se consideró que la nueva serie agregada ofrecía

la necesaria fiabilidad.


Cap. 4 | 37

Figura 4.13 Producción eólica total real de enero a febrero de 2010

Fuente: [REE 10]

Figura 4.14 Modelo de producción eólica del periodo enero-febrero de 2010


Perfiles de producción potencial solar

La metodología utilizada para la determinación del perfil de producción agregado solar

es semejante a la descrita antes para la serie eólica, aunque con las siguientes particularidades:

- El parámetro del recurso a relacionar con la producción es la radiación solar.

- La producción fotovoltaica y de plantas termosolares se ha agregado en una única

serie. Aunque evidentemente se trata de tecnologías distintas, cuya producción

depende incluso de radiaciones diferentes, los perfiles de generación son lo

suficientemente semejantes como para poder considerarlas de forma conjunta.

- En España se diferencian cinco zonas solares, tal como se presentó anteriormente,

de las cuales únicamente se consideran aptas para plantas solares las tres zonas

situadas más al sur (figura 4.10).

Para confeccionar la serie solar agregada de diez años se necesitaban datos de parques

representativos de las distintas zonas. En este sentido la información disponible de la

compañía Acciona Energía era relativamente escasa debido a que la mayor parte de los

parques llevaban pocos años en funcionamiento. No obstante, si existe una gran cantidad de

datos de radiación solar de muy distintas zonas del país, y que han servido para construir

series virtuales de producción correspondientes a hipotéticos parques distribuidos por las


38 | Cap.4

distintas zonas, para posteriormente proceder a agregarlos de forma conveniente en una

única serie [AEM 10].

La tabla 4.16 resume las características de los parques de referencia utilizados en la

confección de nuevas series en distintos puntos geográficos. Por supuesto, las propias

series de medidas de estos parques tampoco estaban completas por lo que se tuvo que

realizar un proceso similar al explicado para las series eólicas. En este caso, el proceso de

escalado para un dato horario faltante en el año Y a partir de otro existente en el año X se

realiza según la expresión 4.2:

(4.2)

Al igual que antes, esta metodología de completado de datos entre años distintos fue

validada mediante ejercicios de comprobación utilizando series conocidas, obteniendo

errores de producción anual de tan sólo el 3,4% como máximo. Una vez se dispuso de series

completas para los parques de referencia se procedió a crear series para distintas zonas del

país, utilizando en este caso los datos de radiación simultánea de dos puntos geográficos

distintos. De este modo, la serie de un parque en la zona Y se puede generar a partir de la

producción de un parque en la zona X, conocidas sus radiaciones según la expresión 4.3:

(4.3)

De este modo, las tres zonas solares quedaron representadas por varios parques con

distintos niveles de potencia elegidos aleatoriamente. El proceso de agregación final resultaba

sencillo ya que bastaba con sumar hora a hora la aportación proporcional de todos los

parques para generar una única serie de diez años, representativa del potencial de producción

energética solar en las 3 zonas solares de mayor índice de radiación.

Tabla 4.16 Parques de referencia de las tres zonas solares útiles

Zona Parque Solar Provincia Comunidad Potencia Pico

(MW) Potencia Nominal

(MW) Ponderación Producción

III Bardenas Navarra Navarra 10,1 7,5 35%

IV Albatana Albacete Castilla La Mancha 1,9 1,4 35%

V Moura Sur Portugal Portugal 46,0 35,2 30%


Un aspecto importante a considerar en la metodología seguida es el hecho de que los

datos originales disponibles corresponden a plantas fotovoltaicas con seguimiento. Sin

embargo, y tal como se comentado anteriormente, el mix solar constará de generación solar


Cap. 4 | 39

fotovoltaica sin seguimiento (en edificaciones principalmente), fotovoltaica con seguimiento

(en grandes plantas de generación) así como las distintas opciones termosolares. Aunque se

admiten muchas similitudes en los perfiles de producción, sí existen diferencias netas en la

producción anual que cada una proporciona. Por simplicidad para el análisis una única serie

representará la aportación conjunta. Lo cual introducirá un error en la evaluación de la

potencia global necesaria, es decir, una misma propuesta de potencia solar, por ejemplo de

20 GW, deberá después dividirse por tecnologías, y atendiendo a las diferencias de producción

entre ellas, dicho reparto puede resultar con una potencia aparentemente mayor. Es decir,

siguiendo el anterior ejemplo, 20 GW totales podrían conllevar finalmente a un reparto

equivalente energéticamente pero con 10 GW termosolares, 5 GW fotovoltaicos con

seguimiento y hasta 7 GW fotovoltaicos sin seguimiento. Esto es tan sólo un ejemplo de la

consecuencia prevista al agregar todas las opciones solares en una única serie equivalente

para todas.

A diferencia de las series eólicas, REE todavía no ofrece datos horarios sobre la producción

solar de forma agregada. Por ello, no ha sido posible realizar un proceso de validación cualitativo

similar al que se presentó con la serie eólica. Sin embargo, resultados anuales si son factibles

y sus comparaciones forman parte del proceso de validación general mostrado más adelante.

Perfiles de producción potencial de plantas hidráulicas

Aunque las aportaciones hidrológicas a los embalses pueden tener variaciones muy

importantes entre los diferentes meses del año, la tremenda inercia hidráulica de éstos

hace que posibles variaciones bruscas no se reflejen apenas en el nivel del agua almacenada.

Por ejemplo, la aportación media hidrológica del mes de agosto al pantano de Aldeadávila

(cuenca del Duero) es de 275,8 Hm3 y la del mes de febrero de 1.273 Hm3,es decir 4,6 veces

superior. Sin embargo, según se muestra en la figura 4.15.a el nivel de agua almacenada

verifica una evolución lenta con perfil similar año tras año [CED 10] [EMB 13]. La figura

4.15.b muestra el nivel del agua en la planta de Valdecañas, con similares dinámicas en el

aporte hídrico y en la evolución del agua almacenada [CED 10] [EMB 13]. Esta situación y

dinámicas se verifican en casi todas las cuencas del país. Los informes de REE muestran la

evolución anual de las reservas hidroeléctricas generales, donde se aprecia igualmente que

estas no experimentan las fluctuaciones del aporte hidrológico antes mencionado. Este

comportamiento tan lento del sistema hidráulico ha permitido preparar la serie horaria a

partir de datos de recurso diario disponible. Basta con dividir la aportación diaria en 24

unidades para lograr una secuencia con la dinámica adecuada.


40 | Cap.4

Figura 4.15 Evolución de embalses asociados a centrales hidráulicas

(a) Aldeadávila (b) Valdecañas

Fuente: [EMB 13]

4.3.2 Validación del modelo

Validación energética

Para la validación energética del modelo de simulación se configuró el mismo de forma

que representara el sistema eléctrico de los últimos años. En particular se eligió el periodo

de tiempo 2006 a 2010 ya que durante este periodo tanto la eólica como gran parte de la

solar ya estaban presentes en el mix de generación. No obstante, el nivel de penetración de

ambas tecnologías en cada año fue distinto y eso se tuvo en cuenta. La tabla 4.17 muestra

para los distintos años señalados, los niveles de potencia instalada eólica, solar e hidráulica,

así como el cociente entre la producción total estimada respecto a la real (según datos de

REE), y para cada tecnología. Este ejercicio de comparación puede resultar en un primer

momento arriesgado debido a que la estrategia general de operación del modelo y del

sistema real difiere en muchos aspectos de base. Sin embargo, hay coincidencias operativas,

aun por razones distintas, que son esenciales para poder comparar ambos resultados. En

particular, el hecho de que el modelo trate de maximizar la producción potencial renovable

coincide en resultados con la prioridad que disfrutaron en esos años prácticamente todos

los productores renovables.


Cap. 4 | 41

Tabla 4.17 Comparativa entre la producción del modelo agregado de análisis y la real

Tecnología Eólica terrestre Solar Hidráulica

2006 Potencia (GW) 11,52 0,15 14,75

Producción Estimada vs Producción Real 1,04 2,55 0,97

2007

Potencia (GW) 14,82 0,70 14,70


2008

Potencia (GW) 16,15 3,27 14,81


2009

Potencia (GW) 18,96 3,33 14,81


2010

Potencia (GW) 20,06 4,14 13,91



Del análisis de la tabla 4.17 surgen los siguientes comentarios:

- La producción potencial eólica obtenida a través del modelo de análisis está

alineada, aplicando una tolerancia asumible (+5%), con la producción real mostrada

en los informes de REE. Todos los años la producción calculada mediante el modelo

de análisis es ligeramente superior a la real. Esto es lógico, puesto que los nuevos

parques no generan los doce meses del año de su instalación. Esta salvedad no se

incluye en el modelo de análisis y por lo tanto supone que toda la potencia

instalada está a plena producción los doce meses.

- La generación solar calculada mediante el modelo de análisis y la mostrada en los

informes de REE es semejante en los años 2009 y 2010 aplicando una tolerancia

aceptable (+6,5%). Es decir, durante aquellos años en los que ya se ha producido la

fuerte penetración de nuevas instalaciones fotovoltaicas y el peso de las plantas

nuevas de cada año no es excesivo en el total de la potencia instalada. Sin embargo,

en los años anteriores fue tan alto el porcentaje de nuevas instalaciones, que el

hecho de que el modelo de análisis asuma que todas las plantas solares trabajan a

plena producción durante los 12 meses distaba bastante de la realidad, resultando

considerablemente superior la producción calculada mediante el modelo de análisis

que la producción real.

- Tal y como se ha presentado anteriormente, la estrategia de producción eléctrica

de las grandes centrales hidroeléctricas es distinta en el sistema actual que en el

propuesto en esta tesis, el cual es maximizar la generación renovable en detrimento


42 | Cap.4

de la no renovable. Sin embargo, se ha podido comprobar que la producción anual

resultante en estos sistemas es similar a la producción real mostrada en los

informes de REE. Aunque siempre el nivel de aprovechamiento del recurso

hidroeléctrico con la nueva estrategia de operación resulta ser inferior al actual.

Validación por potencia

La configuración del modelo de estudio para representar un sistema cualquiera requiere

la asignación de un nivel de potencia a los sistemas renovables y a los almacenamientos.

Asimismo, se debe establecer una potencia no renovable base que será la primera en servir

a la demanda. El único componente del sistema al que no se le preestablece una potencia

determinada es a la producción no renovable controlable. Esto es debido a que al ser el

último en prioridad en servir a la demanda, deberá cubrir cualquier déficit de potencia y en

cualquier momento del año. De este modo, tras cualquier análisis se dispondrá no sólo de

la cantidad de energía no renovable controlable que ha resultado necesaria, sino además,

con que potencia máxima debe instalarse.

Para el proceso de validación por potencia se ha utilizado la información disponible en

los informes anuales de REE. Allí se muestran los valores de potencia punta de demanda y

de generación acaecidos en un momento concreto del año. Puesto que se dispone de datos

precisos de la evolución horaria de la demanda durante el año 2009, se emuló con el

modelo el sistema de generación de ese año tratando de reproducir lo que sucedió en el

citado momento de máxima demanda. El ejercicio de simulación era sin duda arriesgado

debido a la gran cantidad de factores que a lo largo de un año influyen y que de ningún

modo estaban contemplados en el modelo. No obstante, este aspecto se entendió que era

el que precisamente daba peso al método de validación por potencia y por ello se procedió

con el análisis.

La tabla 4.18 muestra la configuración básica que se estableció en el modelo. Como puede

apreciarse, se fijó un valor de potencia base que representaría el aporte energético de las

centrales térmicas de carbón, nuclear y cogeneración. También se asignó potencia al mix

renovable según los datos de REE del año 2009, quedando únicamente como incógnita para

la validación la contribución no renovable controlable. Valor que debería de algún modo

asemejar al realmente producido por las centrales de ciclo combinado y fuel. El modelo de

análisis facilitó una potencia máxima requerida para las centrales no renovables controlables

de 18,11 GW mientras que la realidad fueron 17,03 GW y 0,26 GW de las centrales de ciclo

combinado y de fuel respectivamente, es decir la diferencia entre ambos valores fue del

4,5% [REE 09]. Este nivel de precisión se encontró razonable para admitir que el modelo

proporcionaba resultados creíbles en escenarios actuales.


Cap. 4 | 43

Tabla 4.18 Configuración del modelo para validación por potencia máxima

Condiciones Generales del Estudio

Potencia convencional priorizada (%) 39,2

Factor mayoración demanda (respecto perfil 2009) 1,00

Volumen Almacenamiento Controlable (%) 0,03

Potencia turbinas Bombeo puro (MW) 2747

Potencia bombas Bombeo Puro (MW) 2747

Volumen Almacenamiento Fluyente (%) 7,1

Potencia turbinas Fluyente (MW) 14807

Potencia Eólica Terrestre (GW) 18,961

Potencia Solar (GW) 3,333

Potencia Offshore Norte (Galicia, GW) 0,000

Potencia Offshore Norte (Trafalgar, GW) 0,000

Pot. Inst. control. ren. (excl. Gran hidr.) (GW) 0,711

Potencia instalada minihidro (GW) 1,98

Fuente: [REE 09]

4.3.3 Conclusiones

La doble validación a la que se ha sometido al modelo de análisis permite afirmar que

los resultados que pueda ofrecer para una propuesta sensata resultarán cuando menos

aceptables. Hay que recordar que el modelo matemático no reproduce las actuales estrategias

de operación del sistema eléctrico, sino otras nuevas que tienen por objetivo maximizar la

producción renovable. Este aspecto junto con otros tales como las naturales desviaciones

que puedan esconderse en las series agregadas de producción justifican las diferencias

encontradas al comparar con los resultados reales. Por todo ello, y admitiendo las citadas

salvedades el modelo propuesto con la adecuada configuración resulta una muy eficaz

herramienta de análisis y exploración de nuevas oportunidades de generación eléctrica.

4.4 Curvas de almacenamiento crítico

En este apartado se muestra el desarrollo y análisis de las curvas de almacenamiento

crítico del sistema eléctrico español, de acuerdo a los fundamentos y métodos explicados

en el capítulo 3. El punto de partida ha sido el modelo del sistema eléctrico actual, para


44 | Cap.4

posteriormente seguir dos políticas distintas de incremento de la presencia renovable. En la

primera se prima la presencia de renovable controlable mientras en la otra no. Este aspecto,

como se verá posteriormente, resulta de gran interés por las mayores oportunidades de

optimización que ofrece. En este análisis, aparte de la evolución del nivel de almacenamiento

que muestra la curva crítica, se ha trabajado también en la caracterización de los niveles de

potencia necesarios en las correspondientes instalaciones de bombeo y turbinado.

4.4.1 Determinación de los casos de estudio

El problema de pasar desde un sistema eléctrico como el actual a uno futuro basado

únicamente en renovables presenta infinitas líneas de tendencia y soluciones. La primera

cuestión que surge es acerca de qué política de crecimiento se debe aplicar a cada tecnología

renovable, para la cual como se ha dicho caben infinidad de posibilidades. Para tratar de

delimitar las posibles tendencias se utilizó información adicional de tipo político y económico.

Por ejemplo, se analizó el plan de desarrollo energético de este país donde se establece una

potencia de bombeo de 6,3 GW para el año 2015 y de 8,8 GW para el 2020 [PER 10]. Este

dato, aunque lógicamente puede variar con los años producto de nuevos enfoques políticos,

resulta revelador ya que cuanta mayor sea la potencia de bombeo instalada menor es la

necesaria en los sistemas renovables controlables. Respecto a la información económica se

evaluó la publicación financiera de Bloomberg donde se muestran los precios actuales de la

energía de distintas tecnologías, y más importante aún, sus tendencias [BLO 12-3]. Toda

esta información sirvió para determinar con cierta claridad posibles tendencias de fomento

de las distintas fuentes renovables. Por ejemplo, la información económica resultó de gran

importancia a la hora de concretar la línea de fomento de la eólica marina. Sus altos costes

actuales, y peor aún, las tendencias al alza para el futuro que esta tecnología presenta tras

años de experiencia internacional fue el principal motivo para reducir de forma importante

su perspectiva de desarrollo. Aspectos que de todas formas ya se habían tenido en cuenta

también cuando se determinó su techo de producción.

No obstante, también se realizaron ejercicios de búsqueda de escenarios atendiendo a

criterios puramente técnicos con el fin de conocer cual podía ser la mejor combinación de

fuentes renovables. Es decir, combinaciones que aproximen mejor la curva de demanda y

que por tanto verifiquen menores necesidades de almacenamiento. Como puede entenderse,

el correspondiente proceso de búsqueda y definición de líneas de desarrollo renovable abrió

una gran cantidad de posibles perspectivas. Tras las cuales, finalmente se optó por un par de

líneas estratégicas distintas que ponderaban diferentes fuentes energéticas. La primera trata

de introducir en el sistema la mayor potencia posible de renovable controlable, biomasa

y geotermia, mientras que la segunda pondera más la producción renovable de recurso

no almacenable.

Teniendo en cuenta todo lo anterior y recordando que el fin último es alcanzar sistemas

eléctricos 100% renovables lo más realistas y eficientes posible, se han seleccionado las dos


Cap. 4 | 45

series de sistemas eléctricos mostradas en las tablas 4.19 y 4.20. El análisis de cada uno de

estos sistemas proporcionará su almacenamiento crítico.

Tabla 4.19 Series de sistemas eléctricos con baja penetración renovable controlable

RPPR 0,35 0,45 0,54 0,63 0,73 0,82 0,92 1,01 1,11 1,20 1,30 1,39 1,48

Capacidad Gran Hidráulica (% vs Demanda) 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10

Potencia Gran Hidráulica (GW) 14,81 15,06 15,30 15,54 15,79 16,03 16,27 16,51 16,76 17,00 17,00 17,00 17,00

Potencia Eólica Terrestre (GW) 20,06 24,38 28,71 33,04 37,37 41,69 46,02 50,35 54,67 59,00 63,33 67,65 71,98

Potencia Solar (GW) 4,14 7,40 10,66 13,93 17,19 20,45 23,71 26,98 30,24 33,50 36,76 40,02 43,29

Potencia eólica marina Trafalgar (GW) 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 2,40

Potencia eólica marina Galicia (GW) 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80 2,00 2,20 2,40

Potencia Renovable Controlable (GW) 0,71 1,55 2,40 3,24 4,08 4,93 5,77 6,61 6,61 8,30 9,14 9,99 10,83

Potencia Minihidráulica (GW) 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 6,61 1,98 1,98 1,98 1,98


Tabla 4.20 Series de sistemas eléctricos con alta penetración renovable controlable

RPPR 0,35 0,45 0,54 0,64 0,73 0,83 0,92 1,02 1,11 1,21 1,30 1,40 1,50

Capacidad Gran Hidráulica (% vs Demanda) 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10

Potencia Gran Hidráulica (GW) 14,81 15,06 15,30 15,54 15,79 16,03 16,27 16,51 16,76 17,00 17,00 17,00 17,00

Potencia Eólica Terrestre (GW ) 20,06 24,42 26,78 30,15 33,51 36,88 40,24 43,60 46,97 50,33 53,69 57,06 60,42

Potencia Solar (GW) 4,14 6,73 9,32 11,91 14,50 17,09 19,68 22,27 24,86 27,45 30,04 32,63 35,22

Potencia eólica marina Trafalgar (GW) 0,00 0,20 0,41 0,61 0,81 1,02 1,22 1,42 1,63 1,83 2,03 2,24 2,44

Potencia eólica marina Galicia (GW) 0,00 0,20 0,41 0,61 0,81 1,02 1,22 1,42 1,63 1,83 2,03 2,24 2,44

Potencia Renovable Controlable (GW) 0,71 1,94 3,17 4,40 5,63 6,86 8,09 9,32 110,55 11,78 13,01 14,24 15,57

Potencia Minihidráulica (GW) 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 6,61 1,98 1,98 1,98 1,98



46 | Cap.4

4.4.2 Resultados preliminares

Mediante el modelo de análisis se ha procedido a calcular los sistemas de almacenamiento

reversible (capacidad y potencia) para cada uno de los sistemas que aparecen en las anteriores

tablas 4.19 y 4.20. Obteniendo las dos curvas de almacenamiento crítico, figura 4.16, y las

dos curvas de potencia crítica, figura 4.17. La existencia de fuentes no renovables prioritarias,

carbón y nuclear, hacen que el mayor requerimiento de almacenamiento se dé cuando la

penetración de generación renovable es muy elevada (cercana a la unidad) y todavía estén

presentes las fuentes no renovables prioritarias, sumándose la desventaja de ambas

(aleatoriedad de las renovables e incontrolabilidad de las plantas nucleares y de carbón) y

por lo tanto aumentando la desviación de la generación respecto a la demanda.

En aquel sistema cuya penetración renovable controlable es mayor y por lo tanto la

penetración de las fuentes aleatorias es menor, los sistemas de almacenamientos reversibles

requeridos son menores que los que se necesitan en los sistemas con menor penetración

renovable controlable (figuras 4.16 y 4.17). Además, el recurso de la biomasa en estado

natural es un recurso energético almacenado similar al hidráulico. El cual podría generar a

demanda con lo que puede entenderse que conlleve a menores necesidades de almacenamiento.

Otro aspecto importante a tener en cuenta es que para valores de RPPR menor de la

unidad, el objetivo de minimización son las pérdidas irreversibles. En este rango se verifican

niveles de almacenamiento muy altos si se establece que el valor crítico corresponde con

un ratio de pérdidas nulo. Es decir, que no se paren en ningún momento plantas eólicas,

solares, minihidráulicas, ni verter agua en las grandes centrales hidroeléctricas. A menudo

esto exige unos niveles de almacenamiento exagerados cuya utilización plena solo se daría

durante unos intervalos muy cortos de tiempo. Para filtrar estas situaciones singulares se

ha considerado como criterio que el nivel de almacenamiento crítico sea aquel que

corresponda con unas perdidas irreversibles promedio de los diez años no superiores al

0,1% de la demanda eléctrica anual. Este pequeño porcentaje logró reducir de forma

importante el sistema de almacenamiento reversible requerido hasta niveles relativamente

razonables, y por ello fue el criterio seguido en el cálculo.


Cap. 4 | 47

Figura 4.16 Curvas de almacenamiento crítico

(a) Curvas de almacenamiento (b) Rango preferente

Figura 4.17 Curvas de potencia crítica

(a) Curvas de potencia crítica (b) Rango preferente

En las figuras 4.16 y 4.17 se muestran también los rangos preferentes de definición del

sistema y que en todos los casos suponen la introducción de un cierto nivel de

sobredimensionado (RPPR > 1). Todos los sistemas factibles dentro de estos rangos cumplen

los requisitos de no superar los techos de producción ni de almacenamientos previstos

anteriormente. El interés por estos rangos prácticamente se explica observando la evolución

de la curva crítica en todos los casos. Es decir, son zonas a las que se llega tras una gran

reducción del nivel de almacenamiento crítico y que está asociado con aceptar un cierto nivel

de sobredimensionado (necesario en cualquier caso por cuestiones de seguridad). Sin embargo,

la citada curva presenta un codo y un cambio en la tendencia de dicha reducción de

almacenamiento. A partir de ciertos niveles de RPPR el efecto sobre el almacén crítico

comienza a ser muy pequeño. O visto de otra manera, tras el codo, para reducir almacenamiento

de forma significativa se requieren grandes niveles de sobreinstalación de potencial renovable.

Lógicamente, la búsqueda de sistemas aceptables tanto técnica como económicamente quedará

RANGO

RANGO


48 | Cap.4

en torno a este codo, siendo su rango cercano la región que ha sido sometida a un análisis

más detallado con el fin de concretar propuestas de sistemas eléctricos.

En cualquier caso, las siguientes observaciones son consecuencia del análisis realizado

durante el trazado de las curvas críticas; y son complementos que han sido tenidos en cuenta

en los apartados posteriores, dedicados a la matización de propuestas de sistemas eléctricos.

- Debido a la estrategia de operación definida en esta tesis, los generadores

renovables controlables (biomasa y geotermia principalmente) deben trabajar

siguiendo órdenes de producción variable, y no como generación base. Esto significa

menor número de horas equivalentes al año, lo que supone un reto tecnológico

futuro de diseño aceptable dado la importancia que esta tecnología ha tenido para

lograr sistemas eficientes técnico y económicamente. También significa poder

dimensionar en potencia con ratios mayores de los habituales ya que su consumo

neto energético será menor. De hecho, se ha visto que la reducción en horas

equivalentes respecto al diseño estándar como potencia base ha sido del 60% al 70%.

- Por otra parte, tal como se estableció en apartados anteriores el techo de potencia

fijado para la potencia de los almacenamientos es de 9 GW. Y para las propuestas

analizadas en principio serían suficientes. No obstante, empleando nuevos sistemas de

almacenamiento reversibles de cualquier tecnología (CAES, baterías, etc), y

preferiblemente muy distribuidas por el territorio, esta cota podría aumentar y

beneficiar la operación del sistema en conjunto.

- Una limitación mayor en el sistema de almacenamiento reversible que puede llegar

instalarse conllevará a mayores niveles de RPPR para cumplir los requisitos de

garantía de potencia y energía, y también a un aumento de las pérdidas renovables. La

estrategia de operación trata de maximizar la producción renovable de recurso no

almacenable y con ello minimizar la componente de pérdidas irreversibles, lo que a

su vez reduce el RPPR equivalente.

4.4.3 Influencia de las centrales hidroeléctricas

Comparando las curvas de almacenamiento crítico de los casos de Navarra y España,

figuras 3.32 y 4.16 respectivamente, se aprecia que la capacidad de almacenamiento

requerido respecto a la demanda es muy superior en el caso de Navarra que en el de

España. La capacidad del almacenamiento máximo crítico para España es del 1,2% mientras

que en Navarra sería del 8,3%. La diferencia más relevante entre ambos sistemas eléctricos

es la producción hidráulica (figura 4.18). En Navarra es insignificante, mientras que en

España supone un aporte energético y de potencia fundamental. De hecho, el sistema

eléctrico español dispone de 14,8 GW con una capacidad de almacenamiento asociada del

7,1% respecto a una demanda de 250 TWh.


Cap. 4 | 49

Figura 4.18 Central hidroeléctrica Aldeávila, Cuenca del Duero. Potencia 1.140 MW

Para determinar el impacto de las centrales hidroeléctricas sobre la curva de

almacenamiento crítica, se han repetido los análisis anteriores, considerando la secuencia de

sistemas eléctricas de baja penetración renovable controlable (tabla 4.19), pero excluyendo

la producción hidráulica. El resultado se muestra en la figura 4.19 para el almacenamiento

reversible crítico y en la figura 4.20 para la potencia crítica. Ambas figuras muestran con

total claridad el importante efecto que esta producción tiene a la hora de reducir los

almacenamientos reversibles necesarios. Hasta el punto que si éstas no existieran el nivel

de almacenamiento reversible requerido en España para un suministro 100% renovable sería

posiblemente muy difícil de alcanzar.

Figura 4.19 Impacto de las centrales hidroeléctricas en las curvas de almacenamiento crítico


50 | Cap.4

Figura 4.20 Impacto de las centrales hidroeléctricas en las curvas de potencia crítica

4.5 Sistemas eléctricos peninsulares 100% renovables

En este apartado se presentan dos sistemas eléctricos con generación 100% renovable,

cada uno correspondiente con una de las líneas de sistemas analizados antes (tablas 4.19

y 4.20). Ambas son propuestas firmes de esta tesis como opciones futuras para el sistema

eléctrico español. Mediante distintos estudios de sensibilidad se ha confirmado que las

citadas opciones ofrecen las adecuadas características técnicas y económicas. Esto es, los

niveles de potencia o de almacenamiento que se plantean no resultan en absoluto exagerados

dados la cobertura lograda y el margen de seguridad establecido. Evidentemente, estas

propuestas requieren que la operación del sistema se realice de acuerdo a las bases estratégicas

desarrolladas en el capítulo 3. Es decir, las propuestas en sí no son sólo cantidades de potencia

renovable a instalar, sino que incluirían también la forma de operar el conjunto.

4.5.1 Definición de las propuestas

La tabla 4.21 muestra la potencia instalada de cada tecnología renovable así como de los

sistemas de almacenamiento para las dos propuestas finales de sistemas eléctricos 100%

renovable. Se ha añadido una columna con la configuración del sistema eléctrico español

en el año 2010 a modo de comparación. Tanto el valor del RPPR como del RPPR equivalente se


Cap. 4 | 51

muestran en forma de rango ya que el recurso de cada año del periodo analizado es diferente

y por lo tanto lo serán también los valores de RPPR.

Tabla 4.21 Propuestas 100% renovable

España 100% renovable

Caso España-1 España-2 España-2010

Demanda (TWh 250,85 250,85 250,85

Potencia Punta (MW 42.026 42.026 42.026

Potencia Eólica Terrestre (MW) 59.000 50.330 20.057

Potencia Eólica Marina (MW) 3.600 3.600 0

Potencia Solar (MW) 33.500 27.450 4.140

Potencia instalada Ren. Controlable (MW) 8.300 11.780 711

Potencia instalada Minihidro (MW) 1.980 1.980 1.980

Volumen Almacenamiento Controlable (%) 0,15% 0,08% 0,03%

Potencia turbinas Bombeo puro (MW) 9.000 6.100 2.750

Potencia bombas Bombeo Puro (MW) 9.000 6.100 2.750

Volumen Almacenamiento Gran hidráulica (%) 7,1% 7,1% 7,1%

Potencia turbinas Gran Hidráulica (MW) 17.000 17.000 14.814

Potencia Convencional (MW) 0,00 0,00 54.591

Potencia total (MW) 132.380 118.240 99.043

RPPR 1,17<RPPR<1,25 1,17<RPPR<1,26 0,33<RPPR<0,40

RPPR equivalente 1,07<RPPR<1,13 1,04<RPPR<1,08 0,33<RPPR<0,39


El análisis de las propuestas mostradas en la tabla 4.21 proporciona las siguientes reflexiones:

- La potencia instalada del mix actual es de 99 GW aproximadamente. Aun cuando

se acepta que un sistema renovable requiere siempre mayor potencia instalada

para satisfacer iguales necesidades, las propuestas que se exponen resultan muy

ajustadas y relativamente próximas a la actual.

- Los almacenamientos reversibles son claramente distintos de una propuesta a otra.

Su capacidad, aunque pequeña en ambos casos frente a la de los grandes sistemas

hidráulicos, es fuertemente dependiente de la producción renovable de recurso

no almacenable. Cuanto mayor es esta mayor es la necesidad de almacenamiento

reversible.

- Puesto que la ocupación del territorio para motivos energéticos es un tema

importante, se deben analizar las dos propuestas en función de este requerimiento.

La primera propuesta, con 8,3 GW de potencia renovable controlable, tal y como se


52 | Cap.4

aprecia en la tabla 4.26 podría llegar a no requerir biomasa de cultivos energéticos si

se fomenta adecuadamente la geotermia hasta lograr al menos una generación de

1,4 GW. Este aspecto es importante, ya que tal como se mostró estos cultivos son

los que mayores índices de ocupación territorial presentan. En la segunda propuesta,

con 11,78 GW de potencia renovable controlable, con la información y tecnologías

actuales serían necesarios cultivos energéticos, a no ser que aparezcan nuevos

métodos de aprovechar biomasa residual que actualmente no se contabiliza como

aprovechable. En este sentido el factor económico podrá ser determinante ya que

ahora esos cultivos tienen un coste elevado. Por otra parte, la ocupación del

territorio de las plantas solares se considera despreciable respecto a la de los cultivos

energéticos. Recordar que para la evaluación del recurso de la biomasa en España

se ha adoptado una posición conservadora.

La validez de ambas propuestas pasa por asegurar un comportamiento estacionario a

largo plazo. Para comprobarlo se utiliza el modelo de simulación con estudios a 10 años,

donde un error o mal planteamiento de operación o incluso una insuficiente disponibilidad

energética, podría suponer un continuo descenso de los niveles hidráulicos. Por ello, este

aspecto fue uno de los primeros en ser analizado y cuyos resultados se exponen en las

figuras 4.21 y 4.22. Ambas muestran los niveles de los almacenamientos reversible e hidráulico

para las dos propuestas. Como puede apreciarse ambos casos hacen un uso bien distinto de

los almacenamientos resultando bastante más exigente la primera propuesta. Pese a todo,

en ésta el nivel mínimo llega a algo menos del 40% un año concreto, mientras en la segunda

propuesta el margen de seguridad resulta mucho mayor, ya que tan solo se acerca al 60%.

Este aspecto de la seguridad también se pone de manifiesto en el almacenamiento reversible,

ya que tan sólo en unas pocas ocasiones el nivel llega al mínimo. Estos mínimos en los

almacenamientos hidráulicos y reversibles se producen en años concretos de bajo potencial

renovable. En este sentido, para ambas propuestas el año de simulación 1 parece ser el más

comprometido.


Cap. 4 | 53

Figura 4.21 Nivel de los almacenamientos de la Propuesta 1. 100% Renovable


Figura 4.22 Nivel de los almacenamientos de la Propuesta 2. 100% Renovable


4.5.2 Producción energética por tecnologías

La producción energética de cada una de las propuestas ofrece una perspectiva clara del

funcionamiento esperado. No obstante, de entre los distintos años de simulación, el año 7

ofrece un perfil de potencial energético medio y por ello se eligió como representativo para

este y siguientes análisis. La tabla 4.22 muestra los niveles calculados de producción por

tecnologías para las dos propuestas y para el sistema actual. Los consumos en generación


54 | Cap.4

en las plantas renovables se han considerado despreciables. Estas producciones se utilizarán

en el capítulo 5 para determinar el coste económico de las propuestas 100% renovables.

Tabla 4.22 Producción de las propuestas 100% renovables

Tecnología

100% renovable Mix actual

Propuesta 1 Propuesta 2

Prod (GWh) Prod (GWh) Prod (GWh)

Eólica terrestr3e 118.899 102.773 41.661

Eólica marina 13.957 14.190 0

Solar 45.908 42.218 9.598

Residuos urbanos 0 0 1.200

Controlable 46.017 64.091 4.336

Gran Hidráulica 21.304 20.959 25.703

Bombeo Puro 7.649 3.969 1.947

Minihidráulica 7.748 8.163 5.155

Nuclear 0 0 57.670

Ciclo combinado 0 0 50.619

Central de carbón 0 0 32.990

Cogeneración 0 0 30.403

Consumos en generación NA NA -7.186

Consumos en bombeo -10.631 -5.512 -3.245

Total 250.851 250.851 250.851


Las plantas de biomasa y geotermia según el modelo de análisis generarían una producción

equivalente del orden del 65% de su capacidad máxima, es decir 5.700 horas equivalentes.

Por lo tanto la potencia equivalente trabajando a potencia nominal sería de tan sólo 5,3 GW

y 7,3 GW para las opciones 1 y 2 respectivamente. Ambas potencias equivalentes se encuentran

perfectamente dentro del conservador techo de potencia que se estableció. Por otra parte,

el recurso eólico y solar produce como promedio total aproximadamente el equivalente de

2.000 horas a potencia nominal. Por lo tanto, la propuesta que incorpora mayor potencia

controlable, con tan sólo 3.5 GW más, reduce apreciablemente la potencia eólica terrestre

y solar. De hecho, el sistema con mayor potencia renovable controlable requiere una instalación

total de potencia de 118 GW frente a los 132 GW de la otra opción.


Cap. 4 | 55

4.5.3 Cobertura de la demanda

Tal como se mostró en el capítulo 3 la cobertura de la demanda se realiza en todo

momento por medio de cuatro aportaciones distintas. Una de ellas era la producción no

renovable que en estos sistemas se considera ya nula. De las otras tres, la producción

directa a red es a su vez suma de dos contribuciones, la correspondiente a plantas renovables

controlables y las de recurso no almacenable. En suma, cuatro aportaciones distintas que

merece la pena analizar de forma independiente:

- Energía renovable de recurso no almacenable vertida directamente a red

- Producción de las grandes centrales hidráulicas

- Energía entregada por el almacenamiento reversible

- Energía renovable controlable

En la tabla 4.23 se muestran los resultados obtenidos para todas estas magnitudes durante

el año de estudio número 7.

Tabla 4.23 Procedencia del suministro de la demanda

Propuesta España-1 España-2

Recurso renovable correspondiente al año 7 7

Potencia almacén reversible (GW) 9,00 6,10

Capacidad almacén reversible (% vs Demanda) 0,15 0,08

Demanda (TWh) 250,85 250,85

RPPR 1,19 1,20

RPPR equivalente 1,09 1,05

Energía Renovable de recurso no almacenable entregada directamente a red (TWh) 175,86 161,84

Ratio de Producción Renovable de recurso no almacenable entregada directamente a red vs demanda 70,11% 64,52%

Energía producida por Gran Hidráulica (TWh) vs demanda 21,30 20,95

Ratio de energía producida por Gran Hidráulica 8,49% 8,35%

Pérdidas mecánicas en el almacén hidráulico (TWh) 2,37 2,33

Energía entregada por almacén reversible (TWh) 7,65 3,97

Ratio de energía entregada por almacén reversible vs demanda 3,05% 1,58%

Pérdidas mecánicas en el almacén reversible (TWh) 2,98 1,54

Energía Renovable controlable (TWh) 46,04 64,09

Ratio de Producción Renovable controlable vs demanda 18,35% 25,55%



56 | Cap.4

Tanto a través de los resultados de esta tabla como por los de la tabla 4.22 la primera

conclusión es que la cobertura de la demanda se satisface plenamente con ambas propuestas.

Los niveles productivos y sus ratios confirman márgenes suficientes al menos con claridad

en el ejercicio del año de referencia 7. De hecho el valor de RPPR en ambos casos es de 1,19

y 1,20 respectivamente, mientras que el RPPRequivalente (que descuenta la aportación renovable

controlable) estaría en torno a 1,09 y 1,05 para cada caso; demostrando márgenes de

seguridad holgados. Y además, mostrando que las propuestas de esta tesis son ciertamente

ajustadas gracias a varios factores y en particular a la gestión del recurso renovable,

priorizado de una forma específica. La tabla 4.24 muestra el grado de aprovechamiento

energético de las tecnologías renovables no controlables en los dos casos analizados.

Evidentemente unas pierden más que otras de acuerdo a los criterios adoptados y explicados

con anterioridad.

Tabla 4.24 Aprovechamiento energético de las propuestas 100% renovable. Demanda: 250 TWh

Prioridad Tecnología Aprovechamiento

España-1 Aprovechamiento

España-2

1 Eólica marina 100,00% 100,00%

2 Eólica terrestre 97,56% 98,87%

3 Minihidráulica 89,44% 94,23%

4 Solar 76,85% 86,18%

Tecnologías renovables

(eólica, solar, minihidráulica) 90,99% 94,17%


De los resultados de la tabla 4.23 se derivan también otras conclusiones:

- La radiación solar es más intensa en las horas de mayor actividad laboral, mientras

la generación eólica es mucho más dispersa resultando ciertamente más asimilable

a una generación base. Por ello, el grado de satisfacción de la demanda con

generación renovable no controlable entregada directamente a red es elevado. En

la primera propuesta el grado de satisfacción fue del 70,1% y en la segunda del

64,5%. La figura 4.23 muestra para cada propuesta la evolución relativa entre la

producción no controlable y la demanda. Como puede apreciarse resulta fácil de

entender que la penetración directa sea tan alta. Las diferencias entre propuestas

son consecuencia del distinto nivel de potencia eólica y solar instalada. La primera

propuesta tiene más potencia de este tipo y por ello también su producción directa

es algo mayor.


Cap. 4 | 57

Figura 4.23 Producción media horaria renovable entregada directamente a red (MWh)

a) Propuesta 1: 70,1 %

(b) Propuesta 2: 64,5%


- Los almacenamientos reversibles tienen una aportación energética baja aunque

esencial. Un 3% con el mix de potencia de la primera propuesta y un 1,6% con el

mix de la segunda propuesta. La figura 4.24 muestra la evolución de la potencia

almacenada (valores negativos) y producida (valores positivos) de los

almacenamientos reversibles de cada propuesta. Y la figura 4.25 muestra la

evolución del nivel de llenado de estos almacenamientos. Donde se aprecia

claramente como en los últimos meses del año es generalmente cuando se tiene

mayor actividad. Con el mix de potencia que existe hoy en España y con los datos


58 | Cap.4

que facilita REE, la generación promedio de las centrales de bombeo puro está en

torno a 3.000 GWh anuales, lo cual significa un factor de capacidad ligeramente

superior al 12% [BOM 10]. Con la primera propuesta 100% renovable el factor de

capacidad oscila entre el 6% y el 12% mientras que en la segunda entre el 5% y el 8%.

Figura 4.24 Potencia media horaria desarrollada en el almacenamiento reversible (MW)

(a) Propuesta 1

(b) Propuesta 2


Cap. 4 | 59

Figura 4.25 Nivel energético normalizado en el almacenamiento reversible

(a) Propuesta 1

(b) Propuesta 2

- El último generador en entrar a cubrir la demanda es la generación renovable

controlable. La figura 4.26 muestra la potencia media horaria de estos generadores

en cada propuesta. Resulta evidente la necesidad de que estos generadores ofrezcan

una alta capacidad de control, distinta a los diseños actuales planteados para trabajar

a potencia constante.


60 | Cap.4

Figura 4.26 Potencia media horaria de la generación renovable controlable (MW)

(a) Propuesta 1

(b) Propuesta 2

Pérdidas irreversibles

Las pérdidas irreversibles son la fracción de potencial renovable no acumulable que no

ha podido ser aprovechada. Estas tienen dos términos, el primero es la suma de pérdidas

correspondientes a producción potencial solar, eólica y minihidráulica, mientras el segundo

término corresponde con los vertidos de agua en las grandes centrales hidroeléctricas. En la

figura 4.27 se muestra la evolución horaria de estas pérdidas donde se muestra como las

correspondientes a la primera propuesta son mayores pese a disponer de mayor almacenamiento


Cap. 4 | 61

reversible. Siendo esto consecuencia directa de la mayor potencia instalada en generación

renovable de recurso no almacenable.

Figura 4.27 Pérdidas irreversibles (MWh)

(a) Propuesta 1

(b) Propuesta 2


62 | Cap.4

4.5.4 Influencia de las variaciones hidrológicas

La tabla 4.25 muestra el balance energético renovable para cada una de las dos propuestas

100% renovable en tres años de perfil hidrológico distinto: lluvioso, seco y medio. En esta

tabla de nuevo se muestran las distintas magnitudes con las que se cubre la demanda.

Tabla 4.25 Procedencia del Suministro de la demanda

Caso España-1 España-2

Recurso hidrológico Seco Medio Lluvioso Seco Medio Lluvioso

Potencia almacén reversible (GW) 9 6,1

Capacidad almacén reversible (% vs Demanda)

0,15 0,08

Demanda (TWh) 250,85 250,85 250,85 250,85 250,85 250,85

Ratio de Producción Renovable no controlable entregada directamente a red vs demanda

69,96% 70,11% 72,78% 64,82% 64,52% 66,61%

Ratio de energía producida por Gran Hidráulica 6,54% 8,49% 8,37% 6,41% 8,35% 8,63%

Pérdidas electromecánicas en el almacén hidráulico (TWh) 1,82 2,37 2,33 1,79 2,33 2,40

Ratio de energía entregada por almacén reversible vs demanda 3,75% 3,05% 2,06% 1,57% 1,58% 1,14%

Pérdidas electromecánicas en el almacén reversible (TWh) 3,98 2,98 2,17 1,62 1,54 1,21

Ratio de Producción Renovable controlable vs demanda 19,74% 18,35% 16,78% 27,19% 25,55% 23,62%


La estrategia de operación definida en el capítulo 3 atribuye a las centrales hidroeléctricas

una tarea complementaria o compensatoria de las variaciones aleatorias de la generación

renovable de recurso no almacenable. Lo que implica que generalmente no exista una

relación directa entre la energía hidráulica potencial y la producida. De hecho, tal como se

muestra en la tabla anterior, la producción hidráulica de la primera propuesta durante los

años hidrológicos medio y lluvioso fueron similares: 21,3 TWh y 21,0 TWh respectivamente;

aun cuando el potencial hidrológico de esos mismos años es realmente distinto: 24,16 TWh

y 35,56 TWh respectivamente. Esto es a su vez consecuencia de un fuerte aumento en recurso

hídrico (36% por encima de la media) pero también de un aumento en recurso eólico (3,4%

superior), lo cual resta prioridad a la producción hidrológica reduciendo su producción. Por

el contrario, en el año medio el recurso eólico es ligeramente inferior a la media, lo cual supone

una mayor demanda de producción a las centrales hidroeléctricas.


Cap. 4 | 63

La figura 4.28 muestra la evolución de la potencia media horaria de la producción

hidráulica correspondiente a los años medio y lluvioso de la primera propuesta, mientras la

figura 4.29 muestra de forma correspondiente la evolución del nivel de almacenamiento

hidráulico. Tal como puede apreciarse existen muchos periodos de tiempo en ambos casos

en los que el nivel está a su nivel máximo, requiriendo frecuentes vertidos. Para el año lluvioso

este vertido corresponde con una producción potencial de 10 GWh mientras que en el año

medio es de 6,16 GWh. Estas evidentes ineficacias en el aprovechamiento de este recurso

están asociadas al mantenimiento de un margen de seguridad fundamental. De hecho, tal

como se puede observar durante cierta parte del año medio existe un aprovechamiento

mucho más notable y que reduce consecuentemente el nivel del almacén. Aunque la

reducción final no llega a límites peligrosos si se evidencia que de unas temporadas a otras las

variaciones pueden ser fuertes y deben ser cubiertas por estos grandes almacenamientos.

Figura 4.28 Potencia media horaria de las grandes centrales hidráulicas de la propuesta 1 (MW)

(a) Año hidráulico medio (b) Año hidráulico lluvioso



64 | Cap.4

Figura 4.29 Nivel energético normalizado del almacenamiento hidráulico de la propuesta 1

(a) Año hidráulico medio (b) Año hidráulico lluvioso

Tal como se ha visto de año en año cambiará tanto la demanda como el potencial

recurso renovable lo que provocará que el RPPR resultante sea también distinto. Pero

además, también será distinto cada año el ejercicio de compensación necesario que

realizan los generadores renovables controlables, por lo que también el RPPRequivalente será

diferente y no guardará relación con su correspondiente RPPR. La tabla 4.26 muestra para

cada año hidrológico anterior los resultados de RPPR y RPPRequivalente, donde es fácil

comprobar la citada falta de correlación. Este aspecto también se pone de manifiesto al

comparar la potencia instalada de generación renovable controlable y la potencia equivalente

resultante. No obstante, aunque las dos propuestas son en términos de potencia instalada

muy distintas, los niveles de RPPR resultan en general similares.

Tabla 4.26 Variación del RPPR en función del recurso hidrológico

Propuesta España-1 España-2

Recurso hidrológico Seco Medio Lluvioso Seco Medio Lluvioso

RPPR (Incluye el máximo potencial de biomasa y geotermia)

1,178 1,200 1,262 1,186 1,208 1,268

RPPR equivalente (Incluye únicamente la generación de biomasa y geotermia utilizada)

1,085 1,094 1,139 1,046 1,052 1,092

Potencia Ren. Controlable instalada (MW) 8,300 8,300 8,300 11,780 11,780 11,780

Potencia Ren. Controlable equivalente trabajando a Potencia Nominal (MW)

5,654 5,256 4,806 7,780 7,316 6,765



Cap. 4 | 65

4.5.5 Estudio comparativo con la propuesta de Greenpeace España

Greenpeace España en el año 2006 presentó un extenso informe, Renovables 2050, donde

estima los potenciales de explotación de distintas fuentes renovables en España [ORT 05].

Además, realiza también una estimación de la evolución de la demanda atribuyendo para el

año 2050 un valor de 280 TWh. En esta tesis y por motivos ya explicados se adoptó para ese

mismo año de referencia una cantidad inferior en torno a los 250 TWh. En su análisis,

Greenpeace España aventura una configuración de sistema eléctrico 100% renovable

atribuyendo potencias a las distintas tecnologías. El resultado de sus estudios se muestra

en la tabla 4.27, donde se ha dispuesto el techo de producción y la correspondiente

generación energética para cubrir la citada demanda de 280 TWh. Tal como puede

observarse, con una generación potencial de 500 TWh, el RPPR de esta propuesta sería de

1,78, claramente superior a las de esta tesis.

Tabla 4.27 Propuesta 100% renovable de Greenpeace (Demanda: 280 TWh)

Tecnología

Techo Potencia

(GW)

Techo generación

(TWh/año)

Horas

Equivalentes FC

Solar 100 270 31%

Solar termoeléctrica 55 198 3.600 41%

Solar fotovoltaica con seguidor 14 28 2.000 23%

Fotovoltaica integrada edificación 25 29 1.160 13%

Otras solares 6 15 2.500 29%

Eólica 44 101 26%

Eólica terrestre 28 69 2.464 28%

Eólica Marina 16 32 2.000 23%

Olas 8 30 3.750 43%

Biomasa 8 53 79%

Biomasa residual 6 41 6.833 78%

Cultivos energéticos 1 7 7.000 80%

Cultivos forestales de rotación rápida 0,4 3 7.500 86%

Monte bajo 0,3 2 6.667 76%

Hidráulica 19 38 23%

Gran hidráulica 17 31 1.824 21%

Minihidráulica 2 7 3.500 40%

Geotérmica EGS 1 8 8.000 91%

Total 180 500 32%

Fuente: [ORT 05]


66 | Cap.4

Con el fin de comparar este sistema eléctrico con las que se proponen en esta tesis y que

están asociadas a una demanda tope de 250 TWh, se ha requerido un proceso de escalado

para ambas. Este escalado ha estado condicionado por las limitaciones de la renovable

controlable lo que ha supuesto un aumento proporcionalmente mayor en la generación

renovable de recurso no almacenable. La tabla 4.28 muestra finalmente los distintos sistemas

propuestos, primero los ya conocidos para 250 TWh de demanda y luego los escalados para

280 TWh de demanda, junto con el de Greenpeace España. Tal como puede apreciarse, la

potencia total necesaria se ve incrementada en aproximadamente un 15%.

Tabla 4.28 Propuestas 100% Renovable (Demanda: 250 TWh y 280 TWh)

España 100%

renovable

Propuesta España-1 España-2 España-1 España-2 Greenpeace

Demanda (TWh) 250,85 280,00

Potencia Eólica Terrestre (MW) 59.000 50.330 70.000 60.000 27.500

Potencia Eólica Marina (MW) 3.600 3.600 3.600 3.600 16.500

Potencia Solar (MW) 33.500 27.450 39.000 31.000 100.500*

Potencia instalada Ren. Controlable** (MW) 8.300 11.800 10.400 13.900 8.400

Potencia instalada Minihidro (MW) 2.000 2.000 2.000 2.000 2.200

Volumen Almacenamiento Controlable (%) 0,15% 0,08% 0,15% 0,10% 0,13%

Potencia carga alm. reversibles (MW) 9.000 6.100 11.000 7.900 8.000

Potencia carga alm. reversibles (MW) 9.000 6.100 11.000 7.900 8.000

Volumen Almacenamiento Gran hidráulica (%) 7,1% 7,1% 7,1% 7,1% 7,1%

Potencia turbinas Gran Hidráulica (MW) 17.000 17.000 17.000 17.000 16.600

Olas (MW) 0,00 0,00 0,00 0,00 8.400

Potencia total (MW) 132.400 118.280 153.000 135.400 180.100

* 55 GW corresponden a las plantas termosolares provistas de almacenamiento

** Para calcular el recurso controlable necesario se debe calcular sus horas de funcionamiento a potencia nominal para obtener la producción deseada.


Las potencias requeridas en las propuestas de la tesis son apreciablemente inferiores a

la propuesta Greenpeace. Un 15% inferior es la primera propuesta y un 25% la segunda. Ya

en detalle, la distribución de la potencia instalada respecto a recursos aleatorios (sol y

viento), es muy diferente en las propuestas de ambas fuentes. El recurso más importante

para Greenpeace es el solar, 100 GW respecto de los 180 GW de su propuesta renovable

corresponde a estas tecnologías. En particular el 30% de la potencia total corresponde a


Cap. 4 | 67

centrales termosolares. Está elección ha sido debida a la opción de almacenamiento reversible

que ofrece esta tecnología, mitigando en gran medida sus problemas de aleatoriedad. Aunque

las propuestas de esta tesis también reconocen el importante papel de las tecnologías solares,

atribuyen más relevancia a la energía eólica por distintas razones ya presentadas con

anterioridad. Por otra parte, Greenpeace España vaticina una fuerte penetración de los parques

eólicos marinos, 17 GW, y que supone una importante diferencia frente a las propuestas de

esta tesis que apenas atribuyen 3,6 GW en total. En cambio, evalúa el recurso eólico marino

inferior al terrestre, lo cual no coincide con los datos facilitados por el Departamento del

Recurso Eólico de Acciona Energía.

Greenpeace España obvia en su propuesta la tecnología geotérmica de ciclo binario y

únicamente incluye 1 GW de la tecnología roca caliente. Esto introduce otra importante

diferencia respecto a las propuestas de esta tesis donde se consideran factibles niveles del

orden de 4 GW para la tecnología de ciclo binario [OCA 11]. Tampoco considera nuevas

instalaciones hidráulicas ni tampoco aumentos de potencia de las centrales hidroeléctricas

existentes. En este sentido el parecido con las propuestas propias es mayor, ya que en esta

tesis se propone un aumento del 20% en la potencia total de turbinado de las centrales

existentes. Y finalmente, otra diferencia notable entre propuestas es la producción a partir

de olas, atribuyendo una capacidad de 8 GW; y que sin embargo aquí no se contempla

todavía al considerarla en fase muy preliminar.

Para completar el análisis comparativo con la propuesta de Greenpeace España se

simularon mediante el modelo matemático tanto las nuevas propuestas escaladas a 280 TWh

como la de la citada organización. Para ello se asumió que la política de operación del

sistema eléctrico propuesta en esta tesis resultaba válida en todos los casos. Los niveles de

almacenamientos establecidos fueron los mostrados en la anterior tabla 4.27. Los principales

resultados de producción energética media se normalizaron para facilitar la comparación

entre propuestas, tabla 4.29. Y el primer comentario al respecto es que el mix propuesto

por Greenpeace, con un RPPR claramente superior, no resulto finalmente tan excesivo para

satisfacer la demanda. La diferencia relevante entre las propuestas de esta tesis y la de la

citada organización se encuentra en el mayor nivel de aprovechamiento de las tecnologías

solares. Esto conlleva a sistemas más ajustados y por lo tanto a menores niveles de RPPR

para satisfacer la demanda con igual garantía.


68 | Cap.4

Tabla 4.29 Aprovechamiento energético de las propuestas 100% renovable. Demanda: 280 TWh

Tecnología Aprovechamiento

España-1 Aprovechamiento

España-2 Greenpeace

España

Eólica terrestre 100,00% 100,00% 100%

Eólica terrestre 96,00% 99,00% 99%

Minihidraulica 87,00% 94,00% 96%

Solar 73,00% 86,00% 39%

RPPR equivalente 1,11 1,05 1,32


4.5.6 Análisis de sensibilidad

Los dos sistemas renovables propuestos han sido producto de una búsqueda multifactorial,

y que tenía por objetivo determinar soluciones de compromiso y factibles tecnológicamente.

Es decir, fueron resultado de múltiples análisis de sensibilidad algunos de los cuales por su

importancia se han incluido en este apartado. En resumen se han analizado las repercusiones

de, por ejemplo, un mayor o menor nivel de potencia en el almacenamiento reversible, o

en el sistema fotovoltaico e incluso una supuesta mayor penetración de la eólica offshore.

Influencia de los almacenamientos reversibles

Existen varias posibilidades de que en un futuro relativamente cercano algunas tecnologías

de almacenamiento reversible resulten económicamente viables y además disponibles a gran

escala. Por ejemplo, el almacenamiento que pueden ofrecer vehículos eléctricos, o sistemas

de baterías específicos, etc. Esta situación, aparentemente ventajosa, se analizó para determinar

las verdaderas influencias que pudieran verificarse en la operación del sistema.

El punto de partida para este análisis es el definido para la primera propuesta: 9 GW de

potencia de carga y descarga y 0,15% de capacidad respecto a la demanda. A partir de este

punto, considerado mínimo, se ha ido incrementando la potencia en intervalos de 1 GW

hasta llegar a los 15 GW. Aumentando en igual proporción también la capacidad energética

del sistema de almacenamiento reversible. Este aumento de almacenamiento permite

reducir la potencia instalada en otras tecnologías, ya que se verificará una tasa de pérdidas

menor. Para compensar y equilibrar la propuesta en cada nuevo punto, se decidió reducir

proporcionalmente la potencia solar por ser la de menor prioridad de entre las renovables

aleatorias. La figura 4.30 muestra los resultados del análisis donde se aprecia claramente como

a mayor potencia y almacén se reducen pérdidas y producción solar pero aumentan


Cap. 4 | 69

significativamente las contribuciones de renovable controlable. Otro aspecto que se refleja

también es el paulatino aumento en el aprovechamiento solar, debido, lógicamente, a una

reducción de las pérdidas (tabla 4.30). Las cuales como se vio antes, afectan sobre todo a

esta producción al tener el menor grado de prioridad. Sin embargo, este aumento en la

eficacia de aprovechamiento solar no conlleva un aumento global suficiente y es la razón de

que sea la producción controlable la que tenga que compensar, aumentando con ello

su producción.

Otro aspecto que se observa gráficamente mejor es el hecho de que llega un momento a

partir del cual mayores aumentos en el almacenamiento ya no conllevan mejoras en

eficacia significativas. En cualquier caso, se ha visto que un aumento del almacenamiento

por encima del óptimo puede conllevar menores necesidades energéticas. En este estudio

la reducción se ha aplicado a la producción solar pero podría haberse hecho lo mismo con

eólica o con ambas al mismo tiempo. Cualquier decisión en este sentido quedará ligada a

valoraciones económicas complementarias.

Figura 4.30 Sensibilidad respecto al almacenamiento reversible


70 | Cap.4

Tabla 4.30 Variación del aprovechamiento solar respecto al almacenamiento reversible

Pot Alm Rev (Gw)

Cap. Alm. Rev. vs Demanda %

Pot. Solar (GW)

Pot. Contr. Equivalente (GW)

RPPR equivalente

Aprovechamiento Solar %

9 0,15 33,5 5,25 1,094 77

10 0,17 27,4 5,79 1,069 83

11 0,18 24,0 6,20 1,059 86

12 0,20 21,6 6,50 1,053 89

13 0,22 19,7 6,76 1,048 90

14 0,23 18,8 6,89 1,046 91

15 0,25 18,3 6,97 1,046 91


Influencia de una gran penetración de plantas fotovoltaicas

Tal como se comentó en apartados anteriores, las instalaciones para autoconsumo,

mayoritariamente solares, podrían llegar a extenderse masivamente por el territorio español.

Estas pequeñas instalaciones fotovoltaicas pueden llegar a ofrecer en suma una producción

potencial muy grande y por esta razón se decidió analizar el impacto que esto podría tener.

Para ello, se utilizó como punto de partida la segunda propuesta de la tesis, con 27,5 GW de

potencia solar para ir incrementando la potencia en bloques de 2,5 GW hasta 60 GW (techo

de generación preestablecido).

Del análisis realizado se desprenden algunas conclusiones interesantes. La primera es

que un aumento en potencia solar no permite reducir la potencia de la generación controlable;

debido a su producción localizada en unas horas del día únicamente. Sin embargo, este

aumento de producción renovable solar sí provoca una reducción de la producción de la

generación controlable aunque sea a base de producir muchas pérdidas irreversibles. La

figura 4.31.a muestra estos resultados con claridad donde se aprecia cómo aunque la potencia

solar aumenta fuertemente no sucede así con su producción. El fuerte aumento en pérdidas

se aprecia especialmente en las figuras 4.31.b y 4.31.c donde se muestra la evolución de las

pérdidas irreversibles a lo largo de un año en la situación base y final del estudio de sensibilidad.

Estas pérdidas irreversibles significan necesidad de parar generación, y especialmente la

propia fotovoltaica de acuerdo al criterio de parada propuesto en esta tesis, lo que reduciría

notablemente la rentabilidad de muchas instalaciones de autoconsumo. Como puede

entenderse, sin ninguna otra acción preventiva de coordinación, un aumento de este tipo

de generación sólo lleva a problemas de sobreproducción localizada en unas horas del día.

Lógicamente, para tratar de evitar este tipo de problemas la solución comenzaría en primer

lugar con la utilización de mayores almacenamientos energéticos. Sin embargo, sólo con

eso no se reduce el problema ya que el aumento de potencia fotovoltaica eleva de forma


Cap. 4 | 71

importante el nivel de RPPR, aunque de forma poco eficiente como se ha visto. Para evitar

niveles absurdos de sobredimensionamiento es necesario reducir el fomento de alguna otra

generación renovable si este tipo de instalación solar se augura con un alto potencial. Las

figuras 4.32.a y 4.32.b muestran un nuevo análisis de penetración masiva fotovoltaica donde

se reduce proporcionalmente la producción eólica para mantener constante el nivel de

RPPR, en este ejemplo a un valor de 1,208. Como puede apreciarse, aunque aumenta de

forma importante el nivel de almacenamiento reversible y su potencia, las pérdidas

irreversibles son ahora mucho menores, lo que también se pone de manifiesto por los altos

niveles de aprovechamiento de la potencia solar y eólica. Esta problemática tiene

probablemente muchas más cuestiones que deben analizarse y resolverse. En este apartado

sólo se muestran algunas consecuencias y se atisban soluciones pero se entiende que

requiere más trabajo que quedará como línea futura. No obstante, de resultar acertado el

anterior planteamiento para admitir grandes niveles de producción proveniente del

autoconsumo, será necesario completar la citada estrategia de coordinación con una

reglamentación acorde. Dicha normativa entre otras cuestiones debiera repercutir sobre

los beneficiarios de este tipo de producción las mayores necesidades de almacenamiento

que este planteamiento parece requerir. Cabrían varias fórmulas, desde simplemente

económicas destinadas al pago de dicho almacenamiento hasta incluso recomendaciones de

instalación de almacenamientos locales, los cuales podrían o no participar de la gestión

global. En este sentido también se prevén muchas posibilidades que requieren un detallado

análisis y que quedaría fuera del alcance de esta tesis.

Figura 4.31 Sensibilidad de la generación controlable respecto a la penetración fotovoltaica

(a) Producción real fotovoltaica, Producción Controlable, Pérdidas irreversibles


72 | Cap.4

(b) Pérdidas irreversibles. Potencia solar: 27,5 GW (c) Pérdidas irreversibles. Potencia solar: 60 GW


Figura 4.32 Sensibilidad de la generación eólica respecto a la penetración fotovoltaica

(a) Producción y aprovechamiento solar y eólica. Perdidas irreversibles

(b) Capacidad y potencia del almacén reversible

Fuente: Elaboración Propia


Cap. 4 | 73

Influencia de una gran penetración eólica marina

La penetración de la tecnología eólica marina está siendo en España muy lenta, y de

algún modo de acuerdo a los planes del PER2011-2020, que únicamente prevé una

potencia instalada de 22 MW para el año 2015 y 750 MW para el año 2020. Sin embargo,

en otros países como Inglaterra y Dinamarca la penetración es mucho mayor y por ello se

considera interesante conocer la posible influencia de una mayor producción de esta

tecnología. En éste análisis se estudia la repercusión en la potencia eólica terrestre, ante

una mayor penetración de potencia eólica marina. Para ello se ha partido de la primera

propuesta 100% renovable (3,6 GW marinos y 59 GW terrestres) y se ha incrementado la

potencia marina en intervalos de 2 GW hasta llegar a 30 GW. El resultado se muestra en la

figura 4.33.

Figura 4.33 Sensibilidad ante una mayor penetración de plantas eólicas marinas


Tal y como se aprecia en la figura, con una potencia de 30 GW es suficiente una potencia

instalada eólica terrestre de 22,4 GW para alcanzar un suministro 100% renovable, dato

que coincide plenamente con la potencia terrestre actualmente instalada. Esto es consecuencia

del mayor número de horas de producción de los parques eólicos marinos, que de media

ofrecen niveles de hasta 3800 horas/año frente a los 2100 horas/año de la terrestre. Estos

datos han sido obtenidos de mediciones realizadas por el Departamento de Recurso Eólico

de Acciona Energía en emplazamientos concretos de Galicia y Cádiz. Evidentemente, poder

aprovechar el recurso eólico marino resulta del máximo interés. Pero por razones de tipo

económico ya comentadas, todavía existen muchas dificultades que deben resolverse para

poder considerar de forma realista niveles de penetración eólica marina tan altos como los

presentados en este análisis de sensibilidad.


74 | Cap.4

4.5.7 Contribución del sistema de gestión de la demanda

En este apartado se analizan las posibles ventajas que aportaría la implementación de una

estrategia de control de la demanda como la desarrollada en el capítulo 3. A priori, el primer

efecto esperado podría ser la reducción del tamaño del almacenamiento reversible y un

descenso en el aporte de la generación controlable en beneficio de la generación aleatoria.

Es decir, reducir las pérdidas irreversibles consiguiendo un mayor aprovechamiento del recurso

eólico y solar para servir a la demanda. Una reducción de la generación controlable resulta

siempre apropiada por el alto coste y la limitación que en general tiene su recurso primario.

Tal y como se mostró en el capítulo anterior, el máximo porcentaje de la demanda que

aparentemente podría llegar a controlarse se estableció sin demasiado criterio en el 30%.

Aun cuando este nivel ya está muy lejos de posibilidades actuales e incluso futuras, se realizó

un ejercicio mucho más arriesgado con el objetivo de determinar de forma teórica las

posibilidades finales absolutas de estas estrategias, extendiendo el margen de controlabilidad

hasta un 60%. Más aún, el reparto intradiario se estudió tanto en bloques de una hora,

situación ideal, como en bloques de 6 horas, quizá más realista en cualquier caso.

El primer análisis se ha realizado sobre el sistema correspondiente a la primera propuesta

de esta tesis. Y los resultados se muestran en la figura 4.34, donde se cuantifica la producción

de renovable controlable, promedio de los 10 años de estudio, en función del grado de

control de la demanda dependiendo del tamaño del bloque. Resulta evidente que conforme

mayor sea la frecuencia de gestión de la carga, y mayor el porcentaje disponible mayores

son también las reducciones de producción renovable controlable. No obstante, se observa

ya en este primer análisis una tendencia asintótica a partir de un codo según sea la

frecuencia de gestión. Es decir, para intervalos de gestión de 6 horas, controlar la carga más

allá del 20% no ofrece grandes cambios. Mientras que en el caso de la gestión horaria hay

beneficio apreciable incluso por debajo del 45% de control de la demanda. En cualquier

caso, el beneficio real obtenido parece sustancialmente bajo para el extraordinario y

complejo sistema de control que sería necesario implementar.


Cap. 4 | 75

Figura 4.34 Producción renovable controlable en función del grado de gestión de la demanda


Este análisis se realizó también con la segunda propuesta de esta tesis, aunque en este

caso se utilizó una frecuencia horaria de gestión, dado que es la que ofrece resultados

apreciables. El resultado se muestra en la figura 4.35, donde se aprecia porcentualmente la

reducción de renovable controlable de las dos propuestas según se eleva el porcentaje de

demanda controlada. Nuevamente se encuentra una tendencia de tipo asintótico a partir

de un codo. En este caso, el análisis revelaría que pasar del 30% no resulta de interés alguno.

En cualquier caso, tal como puede observarse la primera propuesta ofrece mejores

oportunidades que la segunda, consecuencia de su mayor porcentaje de producción aleatoria.

Debido a que ésta es la beneficiaria directa de las estrategias de gestión de la demanda.

Figura 4.35 Reducción porcentual de la producción renovable controlable en función del grado de gestión de la demanda para las dos propuestas



76 | Cap.4

Se realizó un segundo grupo de ensayos cuyos resultados fueron todavía menos

relevantes que los mostrados. Consistía en evaluar para cada propuesta e incluso variantes

cercanas de las mismas, el efecto reductor que las técnicas de gestión de demanda podían

tener sobre el sistema de almacenamiento reversible crítico. Una reducción apreciable en

estos almacenamientos podría suponer importantes ahorros económicos dada el gran coste

que estos sistema suelen tener. Sin embargo, los resultados mostraban reducciones ínfimas

y poco correlacionadas con el nivel de carga gestionada. Por ello, desde este otro punto de

vista no se pudieron obtener conclusiones claras acerca de la recomendación o no de estas

técnicas de control.

Como resumen general, en determinados casos la reducción de la generación controlable

en beneficio de la generación aleatoria puede ser considerable, un 4% en la primera propuesta

aplicando un porcentaje de movilidad de la demanda del 30%. Sin embargo, la complejidad

del control que todo esto supondría, incluido el proceso de concienciación social para

participar en estos programas, se considera tan intenso que resulta mucho más ventajoso

dirigir esos esfuerzos a otras estrategias mucho más concretas y eficaces como pueden ser

las medidas de eficiencia energética [ITC 09].

4.5.8 Resumen de las propuestas de sistemas 100% renovable

A continuación se muestra de nuevo la tabla 4.22 con las propuestas de sistemas 100%

renovables junto con la configuración del sistema actual. Tras su detallado análisis se puede

concluir que técnicamente ofrecen buenas perspectivas para una operación segura y

garantizada del suministro energético de la demanda. Estos sistemas serán en el siguiente

capítulo objeto de un minucioso análisis económico con el fin de ofrecer una validación en

ese sentido también.


Cap. 4 | 77

Tabla 4.22 Producción de las propuestas 100% renovables

Tecnología

100% renovable

Mix actual Propuesta 1 Propuesta 2

Prod GWh Prod GWh Prod GWh

Eólica terrestre 118.899 102.773 41.661

Eólica marina 13.957 14.190 0

Solar 45.908 42.218 9.598

Residuos urbanos 0 0 1.200

Controlable 46.017 64.091 4.336

Gran Hidráulica 21.304 20.959 25.703

Bombeo Puro 7.649 3.969 1.947

Minihidráulica 7.748 8.163 5.155

Nuclear 0 0 57.670

Ciclo combinado 0 0 50.619

Central de carbón 0 0 32.990

Cogeneración 0 0 30.403

Consumos en generación NA NA -7.186

Consumos en bombeo -10.631 -5.512 -3.245

Total 250.851 250.851 250.851


A modo de ejercicio final, la tabla 4.31 muestra un ejemplo de distribución porcentual

de las potencias renovables de las diversas fuentes en las distintas comunidades de España.

El criterio seguido para el reparto ha sido la disponibilidad de los diferentes recursos según

los datos facilitados por Acciona Energía. Valores que están en relativa sintonía con los

ofrecidos por Greenpeace España o por el IDAE [ORT 05][CAB 11][OCA 11]. La comunidad

que dispone de mayor recurso es Andalucía ya que ofrece un gran potencial en todas las

tecnologías. Le sigue Castilla-León y Castilla-La Mancha con un importante potencial renovable

también en todas menos en eólica marina. La Comunidad de Madrid, muy densa en grandes

poblaciones y con grandes consumos, ofrece una excelente oportunidad de aprovechar

mucha superficie de tejados en captación solar fotovoltaica. De hecho, este sencillo concepto

es de aplicación y recomendable en cualquier caso a cualquier población con abundante

recurso solar.


78 | Cap.4

Tabla 4.31 Producción por comunidades

Comunidad Eólica terrestre Eólica marina Solar Biomasa

Castilla León 17% 0% 19% 27%

Castilla La Mancha 19% 0% 20% 15%

Galicia 15% 50% 0% 5%

Andalucía 14% 50% 20% 16%

Extremadura 6% 0% 12% 7%

Aragón 9% 0% 8% 10%

Cataluña 3% 0% 4% 6%

Navarra 5% 0% 2% 3%

Asturias 2% 0% 0% 2%

Cantabria 2% 0% 0% 1%

País Vasco 1% 0% 0% 1%

Madrid 0% 0% 3% 1%

Murcia 1% 0% 4% 2%

Valencia 5% 0% 7% 3%

La Rioja 1% 0% 1% 1

Total 100% 100% 100% 100%

4.6 Transición garantizada hacia un suministro eléctrico 100% renovable

La transición garantizada hacia un sistema eléctrico basado únicamente en renovables

requiere una cuidadosa planificación para el apagado paulatino de los sistemas de generación

no renovable conforme la citada generación renovable puede asumir el déficit [ALO 11]

[EEA 11]. Esto no sólo implica disponer de generadores renovables conectados a la red en

cantidad suficiente, sino también haber adaptado convenientemente las estrategias de

operación. Bien siguiendo los fundamentos y métodos que esta tesis defiende o bajo otros

equivalentes, pero que aseguren la correcta operación y de este modo se garantice el

suministro a la demanda.

El proceso de apagado afectará de forma distinta según sea generación base o controlable

[ALO 10-2]. El proceso de apagado de la generación nuclear y de carbón, a falta de

estímulos políticos o sociales diferentes, seguirá una trayectoria natural asociada con el

cumplimiento del final de vida de cada instalación. Proceso cuya duración es relativamente

incierta, si se tienen en cuenta las ampliaciones de vida que muchas de estas instalaciones

han disfrutado en numerosas ocasiones. Sin embargo, muchas instalaciones de ciclo


Cap. 4 | 79

combinado son relativamente recientes por lo que su apagado muy probablemente no

tenga que ver con el cumplimiento de su vida útil. De hecho, y tal como se mostrará,

resultará de ayuda extender su operación casi hasta el final, cuando ya la generación

renovable sea capaz de asumir toda la responsabilidad del servicio. En esta etapa final su

producción será realmente baja y esporádica, ya que su cometido será fundamentalmente

cubrir las carencias de un sistema renovable todavía incompleto. Lógicamente, todo este

proceso debe estar acompañado de las adecuadas políticas retributivas.

En este apartado se muestra una propuesta de transición que no tiene en cuenta su

dimensión temporal. Es decir, se centra en las cantidades que en cada situación coexistirán

y en las posibles repercusiones y características que se podrán verificar. No resulta de

momento importante cuando se va verificar cada situación, ya que todo eso dependería de

un hipotético plan energético que entre otras cuestiones estableciera un calendario de

sustituciones por nuevas instalaciones renovables.

4.6.1 Estrategia de transición

Evidentemente el punto de partida es el sistema eléctrico actual, y el punto final son las

dos propuestas que se presentaron en el anterior apartado. Dos trayectorias similares en

muchos aspectos y que se han detallado en etapas tal como se muestra en las tablas 4.32 y

4.33 en función del RPPR. Esta tabla establece cada nueva situación de producción renovable

en coexistencia con un nivel determinado de producción base y controlable no renovable.

Este programa conjunto así planteado ofrece un funcionamiento garantizado, aunque

lógicamente serían admisibles muchas otras situaciones de coexistencia siempre y cuando

técnicamente y económicamente resulten aceptables.


80 | Cap.4

Tabla 4.32 Etapas de análisis en el proceso de transición para la Propuesta 1

RPPR 0,35 0,45 0,54 0,63 0,73 0,82 0,92 1,01 1,11 1,20

Capacidad Gran Hidráulica (% vs Demanda) 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10

Potencia Gran Hidráulica (GW) 14,81 15,06 15,30 15,54 15,79 16,03 16,27 16,51 16,76 17,00

Potencia Eólica Terrestre (GW) 20,06 24,38 28,71 33,04 37,37 41,69 4,33 8,65 12,98 59,00

Potencia Solar (GW) 4,14 7,40 10,66 13,93 17,19 20,45 23,71 26,98 30,24 33,50

Potencia eólica marina Trafalgar (GW) 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,60 1,80

Potencia eólica marina Galicia (GW) 0,00 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80 1,00 1,20 1,40 1,80

Potencia Renovable Controlable (GW) 0,71 1,55 2,40 3,24 4,08 4,93 5,77 6,61 7,46 8,30

Potencia Minihidráulica (GW) 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98

Curva de Almacenamiento Optimo (% vs Demanda) 0,03 0,03 0,03 0,12 0,18 0,40 1,20 0,39 0,19 0,15

Volumen del Almacenamiento Reversible en la transición (%vs Demanda) 0,03 0,03 0,03 0,05 0,18 0,08 0,10 0,12 0,13 0,15

Curva de Potencia Optima (GW) 2,75 2,75 4,90 8,20 12,80 0,08 20,90 11,80 9,40 9,00

Potencia del Almacenamiento Reversible en la transición (GW) 2,75 2,75 3,53 4,31 5,09 5,88 6,66 7,44 8,22 9,00


Tabla 4.33 Etapas de análisis en el proceso de transición para la Propuesta 2

RPPR 0,35 0,45 0,54 0,64 0,73 0,83 0,92 1,02 1,11 1,21

Capacidad Gran Hidráulica (% vs Demanda) 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10 7,10

Potencia Gran Hidráulica (GW) 14,81 15,06 15,30 15,54 15,79 16,03 16,27 16,51 16,76 17,00

Potencia Eólica Terrestre (GW) 20,06 23,42 26,78 30,15 33,51 36,88 40,24 43,60 46,97 50,33

Potencia Solar (GW) 4,14 6,73 9,32 11,91 14,50 17,09 19,68 22,27 24,86 27,45

Potencia eólica marina Trafalgar (GW) 0,00 0,20 0,41 0,61 0,81 1,02 1,22 1,42 1,63 1,83

Potenica eólica marina Galicia (GW) 0,00 0,20 0,41 0,61 0,81 1,02 1,22 1,42 1,63 1,83

Potenica Renovable Controlable (GW) 0,71 1,94 3,17 4,40 5,63 6,86 8,09 9,32 10,55 11,78

Potencia Minihidráulica (GW) 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98

Curva de Almacenamiento Optimo (% vs Demanda) 0,03 0,03 0,04 0,10 0,20 1,45 1,16 0,17 0,10 0,08

Volumen del Almacenamiento Reversible en la transición (%vs Demanda) 0,03 0,03 0,03 0,04 0,04 0,05 0,06 0,07 0,07 0,08

Curva de Potencia Optima (GW) 2,75 2,75 3,90 7,00 10,20 13,80 17,80 7,50 6,80 6,10

Potencia del Almacenamiento Reversible en la transición (GW) 2,75 2,75 3,17 3,59 4,01 4,43 4,84 5,26 5,68 6,10



Cap. 4 | 81

Las figuras 4.36 y 4.37 muestran los recorridos de las transiciones para cada propuesta

sobre las correspondientes curvas de almacenamiento y potencia críticas. Una forma sencilla

de visualizar el proceso atendiendo sobre todo al punto final deseado en cada caso.

Lógicamente, durante todo el proceso de transición existirá déficit renovable y de

almacenamiento y tan sólo al final se podrá considerar alcanzadas las condiciones necesarias.

Figura 4.36 Trayectoria de Transición para la Propuesta-1

(a) Almacenamiento crítico (b) Potencia crítica


Figura 4.37 Trayectoria de Transición para la Propuesta-2

(a) Almacenamiento crítico (b) Potencia crítica



82 | Cap.4

Cobertura de la demanda

Las figuras 4.38 y 4.39 muestran el origen de la cobertura de la demanda resultante en

cada etapa del proceso de transición para las propuestas 1 y 2 respectivamente. En ambos

casos la secuencia resultante de la desactivación de la generación no renovable es similar.

De hecho, la generación base sigue un programa fijo mientras que la controlable depende

de la penetración renovable. Este asunto se estudia en detalle a continuación.

Figura 4.38 Cobertura energética de la demanda. Propuesta 1 (TWh)


Figura 4.39 Cobertura energética de la demanda. Propuesta 2 (TWh)



Cap. 4 | 83

Apagado de la generación no renovable

La figura 4.40 muestra para cada propuesta la secuencia de desactivación de la generación

no renovable. Puesto que las plantas no renovables no controlables trabajan normalmente

a potencias apreciablemente inferiores a la nominal (especialmente las plantas de carbón), se

ha considerado su nivel de potencia como aquel que sea capaz de generar la producción

real suponiendo que trabajan continuamente a potencia nominal. Tal como se había

indicado, la generación no renovable no controlable se ha planteado con un proceso de

apagado fijo en ambos casos y que acaba con su total extinción para un RPPR de 1,2; mientras

la generación controlable resulta levemente distinta en cada propuesta. Tal como puede

apreciarse, incluso con valores de RPPR próximos a la unidad la cobertura garantizada de la

demanda obliga a mantener niveles de potencia muy elevados en ésta última. Todo ello, tal

como se avanzó antes, consecuencia de la necesidad de cubrir ciertos momentos a lo largo

del año donde la producción renovable todavía no garantiza su producción. Por ello, la

primera propuesta siempre es la que más demanda de potencia requiere al mantener un

mayor porcentaje de renovable aleatoria durante toda la transición.

Figura 4.40 Potencia no renovable durante la transición


Las figuras 4.41 y 4.42 muestran la evolución de la potencia total instalada en función

del RPPR para cada una de las dos propuestas. Tal como puede observarse, debido a lo

comentado antes, para valores de RPPR cercanos a la unidad se verifican niveles de

sobrepotencia instalada importantes. Lógicamente, el nivel total caerá al definitivo una vez

se ha pasado cierto umbral donde ya es la generación renovable responsable total de la

cobertura de la demanda. En este sentido apenas son apreciables las diferencias asociadas

a las condiciones que establecen en la transición cada una de las propuestas.


84 | Cap.4

Figura 4.41 Potencia total instalada durante la transición. Propuesta 1


Figura 4.42 Potencia total instalada durante la transición. Propuesta-2


Caracterización de las pérdidas irreversibles

Las pérdidas irreversibles en el sistema de generación renovable comenzarán a producirse

llegado un cierto nivel mínimo de generación. Y para mostrar que la transición propuesta es

realmente adecuada en este sentido se ha realizado un ejercicio que consiste en comparar

la misma respecto a una transición teórica que hubiera disfrutado en todo momento del nivel

de almacenamiento crítico. Por supuesto que esta trayectoria es absurda, ya que supondría

disponer de niveles exagerados de almacén que dejarán de utilizarse conforme el RPPR se

aproxima a su valor final. Sin embargo, esta hipotética trayectoria por la curva crítica sin duda


Cap. 4 | 85

ofrecerá el mejor camino posible y la menor tasa de pérdidas irreversibles. El resultado de

esta comparación se muestra en la figura 4.43. Allí se han trazado las curvas resultantes de

generación no renovable y pérdidas irreversibles tanto para la transición propuesta como

para el recorrido sobre la curva crítica. Tal como puede observarse, las pérdidas son

lógicamente mayores para la transición propuesta, y también es mayor la energía necesaria

de la generación no renovable. Sin embargo, curiosamente ambas cantidades no resultan

especialmente alarmantes si se toman como referencia las cantidades finales correspondientes.

Todo este ejercicio tenía como único objetivo mostrar que la propuesta de transición

coordinada de esta tesis ofrece también en este sentido buenos resultados.

Figura 4.43 Pérdidas irreversibles y generación no renovable durante la transición. Propuesta 1


Reconversiones tecnológicas

Una forma técnica y económicamente defendible de caminar hacia un sistema 100%

renovable es tratar de reconvertir generación térmica o de ciclo combinado en generación

renovable utilizando como combustible derivados de la biomasa. Existen varias opciones

interesantes aunque quizá la más evidente sea la de utilizar gas procedente de biomasa

para alimentar centrales térmicas de ciclo combinado. Otra opción es utilizar biodiesel,

como en la planta de carbón de Mt. Poso (44 MW) ubicada en California y que tras su

reconversión en febrero del 2012 comenzó a generar utilizando el citado recurso [BUS 12].

Otra opción podría ser también reconvertir plantas térmicas de carbón para quemar

residuos forestales, etc. En cualquier caso, al ser plantas generadoras de gran potencia, mayor

de 400 MW en muchas ocasiones, normalmente requieren grandes cantidades de biomasa

generalmente superior al potencial de la región. Por ello, puede darse el caso de que la

necesaria logística de transporte de biomasa llegue incluso a desaconsejar la operación. Sin

embargo, en esas otras ocasiones donde sí resulte factible lo sensato sin duda será

considerar esta opción.


86 | Cap.4

Otro sector interesante para la reconversión son los sistemas de cogeneración, los

cuales en muchas ocasiones no superan los 50 MW. La logística de la biomasa puede resultar

mucho más sencilla y económicamente viable en muchas más ocasiones. Actualmente

existen en España plantas de cogeneración alimentadas por gas natural del orden de 6 GW.

De éstas, lo recomendable sería fomentar la reconversión en primer lugar de aquellas cuyo

proceso industrial asociado ofrezca cierto grado de controlabilidad en la generación eléctrica.

4.6.2 Desactivación temprana de centrales de carbón y nucleares

Hasta ahora el proceso de desactivación de la generación no renovable base ha seguido

una trayectoria fija hasta su extinción cuando el RPPR llegaba a 1,2 aproximadamente. Sin

embargo, resulta importante analizar el caso de una desconexión temprana, por ejemplo

para un RPPR de 0,8; y estudiar las implicaciones que esto podría tener. La cobertura de la

demanda para esta nueva situación se muestra en la figura 4.44.

Figura 4.44 Cobertura de la demanda con desconexión temprana de potencia base. Propuesta 1


Comparando la cobertura de la demanda durante la transición para el caso inicial, figura

4.41, respecto a la anterior, figura 4.44, se comprueba que el déficit energético en este

segundo caso es suplido en primer lugar por generación renovable aleatoria, siguiendo después

los almacenamientos, fuentes renovables controlables y finalmente generación no renovable

controlable. De hecho, el mayor incremento de la producción renovable directa a red se da

para valores de RPPR de entre 0,8 y 0,9; con diferencias de hasta el 4%. Además, se verifica

una mayor aportación energética tanto de la producción no renovable controlable como de


Cap. 4 | 87

su potencia necesaria para hacer frente a las situaciones de muy bajo potencial renovable,

que hasta ahora eran parcialmente cubiertas por la potencia base. La figura 4.45 muestra

para la primera propuesta la evolución de la potencia necesaria no renovable controlable

tanto en el proceso de apagado anterior como en el acelerado. Poniendo de manifiesto que

resulta imprescindible coordinar los procesos de apagado de la generación no renovable

con respecto a la instalación de nueva potencia renovable. No tendría sentido tener que

instalar nuevos ciclos combinados o equivalentes cuando ya se está en niveles de penetración

renovable casi totales. Sin embargo, si se diese la hipotética situación de requerirse con

cierta urgencia un plan acelerado de apagado, similar a lo acaecido en Alemania tras el

último accidente nuclear de Fukushima, habría que condicionarlo a la disponibilidad de

nuevas soluciones, por ejemplo, tratando de convertir en controlable el máximo posible de

centrales de cogeneración, de biomasa (las actuales trabajan como potencia base no

controlable apenas), etc.

Figura 4.45 Potencia no renovable. Propuesta 1. Apagado base: lineal ó acelerado


En la figura 4.46 se muestra una comparativa de pérdidas y de producción no renovable

para la primera propuesta tanto con el apagado progresivo como acelerado. Tal como

puede observarse, las pérdidas irreversibles son mayores en aquellos sistemas con una

desactivación progresiva de las centrales de base respecto a las que se producen en un

proceso acelerado. Consecuencia del mayor aprovechamiento de la producción renovable

aleatoria al aumentar la producción entregada directamente a red. También se aprecia un

importante aumento de la energía producida por las centrales no renovables controlables.

De hecho, para un RPPR de 0,82 la diferencia es máxima verificando hasta 32 TWh más que

con la primera opción.


88 | Cap.4

Figura 4.46 Pérdidas irreversibles y generación no renovable durante la transición. Propuesta 1. Apagado base: lineal ó acelerado


En definitiva, desde el punto de vista energético y siempre condicionado a una

disponibilidad en potencia suficiente resulta más beneficioso una desactivación acelerada

que progresiva de las centrales no renovables de base. Las razones son claras, si la generación

aportada por las centrales no renovables de base se puede sustituir por generación renovable,

significa un avance más rápido hacia un sistema eléctrico 100% renovable.

4.6.3 Adecuación del PER 2011-2020 a la trayectoria de transición

La tabla 4.34 muestra el Plan de Energías Renovables 2011-2020, diseñado por IDAE y

aprobado el 11 de noviembre del 2011 [PER 10]. Este plan ha sido sometido a una evaluación

con el fin de determinar el grado de alineamiento con una política final de suministro total

renovable. Los resultados de este análisis serían los siguientes:

- El punto más crítico es la aparente falta de un objetivo concreto a largo plazo. Por

una parte, la previsión de la potencia instalada en instalaciones de bombeo en el

año 2020 crece considerablemente, llegando prácticamente a 9 GW, lo cual

encajaría con las necesidades de la primera propuesta de esta tesis. La previsión

para la potencia eólica en el año 2020 es de un 60% respecto a la requerida para

alcanzar la primera propuesta y la solar un 35%. Estos porcentajes serían

suficientemente importantes para poder considerar que el nuevo Plan de Energías

Renovables está realmente orientado a alcanzar un muy alto porcentaje de

suministro eléctrico con fuentes renovables, hasta incluso el 100%. Sin embargo, la

previsión de la potencia instalada para el 2020 en biomasa y geotermia, sin ninguna


Cap. 4 | 89

definición concreta respecto de las características tecnologías de operación

necesarias, es muy pobre y de tan sólo 1,75 GW. Muy lejos de las necesarias

cantidades para un sistema 100% renovable tal como se ha demostrado en esta

tesis. De hecho, únicamente estima 50 MW instalados en una tecnología tan

importante como la geotermia. Lógicamente, esta diferencia de ritmos de

penetración de tecnologías renovables ponen en cuestión si realmente existe un

objetivo claro al margen de cumplir con compromisos de política energética y

medioambiental europea.

- Si bien la previsión de la penetración eólica terrestre es muy significativa,

aproximadamente 7 GW en el periodo 2010-2015 y otros 7 GW en el periodo 2015-

2020, la realidad es que siguiendo la progresión de estos últimos años difícilmente

se podrán alcanzar tales previsiones [REE 11]. Esto pone de manifiesto que los

planes a medio-largo plazo tampoco necesariamente se cumplirán, alejándose en

el tiempo la posibilidad de un sistema renovable en fechas de referencia como la

del año 2050.

- Aunque el Real Decreto 1699/2011 aprobado en noviembre del año 2011,

promovía las instalaciones eléctricas de pequeña potencia, en concreto instalaciones

fotovoltaicas instaladas en edificios, la oposición a este decreto por parte de las

grandes compañías distribuidoras y la supresión de los incentivos económicos para

nuevas instalaciones renovables aprobada en el Real Decreto 1/2012 ha llevado a

ralentizar extraordinariamente la penetración de la potencia fotovoltaica. Si en el

futuro próximo prevaleciera el criterio del acercamiento de la generación a la

demanda y de la simplicidad de la instalación, la penetración de la tecnología

fotovoltaica en edificaciones podría aumentar apreciablemente, permitiendo alcanzar

fácilmente el objetivo de 7,25 GW en el 2020.


90 | Cap.4

Tabla 4.34 Plan de Energías Renovables 2011-2020

2010 2015 2020

MW GWh MW GWh MW GWh

Hidroeléctrica (sin bombeo) 13.226 42.225

13.548 32.538

13.861 33.140

<1MW (sin bombeo) 242 802 253 772 268 843 1MW – 10MW (sin bombeo) 11.304 35.981 11.531 26.784 11.676 26.548

>10MW (sin bombeo) 5.347 3.106 6.312 6.592 8.811 8.457

Hidroeléctrica por bombeo 5.347 3.106 6.312 6.592 8.811 8.457

Geotérmica 0 0 0 0 50 50

Solar fotovoltaica 3.787 6.279

5.416 9.060

7.250 12.356

Solar termoeléctrica 632 691 3.001 8.287 4.800 14.379

Energía hidroeléctrica, del oleaje

0 0 0 0 100 220

Eólica en tierra 20.744 43.708

27.847 55.708

35.000 71.640

Eólica marina 0 0 22 66 750 1.845

Biomasa, residuos, biogás 825 4.228

1.162 7.143

1.950 12.200 Biomasa sólida 533 2.820 817 4.903 1.350 8.100

Residuos 115 663 125 938 200 1.500

Biogás 177 745 220 1.302 400 2.600

Totales (sin bombeo) 39.214 97.121 50.996 112.797 63.761 146.080

Fuente: [PER 10]

4.7 Conclusiones

Este capítulo ha sido dedicado a la caracterización del sistema eléctrico español con el

objetivo de plantear nuevos sistemas eléctricos que se abastezcan de fuentes renovables. A

nivel de recurso se ha podido comprobar que no hay problema de disponibilidad en

ninguna de las fuentes necesarias, especialmente agua, sol y viento. Y el eterno problema

de la aleatoriedad de la generación solar y eólica, puede ser perfectamente compensado a

partir de hidráulica, almacenamientos reversibles y de una generación renovable controlable.

Este tipo de generadores aprovecharían como fuentes primarias la biomasa o la geotermia,

y a diferencia de su diseño actual como potencia base, en esta tesis se defiende un nuevo

diseño que permita el funcionamiento de las mismas con el máximo rango de controlabilidad

posible. Este reto es una línea de trabajo futuro que no se ha abordado en esta tesis, y

aunque se reconocen algunas dificultades iniciales técnicas y de rentabilidad económica,

resulta esencial para un sistema eléctrico 100% renovable optimizado. Respecto a la hidráulica,

se ha podido comprobar que el actual sistema de almacenamientos hidráulicos y de bombeo

ya casi ofrece en este momento todo lo necesario para un sistema como el propuesto.


Cap. 4 | 91

Mediante el modelo de simulación validado se han podido rastrear innumerables tendencias distintas en sistemas eléctricos, hasta finalmente determinar dos líneas de sistemas renovables que se distinguen por el mayor o menor uso de la generación renovable controlable. Ambas han sido caracterizadas técnicamente en detalle y analizadas sus sensibilidades en varias direcciones, para terminar mostrando sus diferentes ventajas, inconvenientes y condicionantes. Además, fueron comparadas con las propuestas de la organización Greenpeace España encontrando éstas más reducidas en términos energéticos y de potencia. Quizá como consecuencia de un diseño coordinado que incorpora la estrategia de operación, el recurso renovable y el almacenamiento; todos elementos claves para lograr sistemas más óptimos. Y prueba de ello serían los reducidos niveles de RPPR con los que ambos sistemas propuestos garantizan en todo momento la cobertura de la demanda.

La transición desde un sistema como el actual hasta cualquiera de los dos propuestos requiere de ciertos cuidados y vigilancias. Tal como se ha mostrado, este proceso debe ser coordinado para evitar situaciones de déficit en energía o en potencia y que pueden poner en riesgo el servicio a la demanda. Por ello, en esta tesis se propone un proceso de transición que admite incluso alguna variante y que asegura la cobertura a la demanda en todas las etapas. La puesta en marcha de este proceso debe realizarse de forma planificada estableciendo hitos tanto de apagado de viejas instalaciones como de puesta en marcha de nuevas, así como del adecuado sistema de operación. Planificación que debe ser estructurada desde las instituciones gubernamentales competentes y que lógicamente se entiende debe quedar alineada con otros requerimientos normativos o de desarrollo industrial, tanto nacionales como europeos.

Los sistemas eléctricos 100% renovables que se han concretado en este capítulo pasarán en el próximo una evaluación económica y que supondrá el punto final de su validación como propuesta de tesis.

Cap. 5 | 1

5 ESTUDIO DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

5.1 Introducción

En el anterior capítulo se ha analizado la viabilidad energética para la consecución de un

sistema eléctrico de España 100% renovable y se han mostrado las diferentes propuestas

que conducen a ello. Con el fin de dotar de realismo al estudio y caminar hacia el objetivo

principal: viabilidad, en su ámbito más global de una España 100% renovable, se deben

cuantificar económicamente los distintos sistemas eléctricos. Especialmente importante es

la comparación entre el sistema actual, mix de tecnologías renovables y no renovables y las

propuestas 100% renovables. Si un primer cálculo posicionara ambos sistemas (actual y 100%

renovable) en el mismo rango de costes, las diferentes instituciones que definen el futuro de

España se podrían llegar a plantear un camino hacia un sistema eléctrico 100% renovable.

Si desgraciadamente el escenario 100% renovable tuviera un coste que le sitúa en un rango

de precios considerablemente superior al sistema actual, el presente estudio posiblemente

quedaría como una hipótesis energética utópica.

En una primera fase, se deberá evaluar los costes de producción de las diferentes

tecnologías, para con ello poder calcular y comparar el coste de los diferentes sistemas

eléctricos. Actualmente esto se lleva a cabo mediante el indicador llamado LCOE, Coste

Normalizado de la electricidad ó Levelized Cost of Electricity [IEA 10]. Este indicador informa

sobre cuál debiera ser el precio de la electricidad (€/MWh) suponiéndolo constante durante

toda la vida útil de la planta analizada, para compensar el coste de la inversión y el

desmantelamiento además de los gastos de operación, mantenimiento y combustible

actualizados a día de hoy, aplicando unos determinados valores de inflación (i) y tipo de

descuento (K). Ciertas fuentes añaden el coste de determinadas externalidades (protección

del medioambiente de las emisiones de CO2 y de los residuos radioactivos, etc.) con la

controversia que esto conlleva [CAS 06]. Puesto que los datos que se precisan para el

cálculo del LCOE tienen un nivel de incertidumbre muy alto, unas tecnologías se encuentran

en fase de desarrollo tecnológico (termosolar, geotermia), otras han entrado en agresiva

competencia (eólica, fotovoltaica), la evolución del precio del combustible es incierto (ciclo

combinado, nuclear, biomasa) o las medidas legales para la protección del medio ambiente

y la seguridad son cada vez más intensas (carbón, nuclear) se ha llevado a cabo una

detallada investigación de diversas fuentes (Greenpeace, Acciona, Bloomberg, etc.). Definidos


2 | Cap. 5

los valores de LCOE de las distintas tecnologías se calculan los costes de los sistemas

actuales y las propuestas 100% renovables. La situación económica tan convulsa invita a

realizar unos análisis de sensibilidad respecto a la inflación y el tipo de descuento.

Debido a la igualdad matemática que resulta para el cálculo del LCOE, la producción

energética se ve reducida a lo largo de la vida útil por el termino (1+K)t siendo K el tipo de

descuento y t los diferentes años de la vida útil [IEA 10]. Esto carece de principio físico y por

lo tanto el LCOE es un parámetro de carácter comparativo y que además no incluye el

término de ingresos de la generación eléctrica. Con el fin de profundizar más en el análisis

económico y poder conocer valores absolutos de los sistemas eléctricos se calculan los

parámetros tradicionales de las diferentes propuestas: VAN y la TIR. Además se realizan

análisis de sensibilidad de las variables más críticas (inflación, tipo de descuento, precio de

mercado de la electricidad, vida útil).

Si en el capítulo 4 se estudiaron las particularidades desde el punto de vista energético

del proceso de transición desde el sistema actual hasta las propuestas 100% renovables, en

este capítulo se estudia la repercusión económica de este proceso y con ello el sobrecoste

de la infrautilización de las plantas de ciclo combinado. Finalmente con los datos determinados

se diseña un árbol de decisiones que pueda guiar para la consecución del objetivo de esta

tesis: un suministro 100% renovable para España.

5.2 Comparación del coste de la electricidad a través del LCOE

En este apartado se explica una metodología para poder comparar los costes de las

diferentes tecnologías de generación eléctrica. Método que se ha aplicado en la evaluación

de costes globales del sistema actual y de las dos propuestas 100% renovables. Tanto en la

situación actual como en la hipotética cuyo año de referencia es el año 2050 tal como se ha

venido utilizando a lo largo de la tesis. Y que representa simbólicamente el año en el que

supuestamente todas las tecnologías renovables habrían adquirido la misma madurez

tecnológica y cuyos costes estarían ya optimizados. Además, este método se ha utilizado

también para obtener información complementaria que sirvió en la toma de decisiones

sobre que tecnología de generación merecía la pena fomentar más o menos respecto al mix

disponible. El indicador empleado para valorar los costes de cada tecnología es el Coste

Normalizado de la electricidad o Levelized cost of Electricity (LCOE). Éste representa el coste

de la electricidad (€/MWh) que igualaría los ingresos y los gastos a lo largo de la vida útil de

la planta, ambos actualizados a día de hoy [IEA 10]. Es decir, sería el precio de la electricidad

necesario para que el sistema de generación alcance el umbral de rentabilidad. Esta

equivalencia entre los precios de la electricidad y el LCOE está basada en dos hipótesis:

a. El tipo de descuento (K) utilizado para los costes y los beneficios es constante y no

varía durante la vida útil (n) del proyecto que se analice. Para este estudio se considera

un valor de K del 8% y se realiza un estudio de sensibilidad para un valor del 4%

[CAS 06]. Otras fuentes utilizan valores de K del 5 y 10% [IEA 10].

ESTUDIO DE LA VIABILIDAD ECONÓMICA PARA UN SUMINISTRO ELÉCTRICO 100% RENOVABLE EN ESPAÑA

Cap. 5 | 3

b. El precio de la electricidad es constante y no cambia durante la vida útil del proyecto

que se analice.

Las expresiones 5.1 y 5.2 ayudan a comprender mejor este indicador. La ecuación 5.1

expresa la igualdad entre el valor actualizado a día de hoy de los ingresos y de los costes

durante la vida útil del proyecto. Despejando el precio de la electricidad se obtiene el LCOE

(ecuación 5.2), el cual agrupa el efecto de los costes de inversión (At), operación y

mantenimiento (Mt), combustible (Ft) si aplica y desmantelamiento (Dt), respecto a la

producción anual de electricidad (Pt) a lo largo de la vida útil (n) de cada planta. Analizando

el denominador de la fórmula se observa que aparentemente la producción de electricidad

se reduce año tras año en función del tipo de descuento. Realmente, la producción es un

parámetro físico que no se ve afectado por el tipo de descuento, simplemente se trata de

una consecuencia matemática fruto de despejar el precio de la electricidad, manteniendo

éste constante (expresión 5.1). El cálculo de los costes de operación, mantenimiento y

combustible de un año cualquiera t se calcula según las expresiones 5.3 y 5.4 y en buena

lógica deberían depender de la inflación (i) siendo Mo y Fo los costes del primer año del

mantenimiento y combustible respectivamente. Esto no siempre es así, especialmente en

los combustibles, cuya evolución del precio se ve afectada a menudo por factores externos

que le imprimen una evolución caótica. Aunque la inversión inicial se extienda durante los

años de la construcción de las diferentes centrales, a partir de la experiencia como promotor

de Acciona Energía, se ha considerado que el importe fijado al inicio de la construcción no

se ve afectado por la inflación. Únicamente se ha considerado el coste del desmantelamiento

de las centrales nucleares, debido a la alta complejidad que supone desmantelar este tipo

de sistemas. La cantidad estimada para dicho desmantelamiento ha sido del 15% de la

inversión [IEA 10]. En el resto de las tecnologías, aunque diversas fuentes contemplan que

el precio del desmantelamiento es el 5%, cotizaciones recientes de Acciona Energía muestran

que el precio del desmantelamiento queda compensado con el valor residual de las plantas,

tal y como ocurre en los parques eólicos [IEA 10].

∑ ∑

(5.1)

∑

∑

(5.2)

Coste anual de mantenimiento en año t . ; (5.3)

Coste anual de combustible en el año t. (5.4)

Con el fin de calcular el valor del LCOE de las diferentes tecnologías con el mayor grado

de fiabilidad posible se seleccionaron los necesarios datos técnicos y económicos de distintas

fuentes. La primera de ellas es el estudio publicado por la organización Greenpeace España,

Renovables 100%, donde presenta diferentes análisis y propuestas para un sistema eléctrico


4 | Cap. 5

100% renovable en España. La segunda de ellas, de ámbito internacional, ha sido Bloomberg

New Energy Finance (BNEF), que incluye mayor detalle respecto a información financiera.

Finalmente se ha recopilado información de plantas de generación renovable y no renovable

puestas en servicio recientemente en España, aunque se ha utilizado información de proyectos

internacionales de aquellas tecnologías que no tienen todavía una presencia significativa en

España, como por ejemplo los sistemas de geotermia y eólica off-shore. Esto ha permitido

elaborar una fuente de datos propia, completada con información suministrada por Acciona

Energía de sus propias plantas, que contiene información actualizada tanto energética

como económica. Esta información incluye datos de plantas en plena operación y en algunos

casos correspondientes a plantas en fase de proyecto.

Renovables 100%. Greenpeace España

Greenpeace España en la última década ha trabajado en el análisis del potencial de energía

renovable en España y en distintas propuestas para un suministro eléctrico 100% renovable.

En su publicación “Renovables 100%”, facilitan los costes de inversión, operación,

mantenimiento y combustible, así como el factor de capacidad y finalmente el valor del

LCOE de cada tecnología tanto para el año 2006 como una previsión de futuro para el año

2050 [CAS 06]. Fecha, que tal como se ha comentado con anterioridad, es utilizada con

frecuencia por diferentes organizaciones e instituciones y que establece un margen suficiente

de tiempo para el proceso de transición que finalice con un suministro eléctrico 100%

renovable [ORT 05] [AND 13]. Para que esto ocurra, las tecnologías renovables habrán

tenido que llegar al máximo en la curva de aprendizaje, la competencia entre los proveedores

será tal que permitirá minimizar los suministros y la experiencia habrá alcanzado un grado

suficientemente elevado para ser capaz de simplificar al máximo tanto la instalación como

la operación de las diferentes plantas.

Para realizar los cálculos de LCOE de las distintas tecnologías que ha analizado esta

organización, considera un tipo de descuento (K) del 8% y una inflación (i) del 3,5%, aunque

posteriormente lleva a cabo análisis de sensibilidad de estas variables. El abanico de

tecnologías que presenta es exhaustivo, desde las tecnologías convencionales (nuclear, ciclo

combinado) hasta las renovables en fase de desarrollo muy preliminar (olas, geotermia)

pasando por las renovables más desarrolladas (eólica, fotovoltaica). Incluso para cada

tecnología renovable considera escenarios distintos de factor de capacidad e inversión en

función del emplazamiento. A nivel general el coste de las tecnologías en el momento actual

está alineado en rango con los resultados del informe de Greenpeace España. Excepto en la

tecnología fotovoltaica que ha tenido un extraordinario abaratamiento mayor del

presentado en dicho informe y en la eólica marina cuyas perspectivas actuales son mucho

menos optimistas que las presentadas por la organización ecologista.

Esta organización enfatiza el hecho de que en la evaluación económica de las tecnologías

no renovables, habitualmente no se considera el impacto de sus externalidades (impacto

medioambiental, política internacional, etc.), restando credibilidad a las conclusiones que otras

instituciones y organizaciones puedan presentar con respecto a las mismas.


Cap. 5 | 5

Bloomberg New Energy Finance

Nació con el nombre de New Energy Finance en el año 2004, fue adquirida por Bloomberg

en el año 2009 y desde su origen goza de reconocimiento mundial. Se trata de una publicación

que actualiza trimestralmente los rangos de los valores de LCOE de todas las tecnologías

con los datos de las centrales de todo el mundo puestas en operación en dicho periodo. El

rango de valores de LCOE es más reducido a medida que la tecnología está más desarrollada

ya que la madurez de esta implica una mayor homogenización en los costes. El análisis

realizado en el presente estudio está basado en diferentes ediciones los años 2011y 2012

[BLO 11-1] [BLO 11-4] [BLO12-2] [BLO 12-3].

Bloomberg, para calcular el LCOE se alimenta de datos reales de nuevas plantas puestas

en operación en los cinco continentes. Considera para todos los proyectos una inflación anual

del 2% y una vida útil de las plantas renovables de 20 años. Por otra parte al ser una fuente

de carácter económico, incluye en el cálculo del LCOE los costes de financiación de los

distintos proyectos. Debido a estas diferencias en el alcance respecto a las otras fuentes se

utiliza para valoraciones y validaciones cualitativas. Además por tratarse de una publicación

estadounidense, el valor de LCOE es calculado en $/MWh con lo que al comparar los datos

con las fuentes de ámbito español (€/MWh) hay que tener en cuenta la variabilidad que

introduce el cambio de la moneda. A lo largo de este estudio se ha considerado un

coeficiente de cambio fijo de 0,77 €/$ que corresponde al de fecha 21 de septiembre del 2012.

Datos de elaboración propia y otras fuentes

Se ha llevado a cabo una recopilación de datos de inversión y operación de centrales de

generación eléctrica puestas en servicio recientemente en España. Para aquellas tecnologías

en las que no ha sido posible, debido a la inexistencia de este tipo de centrales (por

ejemplo plantas geotérmicas o parques off-shore), se han utilizado datos de otros países. Las

fuentes de información consultadas para todo ello han sido muy diversas.

Los datos de inversión y operación de los parques eólicos terrestres se han tomado de

las instalaciones más recientes suministrados por los Departamentos de Construcción y

Operación Eólica de Acciona Energía. Mientras que para parques off-shore, debido a su

inexistencia en el litoral español, se ha utilizado información disponible de parques construidos

en el norte de Europa [BLO 12-2]. El factor de capacidad tanto de las plantas eólicas

terrestres como marinas ha sido facilitado por Acciona Energía. El correspondiente a plantas

terrestres procede de producciones reales y por lo tanto del Departamento de Operación,

mientras que el de plantas marinas ha sido calculado en base a las mediciones de recurso y

ha sido facilitado por el Departamento de Recursos Energéticos.

Los costes de inversión y operación de las plantas fotovoltaicas con seguidor provienen

de datos suministrados por el Departamento Fotovoltaico de Acciona Energía, correspondiente

a sus plantas construidas más recientemente. Los de las plantas fotovoltaicas de edificación

se han obtenido directamente a partir de precios de mercado [TRI 13]. Los datos de

construcción y operación de las plantas termosolares tanto de cilindro parabólico como de

torre se han obtenido del Departamento Termoeléctrico de Acciona Energía referentes a sus


6 | Cap. 5

plantas construidas en el año 2012 y de la publicación especializada Energía Alimarket, la

cual hace un análisis particularizado de todas las centrales de España en fase de ingeniería,

construcción y operación, contemplando también la opción del almacenamiento [REY 11].

Tal como se ha presentado anteriormente los datos de recurso solar de España, utilizados

para el cálculo de la producción solar, se han obtenido de distintas fuentes (Agencia Estatal de

Meteorología y Acciona Energía).

Los datos de inversión de las centrales de bombeo se han obtenido de distintas fuentes

[WIL 09] [SCO 11]. En esta última referencia se presentan los datos desglosados en el coste

de la central y en el de los embalses, normalizados por kW y kWh respectivamente, mientras

que Emerging Energy suministra únicamente un valor por MW. El Departamento de Operación

Hidráulica de Acciona Energía ha facilitado los datos de operación y mantenimiento de su

central reversible de IP emplazada en el Pirineo Aragonés. Extrapolando estos datos y

aplicando factores de escala se han obtenido los valores de inversión, operación y

mantenimiento de la gran hidráulica. La amplia experiencia de Acciona Energía en centrales

minihidráulicas ha permitido obtener los datos requeridos para el cálculo del LCOE de esta

tecnología. Los datos del recurso hidráulico así como la generación real han sido tomados

de los informes de REE. La producción hidráulica en las propuestas 100% renovables se ha

obtenido gracias al modelo de análisis presentado en el tercer capítulo.

Los costes de inversión, operación y combustible de las plantas de biomasa han sido

proporcionados por el Departamento de Construcción y Operación Termoeléctrica de

Acciona Energía. El precio del recurso de la biomasa proviene de los precios ofertados al

Departamento de Operación Termoeléctrica por parte de los diferentes proveedores de las

diferentes regiones de España durante el año 2012. Los datos de las plantas de geotermia

se han conseguido gracias a estudios realizados por el Departamento de Investigación y

Desarrollo de Acciona Energía en el año 2011 y a la Plataforma Tecnológica Española de

Geotermia (geoplat), de carácter gubernamental y exclusivamente dedicada a esta tecnología

[GEO 10]. Aunque no existen plantas en España, se ha obtenido información de plantas

reales en otros países: Alemania, Suiza, Islandia y Nueva Zelanda.

Igualmente el Departamento de Investigación y Desarrollo de Acciona Energía suministró

los costes de operación de plantas de ciclo combinado del año 2011 de la central Bahía de

Bizkaia. Se ha tomado como referencia para el factor de capacidad de diseño de las plantas

de ciclo combinado el de la central de Castejón [IBE 01] [ELE 01]. Debido a la complejidad

que entraña en las plantas de cogeneración el hecho de tener un proceso industrial asociado,

tras diferentes intentos a través de fuentes especializadas no ha sido posible obtener datos

fiables. No obstante y debido a Zque el 83% de las plantas instaladas en España están

alimentadas por gas natural, a nivel de costes se les ha asemejado a las centrales de ciclo

combinado.

La tabla 5.1 muestra las principales características de las diferentes fuentes. En ella se

aprecia que existe un desfase en el tiempo entre el informe de Greenpeace España y los

datos recopilados de diferentes plantas reales, los cuales han sido obtenidos mayormente

en los años 2011 y 2012. Este desfase es importante porque a la vista de los valores del

LCOE de las diferentes tecnologías en los dos periodos de tiempo (2006 y 2011), los cuales


Cap. 5 | 7

se mostrarán a lo largo de este capítulo, se percibe las importantes variaciones que se pueden

dar en intervalos tan cortos de tiempo.

Tabla 5.1

Resumen sobre las fuentes de información

Características

Fuentes

Greenpeace Bloomberg Elaboración propia

Actualidad Publicación 2006 Trimestral 2011/2012 2011/2012

Localización España Internacional España Internacional

Alcance Inv. + O y M Inv. + O y M + Financ. Inv. + O y M

Moneda Euro Dólar americano Diversas

Orientación Sostenibilidad Financiera Negocio eléctrico

Tecnologías de Interés no incluidas

Termosolar de torre, Geotérmica Binaria,

Carbón, Cogeneración

Geotérmica EGS, Bombeo hidráulico,

Cogeneración

RSU, Nuclear, Carbón, Cogeneración


5.2.1 Cálculo del LCOE de las diferentes tecnologías

Es importante insistir en el alto grado de variabilidad de los valores de LCOE en periodos

muy breves de tiempo. Las tecnologías renovables están en pleno desarrollo tecnológico

(geotermia, termosolar), algunas han entrado en la batalla de la competitividad (eólica y

fotovoltaica) o el recurso requerido tiene un coste impredecible (biomasa con cultivos

energéticos). Con todo esto cualquier previsión de futuro debe tomarse con gran precaución.

Además debido a su corta edad, la duración de la vida útil de las plantas renovables es

todavía incierta. Para el cálculo del LCOE con los datos de elaboración propia se han

considerado diferentes periodos de vida útil en función de la tecnología y las diferentes

fuentes, tal y como se mostrará a largo de este apartado [IEA 10]. Las tecnologías no

renovables aun siendo maduras, dependen de la impredecible variabilidad del precio del

recurso (gas natural, uranio, petróleo) que está concentrado en muy pocos países y varios

de ellos de gran inestabilidad política, tal y como se presentó ya en el capítulo 2. El LCOE del

carbón se podría considerar más estable por ser un recurso distribuido en muchos países.

En el sistema actual las tecnologías renovables, a excepción de la gran hidráulica, gozan

de prioridad a la hora de servir a la demanda [BOE 126]. De hecho, son las centrales

hidroeléctricas y de ciclo combinado las responsables de garantizar la satisfacción de la

demanda en todo momento. En este momento estas últimas verifican un cierto nivel de

sobredimensionado, que si bien ayuda a la integración segura de la producción renovable,

les repercute con altos costes de generación, penalizando con ello su LCOE. Las propuestas


8 | Cap. 5

100% renovables de esta tesis aseguran la cobertura de la demanda por medio de un sistema

de generadores que aparentemente muestra un elevado grado de sobredimensionamiento.

Sin embargo, como se vio este sobredimensionado se observaría al considerar toda la

potencia instalada, sin embargo, y tal como demuestran sus correspondientes valores de

RPPR (Ratio de Potencial Producción Renovable) desde el punto de vista energético son

soluciones más bien ajustadas. No obstante, tal como se comprobó, existen plantas como

las de biomasa y geotermia cuya necesaria operación cubriendo la falta de potencia a

demanda, produce una reducción importante de su factor de capacidad. Este aspecto

introduce habitualmente un aumento en coste al realizar la valoración económica de estas

plantas como si fuesen de generación base, es decir, siempre tratando de generar el

máximo posible y que corresponde son su diseño y operación actuales. Sin embargo, para

las plantas futuras este aspecto debería quedar compensado mediante un sistema

retributivo convenientemente y que tendría en cuenta que la operación que realizan estas

plantas, pese a su bajo factor de capacidad, resulta esencial para la seguridad y garantía del

sistema. No obstante, en la valoración del LCOE se han tenido en cuenta únicamente los

criterios actuales. Aunque para el cálculo del LCOE la inversión no está afectada por la

inflación, si el periodo de ésta es superior a un año se verá afectada por el tipo de descuento.

Los periodos de construcción considerados para las distintas tecnologías se muestran en la

tabla 5.2 y han sido contrastados con datos de Acciona Energía:

Tabla 5.2

Periodo de construcción de las plantas

Tecnología Año de construcción

Eólica 1

Fotovoltaica 1

Termosolar 1

Residuos urbanos 2

Biomasa 2

Geotermia 2

Hidráulica (repotenciación) 1

Ciclo combinado 2

Nuclear 7

Central de carbón 4

Cogeneración 2

Fuente: [IEA 10]


Cap. 5 | 9

Tecnologías renovables

A continuación se muestran los valores de LCOE y sus datos de partida para las

tecnologías renovables.

Eólica

La tabla 5.3 muestra los valores del indicador LCOE calculados tanto para la generación

eólica terrestre como la marina y según diferentes fuentes de datos.

Tabla 5.3

Cálculo del LCOE de la tecnología eólica

Tecnología Eólica terrestre/MW Eólica marina/MW

Fuente Acciona Greenpeace Elaboración Propia Greenpeace

Prod. Anual Neta (GWh) (P1) 2,01 2,37 3,9 3,94

OyM (MC/año) (M1) 0,02 0,09 0,10 0,07

Factor de Capacidad 23,00% 27,00% 45,00% 45,00%

Inversión (MC) (AO) 1,10 0,93 3,00 1,60

Vida útil (años) 20 25 20 25

LCOE (C/MWh) 74 53 115 66


Analizando los valores de la eólica terrestre se aprecia que Greenpeace España hace el

cálculo de LCOE considerando una duración de 25 años y los fabricantes de turbinas a día

de hoy y desde el inicio de esta tecnología toman como referencia 20 años. Es comprensible

que en un principio se fuera conservador ya que se desconocía como iban a soportar el

paso del tiempo unas turbinas sometidas continuamente a los esfuerzos del viento con el

consiguiente sufrimiento de sus componentes (palas, multiplicadoras, motores de giro, etc.).

La realidad es que el primer parque instalado en España, en el municipio de La Muela

provincia de Zaragoza ha cumplido ya los 20 años y nada hace pensar que no vaya a

prolongarse su vida útil. Considerando ésta de 25 años, el valor del LCOE calculado con los

datos facilitados por Acciona Energía se reduciría desde 74 €/MWh hasta 70 €/MWh. Por

otra parte, Greenpeace España considera un valor promedio del factor de capacidad en

España del 27% (2.365 horas netas), este valor podría ser realista para una penetración

limitada de esta tecnología, pero si realmente el objetivo es conseguir una España 100%

renovable, es decir una penetración masiva de parques eólicos, este factor de capacidad

resulta alto ya que posiblemente no sólo habría que utilizar aquellas zonas con un recurso

muy elevado sino otras de menores potenciales. Según los datos de REE y la experiencia de


10 | Cap. 5

Acciona Energía durante los últimos 20 años, un valor de 23% resulta más realista como

promedio para toda la geografía española.

En la información trimestral que editó la revista Bloomberg el 18 de Octubre del 2011,

mostró un intervalo a nivel mundial de LCOE entre 43 €/MWh y 79 €/MWh, con un descenso

del 9% respecto al trimestre anterior debido principalmente a la bajada del precio de las

turbinas [BLO 11-4]. Debido a la profunda crisis mundial y al afianzamiento de los fabricantes

de turbinas chinos en el mercado, los precios siguieron descendiendo a lo largo del año 2012

[BLO 12-3]. Esto ha permitido que el coste de generación de esta tecnología, aun ligeramente

superior, se encuentre en el mismo rango que la generación en centrales de ciclo combinado

e hidráulicas. Además a la vista de los valores de LCOE de la eólica terrestre según Greenpeace

España y el obtenido con otras fuentes mostrados en la tabla 5.3 se observa que aunque

difieren entre ellos, ambos valores están dentro del rango que apunta Bloomberg

proporcionando credibilidad a los cálculos.

La tabla 5.3 también muestra los distintos valores de LCOE de la tecnología eólica marina

en función de la fuente de información. Puesto que a día de hoy no hay parques comerciales

en España, los datos reales de inversión, operación y mantenimiento hay sido facilitados

por el Departamento de Investigación y Desarrollo de Acciona Energía y hacen referencia a

parques del norte de Europa. Un factor determinante del coste de la inversión es el tipo de

cimentación: hincada o flotante, la primera normalmente se utiliza si el parque está situado

en la plataforma litoral y la segunda si el parque está situado en alta mar. El coste de la

cimentación flotante es del orden de cinco veces la cimentación hincada. Para el cálculo del

LCOE se han contemplado los parques en la plataforma litoral gallega y junto al estrecho de

Gibraltar, siendo estas las zonas de mayor factor de capacidad, del orden del 45%, las

cimentaciones se han diseñado con una cimentación hincada y la vida útil considerada es

de 25 años.

En la publicación de Bloomberg de octubre del 2011, se muestra también el inesperado

encarecimiento de la tecnología eólica marina. El motivo principal es el alejamiento de la

costa, principalmente por motivos medioambientales, a distancias hasta incluso de 90 km

[BLO 11-4]. Esto implica un fuerte incremento en los costes ya que las cimentaciones deben

ser flotantes, los cableados mucho más largos y el mantenimiento más costoso. Además la

penetración de la tecnología está siendo mucho más lenta de lo esperado sin poderse

beneficiar de la economía de escala. Los valores de Greenpeace España han resultado muy

optimistas respecto a la realidad actual. Esto pone de nuevo de manifiesto el alto grado de

incertidumbre de cualquier previsión de LCOE que se haga a futuro.

Fotovoltaica

El análisis del LCOE de las instalaciones fotovoltaicas con seguimiento merece un análisis

detallado, ya que en los últimos años han experimentado un descenso espectacular. El

principal motivo es la fuerte reducción de precios de sus componentes fundamentales según

se aprecia en la tabla 5.4.


Cap. 5 | 11

Tabla 5.4

Evolución de los principales componentes de las plantas fotovoltaicas

Componente Mill. €/MW 2008 2011 2012 % Inversión

Panel 2,4 0,8 0,5 ≈60%

Inversor + Trafo + Celda 0,3 0,16 0,1 ≈10%

Seguidor 0,9 0,4 0,3 ≈25%

Otros 0,4 0,14 0,1 ≈5%

Instalación Total 4 1,5 1 100%


El abaratamiento de los paneles solares ha sido mayormente debido a dos factores: la

repentina reducción de las subvenciones gubernamentales a la generación fotovoltaica,

obligando a los fabricantes a reducir el precio de venta para que los promotores puedan

alcanzar una rentabilidad aceptable y a la entrada de proveedores chinos [BLO 13]. El conjunto

inversor, celda y transformador resulta más económico debido principalmente al mayor

nivel de competencia que ha conllevado a una tecnología más barata incluso incorporando

mejoras tecnológicas. Una paulatina simplificación tecnológica en los seguidores ha permitido

también reducir sus costes de inversión así como los correspondientes a su operación y

mantenimiento. Debido a este abaratamiento de componentes, las instalaciones fijas

integradas en edificación también han experimentado una fuerte reducción en los costes de

inversión. Aunque todavía presentan valores más altos que las instalaciones con seguimiento,

debido a que no disfrutan de la economía de escala por haber muchas menos instalaciones.

Para los costes de O&M de las instalaciones se ha contemplado una cantidad de

20.000 €/MW, esta cifra es conservadora ya que corresponde a plantas de pequeño

tamaño, de tan solo unos pocos megavatios, tal como se construían al inicio de la expansión

de esta tecnología a principios de la década de los años 2000. A día de hoy se construyen

plantas fotovoltaicas de hasta 50 MW con menos seguidores pero de mayor potencia, por

lo que debido a la economía de escala se reduce el ratio por megavatio. Un abaratamiento

incluso mayor puede esperarse en las instalaciones fijas sobre edificaciones debido al

esperado aumento de instalaciones para autoconsumo, mucho más sencillas y que requieren

menos vigilancia y mantenimiento. Por esta razón, los estudios de sensibilidad consideran

posibles reducciones sobre este particular para ambos tipos de instalación. Por último hay

que tener en cuenta, según la información suministrada por el Departamento de Energía

Fotovoltaica, que el factor de capacidad de las instalaciones fijas integradas en edificación,

dependiendo mayormente de la orientación y el recurso, tiene una reducción en la producción

que oscila entre el 5% y el 25% respecto a las instalaciones con seguimiento.

La tabla 5.5 muestra los resultados de LCOE para la tecnología fotovoltaica integrada en

edificación y de suelo con seguimiento. Greenpeace España publicó los datos de LCOE cuando

ya se había aprobado el decreto RD661/2007, que primaba la generación fotovoltaica hasta


12 | Cap. 5

un 475% respecto a la generación convencional. Esta elevada prima permitió un alto

beneficio para todos los eslabones de la cadena, desde los fabricantes de los componentes

hasta los inversores en huertas solares. En dicha fecha era difícil augurar los bruscos

descensos que los costes de los componentes de estas instalaciones debido principalmente

al cese del citado decreto. Esta organización realizó los cálculos del LCOE de las plantas

solares con unos costes de inversión y de operación de un 920% y 300% respectivamente

superiores al valor de mercado actual. Con estos datos el LCOE que presentó fue de 550 €/MWh

es decir un 800% superior al valor del 2012. Aunque esta organización previó para el año

2050 un LCOE muy inferior (81 €/MWh), este valor ha sido ya superado 38 años antes.

Todavía más altos fueron los valores de LCOE para las instalaciones fotovoltaicas integradas

en edificación (intervalo entre 530 y 1.030 €/MWh), aunque el detallado análisis que

presentó en función de la orientación de los paneles y la previsión de precios para el 2050

(intervalo entre 76 y 145 €/MWh), pone de manifiesto que esta organización preveía un

buen futuro para esta tecnología [CAS 06].

Tabla 5.5

Cálculo del LCOE de la tecnología fotovoltaica

Tecnología Fotovoltaica/MW

Casos analizados Edificación Seguimiento Seguimiento

Fuente Elaboración Propia Acciona Greenpeace

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 1,5 1,8 1,93

Inversión (M€) (A0) 1,40 1,10 10,12

OyM (M€/año) (Mt) 0,015 0,02 0,06

Factor de Capacidad 16,80% 21,00% 22,00%

Vida útil (años) 25 25 20

LCOE(€/MWh) 119 71 554


La figura 5.1 muestra una comparativa de la evolución durante los últimos tres años del

LCOE de los parques eólicos terrestres y de las instalaciones fotovoltaicas con seguimiento

en España. En esta se aprecia que aunque el valor del LCOE era bien distinto al inicio del

año 2009 dichos valores actualmente convergen e incluso las expectativas de abaratamiento

son aún mayores para las instalaciones fotovoltaicas. Todavía se esperan mejores previsiones

de futuro para las instalaciones fotovoltaicas integradas en edificación cuando finalmente

se abra la posibilidad del autoconsumo.


Cap. 5 | 13

Figura 5.1

Evolución del LCOE de las tecnologías eólica y fotovoltaica


Bloomberg publicó en octubre de 2011 un intervalo a nivel mundial del LCOE entre 106 y

169 €/MWh. El motivo de la diferencia respecto al LCOE real de España es principalmente el

coste de O&M. Si el coste de España es aproximadamente 20.000 €/MW incluso bajo una

hipótesis conservadora, la revista BNEF considera 75.000 €/MW. Esta diferencia de precio

es debido a que los análisis de BNEF contemplan plantas de todo el mundo. La alta penetración

de esta tecnología en Alemania (16,6 GW, 11% de su potencia total) donde el factor de

capacidad es muy bajo (7,5%), penaliza los costes de operación [REE 10].

Termosolar

En la tabla 5.6 se muestran los valores del LCOE de las diferentes modalidades de la

tecnología termosolar. En ella se aprecia que a día de hoy, salvo para Greenpeace España,

están todas ellas en un rango muy estrecho (260-269 €/MWh). En el año 2006 prácticamente

solo se conocían datos fiables de plantas de cilindro parabólico instaladas en California en la

década de los 80. Greenpeace España utilizó estos datos para estimar el valor del LCOE

de esta tecnología en España [CAS 06]. El principal motivo de la diferencia del valor

suministrado por dicha organización respecto al resto de las fuentes es el elevado factor de

capacidad considerado.

0

50

100

150

200

250

300

Sep-08 Mar-09 Oct-09 May-10 Nov-10 Jun-11 Dec-11 Jul-12

LCO

E €

/MW

h

eolicaterrestre

plantafotovoltaica


14 | Cap. 5

Tabla 5.6

Cálculo del LCOE de la tecnología termosolar

Tecnología Termosolar/MW

Casos analizados Torre Cilindro – Parabólico

Fuente Alimarket Acciona Alimarket Greenpeace

Almacén Si No Si No

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 5,69 1,84 2,67 3,77

Inversión (M€) (A0) 11,10 3,60 5,00 4,43

OyM (M€/año) (Mt) 0,23 0,09 0,11 0,11

Factor de Capacidad 65,00% 21,00% 30,50% 43,00%


LCOE(€/MWh) 260 269 263 158


Aun siendo España un país pionero en esta tecnología su nivel de penetración todavía es

pequeño, especialmente la tecnología de torre que tan solo dispone de 49 MW. Esto

implica que la base de datos para obtener el valor del LCOE es muy limitada. Es por ello que

en esta tecnología es especialmente interesante los valores que facilita BNEF pues amplia el

universo de datos (tabla 5.7). Según esta fuente, en los dos últimos años no ha habido

grandes cambios en el valor del LCOE de las centrales de cilindro parabólico. En cambio,

irrumpió por primera vez en el segundo cuatrimestre del 2011 la tecnología de torre. Esta lo

hizo con valores inferiores a los de cilindro parabólico y en el segundo trimestre del 2012

experimentó su valor del LCOE un fuerte descenso (18%) creando unas muy buenas

expectativas para la tecnología de torre con almacenamiento. En la tabla 5.7, además se

aprecia que el hecho de incorporar sistemas de almacenamiento a la tecnología termosolar

no incrementa el valor de LCOE. Esto es debido a que el aumento de producción proporcionado

por el sistema del almacenamiento compensa su coste. Por lo tanto, en el futuro, la mayor

parte de las instalaciones termosolares estarán provistas de almacenamiento, pues se

ofrecen una prestación adicional, mayor producción y además parcialmente controlable, sin

coste extra [REY 11].


Cap. 5 | 15

Tabla 5.7

Rango del LCOE de la tecnología termosolar

Tecnología Termosolar

LCOE €/MWh

Mínimo Máximo

Cilindro parabólico sin almacenamiento 113 314

Cilindro parabólico con almacenamiento 149 287

Torre sin almacenamiento 161 248

Torre con almacenamiento 122 208

Fuente: [BLO 12-2]

Actualmente el LCOE de la tecnología fotovoltaica es de 71 €/MWh, apreciablemente más

económico que el de la tecnología termosolar 260 €/MWh. Sin embargo, el nivel de

desarrollo ya adquirido por esta última en algo tan crítico como los almacenamientos, lo

cual debería ser una motivación suficiente para seguir avanzando en la curva de aprendizaje

y conseguir un precio competitivo. Si se prescindiera del requerimiento legal en España que

limita la potencia de las plantas renovables a 50 MW y se permitieran centrales termosolares

de mayor potencia, como las existentes en otros países, se reduciría apreciablemente el

valor del LCOE. Acciona Energía estima que el valor del LCOE por MWh producido en una

planta de 100 MW es del orden de un 30% inferior al valor del LCOE por MWh producido en

una planta de 50 MW en la misma ubicación. Greenpeace España es bastante proclive a

esta tecnología y de hecho en sus informes propone 55 GW en instalaciones termosolares

con almacenamiento de los 180 GW totales requeridos [ORT 05].

Hidráulica

Se han calculado los valores de LCOE de tres tecnologías distintas: grandes centrales

hidráulicas, instalaciones de bombeo puro y centrales minihidráulicas. Todas ellas son

tecnologías maduras. Y esto implica costes estables de inversión y operación además de un

sólido conocimiento estadístico de las variaciones del recurso hidráulico, necesario para

poder determinar un valor representativo del factor de capacidad. El periodo analizado

comprende desde el año 2001 al año 2010. Tal y como se ha mostrado en el capítulo 2, la

obra civil de las centrales hidráulicas perdura en el tiempo, a modo de recordatorio, las dos

primeras presas hidráulicas del inventario español datan del siglo II y continúan hábiles

actualmente [PRE 86]. A nivel de inversión, esto implica que en sistemas estacionarios, una

vez finalizada la vida útil de las centrales, únicamente habrá que reinvertir en la central y no

en la obra civil (presas, embalses, azudes, canales de derivación). La tabla 5.8 muestra los

valores de LCOE del sistema actual, considerando éste como un sistema eléctrico estacionario.

Aunque Greenpeace España no se pronuncia sobre el número de años de vida útil de las

plantas, a la vista de los datos mostrados en el Inventario de Presas se ha considerado para


16 | Cap. 5

todas las fuentes 75 años [PRE 86]. Las cifras de producción se han tomado del informe de

REE para el año 2011, éste difiere muy poco del promedio de los años del periodo 2001-

2010 [REE 11].

Bloomberg en sus evaluaciones de LCOE de la gran hidráulica si considera la construcción

de los embalses y es consciente de la gran variación de los costes de inversión en función

de la capacidad y ubicación de estos, ya que el precio del hormigón y del acero es muy

variable de país a país e incluso dentro de uno mismo. Por ejemplo, en el primer trimestre

del año 2012 se pusieron en operación tres grandes centrales en Latinoamérica (Perú y

Colombia), oscilando sus costes de inversión entre 1,3 y 2,5 millones de euro por megavatio.

El valor del LCOE promedio según BNEF es 50 €/MWh, esta misma fuente reconoce que el

valor LCOE con proyectos de bajo factor de capacidad y altos costes de inversión puede

llegar hasta 136 €/MWh [BLO 12-2].

Respecto al LCOE de generación a través de centrales minihidráulicas, los valores que

muestra Greenpeace España son algo superiores a los obtenidos con los datos facilitados

por Acciona Energía, debido principalmente a que el primero considera costes de inversión

y de O&M. La amplia experiencia de Acciona Energía ha permitido optimizar costes y reducir

muchos índices, y además la mayor parte de las centrales de esta compañía se encuentran

en el norte con un número de horas equivalentes promedio muy próximo a 4.000 horas, el

cual es apreciablemente superior al promedio considerado por Greenpeace España de

3.066 horas. Sin embargo, de los informes de REE se deduce que las horas equivalentes

reales promedio en España serían bien inferiores a las de ambas fuentes resultando un

factor de capacidad del orden del 30%. Para los cálculos a nivel nacional parece lógico

utilizar los costes de inversión y de O&M facilitados por Acciona Energía y las horas

equivalentes promedio de la producción de los últimos años publicado por REE, con esto se

llega la valor de LCOE de 55 €/MWh mostrado en la tabla 5.8.

Tabla 5.8

Cálculo del LCOE de la tecnología hidráulicas

Tecnología Gran Hidráulica Bombeo Puro Minihidráulica

Fuente Elaboración Propia/REE Sandía/REE Acciona/REE

Pot. Nominal Gran Hidráulica(MW) 14.752 2.747 1.981

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 25.613 2.931 5.281

Inversión (M€) (A0) 13.277 2.472 1.981

OyM (M€/año) (Mt) 230,52 35,17 68,65

Factor de Capacidad 20% 12% 30%

Vida útil (años) 75 75 75

LCOE (€/MWh) 64 98 55



Cap. 5 | 17

La tabla 5.9 muestra la comparación del valor del LCOE en el sistema actual y en las

propuestas 100% renovables, de aquellas tecnologías hidráulicas con capacidad de

almacenamiento. Al comparar los valores del LCOE del sistema actual con las propuestas

100% renovables, se observa que el de las propuestas renovables es más elevado como

consecuencia de requerir mayores potencias y tener menor factor de capacidad. Recordar

que ambas propuestas renovables requieren 17 GW instalados en grandes centrales hidráulicas

y además la Propuesta 1 requiere 9 GW instalados en sistemas de almacenamientos reversibles

y la Propuesta 2 únicamente 6,1 GW. Aunque todavía están en fase de desarrollo, además

de las centrales de bombeo existen las opciones de almacenamiento (CAES, baterías). Sin

embargo, para el cálculo del LCOE de la tabla 5.9 se ha supuesto que todas las instalaciones

de almacenamiento reversible son de tecnología de bombeo hidráulico.

Tabla 5.9

Comparativa del LCOE de las tecnologías eólicas del sistema actual y

de las propuestas 100% renovables del capítulo 4

Tecnología Gran Hidráulica Bombeo Puro

Casos analizados Actual Propuesta 1 Propuesta 2 Actual Propuesta 1 Propuesta 2

Fuente Elaboración propia / REE Sandía / REE Sandía Sandía

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 25.613 19.120 18.794 2.931 7.690 4.320

Inversión (M€) (A0) 13.277 15.300 15.300 2.472 8.100 5.490

OyM (M€/año) (Mt) 231 172 169 35,17 92,28 51,84

Factor de Capacidad 20% 13% 13% 12% 10% 8%

Vida útil (años) 75 75 75 75 75 75

LCOE (€/MWh) 64 89 90 98 117 137


Biomasa

A diferencia del resto de las tecnologías renovables, el cálculo del LCOE debe incluir el

coste del recurso de la biomasa. Por tratarse de un recurso local, en un principio el LCOE de

esta tecnología estará relacionado estrechamente con la inflación. El precio del recurso de

la biomasa juega un papel fundamental en el cálculo del LCOE. Este puede variar en función

de la región y del tipo de recurso: cultivos energéticos, residuos forestales o residuos

agrícolas (tabla 2.2). En el caso concreto de los cultivos energéticos, debido a su necesidad

de ocupar terrenos para su crecimiento, lo cual puede despertar oposición en ciertos

colectivos, su coste queda expuesto a factores ajenos a la propia producción tal y como

ocurrió en el año 2006 con las explotaciones de cultivos para la generación del biodiesel.


18 | Cap. 5

Se ha decidido también incorporar en este apartado el cálculo del LCOE de las centrales

de residuos urbanos, que aunque tienen diferencias notables respecto a las centrales de

biomasa: recurso no renovable y requieren de combustible fósil adicional debido al pobre

contenido calorífico del residuo urbano, guardan mucha afinidad en la inversión y costes de

O&M. Debido a su requerimiento de combustibles fósiles, las plantas de residuos urbanos no

se contemplan en este estudio en las propuestas de sistemas 100% renovables.

Tabla 5.10

Cálculo del LCOE de las plantas de biomasa

Tecnología Biomasa / MW

Casos analizados Cultivos

Energéticos Paja Promedio Biomasa

Residuos Urbanos

Fuente Acciona Acciona Greenpeace Greenpeace

Año 2011 2011 2006 2006

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 8,0 8,0 7,4 7,4

Inversión (M€) (A0) 3,1 3,1 6,2 6,2

OyM (M€/año) (Mt) 0,09 0,09 0,06 0,06

Factor de Capacidad 91% 91% 85% 85%


LCOE (€/MWh) 196 117 128 104


Aunque los valores de LCOE suministrados por Greenpeace España, del año 2006, y los

calculados con información actual no difieran substancialmente según la tabla 5.10, los

datos de partida sí. La inversión del 2011 es la mitad de la que consideró Greenpeace

España y en cambio esta organización utilizó un precio del recurso de la biomasa tan

económico que resulta imposible el encontrarlo hoy en el mercado español. Por otra parte

según dicha organización no habría diferencia substancial en el precio entre los distintos

tipos de la biomasa. La realidad de hoy es que el cultivo energético de herbáceos tiene un

precio muy superior al resto de recursos de biomasa y su investigación está siendo más

lenta de lo previsto (tabla 2.2). Las plantas de residuos urbanos tienen el precio de la

energía más económico debido al bajo coste de los residuos. Greenpeace España no se

pronuncia sobre la vida útil de estas plantas y se ha supuesto 30 años, que es el periodo

que estima Acciona Energía.

Bloomberg da valores de LCOE inferiores a los que resultan en España, en torno a los

100 €/MWh y que pueden descender hasta 40 €/MWh dependiendo del país. A modo de

ejemplo, en Brasil una planta de biomasa alcanza su umbral de rentabilidad con un precio


Cap. 5 | 19

de la electricidad que tan solo serviría para pagar el precio de la biomasa más económica de

España [MAC 11].

Desde un punto de vista práctico, el hecho que el LCOE de la generación de la

electricidad a través de la biomasa sea apreciablemente más alto que el conseguido a

través de la generación fotovoltaica o eólica se puede interpretar como el extra coste fruto

de la capacidad de control que puede ofrecer esta tecnología, la cual en las propuestas

100% renovable será junto con la hidráulica y la geotermia la responsable de ajustar la

producción a la demanda.

Geotermia

A día de hoy no hay ninguna planta instalada en España por lo que el valor del LCOE se

ha determinado a partir de información obtenida de plantas en operación en otros países.

La primera planta experimental en España se instalará en Canarias en el segundo trimestre

del 2012. Su potencia será de tan solo 1 MW por lo que los datos que de ella se obtengan

no son todavía representativos, además será tecnología Flash, siendo su recurso inexistente

en la península. En cualquier caso, el mayor porcentaje de la inversión son los costes de

perforación, inversamente proporcionales a la potencia de las plantas. Aunque las técnicas

de perforación son similares a las utilizadas en la explotación de recursos naturales y

petrolíferos, las particularidades de esta tecnología todavía ofrecen importantes oportunidades

de reducción de costes. La tabla 5.11 muestra los valores de LCOE para las principales

tecnologías de generación geotérmica, ésta tabla ha sido facilitada por el departamento de

Investigación y Desarrollo de Acciona Energía.

Tabla 5.11

Rango del LCOE de la tecnología geotérmica

Tecnología

Inversión

(Mill€/MW)

O&M

(€/MWh)

LCOE

(€/MWh)

Flash 1÷2,8 6÷25 23÷73

Ciclo Binario 1,7÷4,2 6÷25 29÷89

EGS ~10 No hay datos >150

Fuente: Elaboración propia / Acciona Energía

La inmadurez de la tecnología conlleva a un rango de valores de LCOE muy amplio, con

variaciones por encima del 300%. Existen muy pocas plantas con tecnología EGS instaladas

en el mundo y sus datos son en muchos casos confidenciales. No obstante, el Departamento

de Investigación y Desarrollo de Acciona Energía disponía de cierta información preliminar

que compartió para la realización de esta tesis. El principal potencial en la España peninsular

se centraría en las tecnologías binarias y EGS, a las cuales se les atribuye una vida útil de

30 años.


20 | Cap. 5

Greenpeace España únicamente muestra valores de LCOE para la tecnología EGS (112 €/MWh),

mientras Bloomberg en sus más recientes publicaciones trata las tecnologías Flash y de

ciclo binario [BLO 12-2]. Puesto que Bloomberg basa sus evaluaciones en proyectos reales

ejecutados, todo indica que la tecnología EGS pudiera no estar llevando el progreso esperado

por Greenpeace España años atrás. Dentro de las tecnologías geotérmicas Bloomberg

atribuye a las plantas de tipo Flash los menores valores de LCOE. Incluso por debajo de la

hidráulica y de la eólica terrestre [BLO 12-2]. El rango que establece está entre 23 y 98 €/MWh

con un valor tipo de 50 €/MWh. Sin embargo, las plantas de ciclo binario tienen un valor de

LCOE superior de entre 57 y 174 €/MWh con un valor tipo de 77 €/MWh.

Debido a las buenas prestaciones de esta tecnología, controlable y con recurso gratuito,

se están realizando importantes esfuerzos en su desarrollo y se esperan importantes

reducciones de coste. De esta manera, la importante necesidad de potencia controlable

para las propuestas 100% renovable ya no recaería sólo en el potencial de biomasa, el cual

aunque abundante podría llegar a ser más limitado de lo previsto.

Tecnologías no renovables

A continuación se presentan los valores de LCOE de las tecnologías que no utilizan

recursos renovables.

Nuclear

Aunque se trata de una tecnología asentada, Greenpeace España consideraba 61 €/MWh

como valor del LCOE en el año 2006, mientras que para el año 2050 estima un valor de

250 €/MWh. Esto es debido principalmente al importante incremento en el precio del uranio:

61,2 €/MWh frente a los 16,7 €/MWh actuales y a la inclusión de ciertas externalidades. La

previsión de la subida del precio del uranio es consecuencia de una creciente penetración

de esta tecnología en países como India y China en las próximas décadas y por lo tanto de la

demanda de uranio. Greenpeace España añade 70 €/MWh al valor del LCOE al internalizar

algunas de los costes actualmente considerados como externalidades. Estas son principalmente:

desmantelamiento de la central, gestión segura de los residuos, seguridad de la operación y

reprocesado del combustible. Este coste de las externalidades puede parecer en un primer

momento exagerado. Sin embargo, con el fin de tener una idea de lo que pueden llegar a

significar estos recargos, se ha llevado a cabo un estudio detallado tan sólo de los costes

actuales correspondientes únicamente a la seguridad física de las centrales, disponible en el

anexo 5. La tabla 5.12 es resultado del citado análisis y tan sólo considerando este aspecto

ya se tendría que aumentar el valor del LCOE nuclear en al menos 6 €/MWh. Si tan sólo esto

aspecto implicaría un aumento importante del LCOE, un incremento total de 70 €/MWh no

parece una cantidad exagerada si contempla el extra coste de todo el resto de externalidades

consideradas. De hecho, para la organización ecologista, en el año 2050 el valor del LCOE

sin considerar las externalidades ya sería de 150 €/MWh.


Cap. 5 | 21

Tabla 5.12

Coste de la seguridad física de las centrales nucleares

Actividad para intensificar la seguridad física €/MW

Consejo de Seguridad Nuclear 2,5

Medios técnicos en la central 0,8

Medios humanos en la central 2,3

Control del transporte del uranio y residuos 0,4

Total 6,0


Bloomberg facilita por primera vez valores de LCOE de la tecnología nuclear en el primer

trimestre del año 2012. Esto es debido a que la Comisión Nuclear Reguladora de Estados

Unidos ha concedido recientemente y después de 34 años de negativas su primera licencia

a una nueva planta nuclear. Se trata de la central de Vogtle situada en Georgia (EEUU) y

Bloomberg ha podido acceder a la información sobre ésta. En la edición del segundo trimestre

del 2012 de esta misma publicación se ofrece información sobre una nueva planta de EDF

en Reino Unido. Según esta fuente, la inversión de las nuevas centrales oscilaría entre 3,2 y

4 millones de euros por megavatio, dando un rango de valores de LCOE entre 62 y 76 €/MWh.

Para los estudios de costes que se presentan en el siguiente apartado se ha adoptado un

valor de 72 €/MWh y una vida útil de 50 años, aunque tal y como se ha explicado en el segundo

capítulo existe una gran controversia acerca de la duración de estas plantas. El valor de LCOE

elegido es algo más alto de la media suministrada por Bloomberg, motivada esta elección

principalmente por la carencia de uranio en España.

En los últimos años ha habido una proliferación de noticias y anuncios desde diversas

instituciones relacionados con el resurgimiento de la tecnología nuclear en algunos países

como India y China. Las razones son múltiples, desde económicas hasta supuestamente

medioambientales. Sin embargo, el último accidente en la central Fukushima (Japón) ha

vuelto a producir un masivo rechazo social de esta tecnología. Siendo el hecho más notable

la paralización de centrales tanto en Japón como en Alemania. Esta situación conlleva a un

desconcierto generalizado ante el futuro de esta tecnología, razón por la cual su LCOE tiene

un elevado grado de incertidumbre.

Ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado son actualmente tecnologías maduras. Greenpeace

España facilita un valor del LCOE de (44 €/MWh) y el rango suministrado por Bloomberg

es 38÷60 €/MWh. Bloomberg interpreta que el intervalo de LCOE está motivado por la

diferencia del precio del gas natural entre Europa y USA. En este tipo de centrales el precio

del gas natural es el factor con mayor impacto en el valor del LCOE. En la figura 5.2 se presenta

la caótica evolución de los precios de este recurso fósil durante los últimos años [CNE 10].


22 | Cap. 5

Esto imprime a las previsiones del valor del LCOE un grado de incertidumbre importante tal

y como se aprecia en la figura 5.3 donde se muestra la variación del mismo con el precio del

combustible. Las variaciones en el precio del gas natural son más severas en los países no

productores, como por ejemplo España, debido a la influencia sobre su precio de todo tipo

de estrategias especulativas tanto a nivel nacional como internacional.

Figura 5.2

Evolución del precio de gas natural bajo el marcador Henry Hu

Fuente: [CNE 10]

Figura 5.3

Variación del LCOE respecto al precio del gas natural


40

60

80

100

120

140

160

180

200

20 40 60 80 100 120

LCO

E (€

/MW

h)

Precio gas natural (€/MWh)


Cap. 5 | 23

Greenpeace España prevé para el año 2050 un valor de LCOE de 211 €/MWh. Los principales

motivos que alega para tal incremento son la subida del precio del gas natural debido al

lógico descenso de las reservas y por otra parte a la internalización de diversas externalidades.

Considera 30 €/MWh en concepto de las acciones que hay que tomar para evitar daños en

el medioambiente asociados a las emisiones de CO2 y de otros productos nocivos que se

originan en la combustión del gas natural. Si no se consideran éstas en el cálculo del LCOE la

previsión para el año 2050 resultaría 163 €/MWh. Concretamente el LCOE de la central Bahia

de Bizkaia calculado con la producción y consumo del año 2011 (factor de capacidad del

45%) y suponiendo una vida útil de 30 años fue de 52 €/MWh, valor que se ha tomado

como referencia y ha sido facilitado por el Departamento de Investigación y Desarrollo de

Acciona Energía. De modo similar a la tecnología nuclear, el valor del LCOE en España se

puede ver afectado de la dependencia externa del suministro del gas natural.

En esta tecnología, tal y como se demostrará a lo largo de este capítulo, siempre y cuando

el factor de capacidad se mantenga a unos niveles relativamente elevados, las variaciones de

éste no tienen una excesiva repercusión en el valor del LCOE ya que el combustible es el factor

más influyente. Sin embargo, se debe mencionar que Greenpeace España realizó el cálculo

del LCOE con un factor de capacidad del 80%, que corresponden a las condiciones de

diseño originales, mientras que la realidad de los años 2010 y 2011 ha sido 29% y 23%

respectivamente [REE-11][IBE 01][ELE 01]. Este desfase es comprensible si se tiene en cuenta

la evolución del sistema eléctrico español de los últimos años, un estancamiento de la

demanda eléctrica y en paralelo una fuerte penetración simultánea de plantas de ciclo

combinado y renovables, tal y como se describió anteriormente. Al final de este capítulo

precisamente se estudiará el impacto de la infrautilización de las plantas de ciclo combinado

en el análisis de su rentabilidad. Esto tiene mayor relevancia durante el proceso de transición,

ya que según se estudió en el capítulo anterior, hasta prácticamente el final de éste no

podrán empezar a desactivarse las plantas de ciclo combinado. Por lo tanto, el coste de su

generación quedará penalizado por unos niveles de infrautilización muy elevados. Aspecto

que debería tenerse en cuenta para facilitar su operación mediante adecuadas retribuciones

complementarias.

Carbón

El valor promedio de LCOE que ha facilitado Bloomberg durante los últimos 18 meses es

prácticamente constante y de tan solo 53 €/MWh. El motivo principal es que el recurso

primario es abundante y disponible en muchos países, siento esta la principal razón por la

cual muchos gobiernos se resisten a prescindir de estas plantas. Sin embargo éstas son

altamente contaminantes debido principalmente a sus emisiones de CO2 lo que conlleva a

un creciente coste en materia medioambiental. Por esta razón, en los últimos años se están

proponiendo nuevas tecnologías de reducida emisión de CO2 como las plantas con sistemas

de captura de CO2 (sistema CCS). Aunque existe poca información sobre estos sistemas, se

estima que el precio de la inversión de las centrales que los incorporan sea el doble del de

una central convencional y el consumo de combustible un 40% superior [SCH 11]. La

comparación del LCOE de los dos tipos de centrales, convencional y con CCS, se muestra en


24 | Cap. 5

la tabla 5.13. Ésta ha sido calculada considerando una vida útil de 40 años. A día de hoy, el

valor del LCOE de la generación en centrales provistas de CCS, ya es superior a la producida

en parques eólicos o fotovoltaicos. Además, la introducción de algunas externalidades a las

estimaciones del LCOE y en particular el hecho de que España debido a la pobre calidad y

difícil extracción del mineral local deba importarlo en su mayor parte, el LCOE deja de gozar

de la estabilidad antes mencionada.

Tabla 5.13

Cálculo del LCOE de las plantas de carbón

Tecnología Carbón/MW

Casos analizados Sin CCS Con CSS

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 7,5 7,5

Inversión (M€) (A0) 0,4 0,9

OyM (M€/año) (Mt) 0,02 0,02

Combustible (Ft) 0,21 0,29

Factor de Capacidad 85% 85%

LCOE (€/MWh) 53 73


Otras tecnologías de generación

Ninguna de las fuentes de información utilizadas muestra datos fiables respecto al valor

del LCOE de plantas de cogeneración ni de centrales de fuel. Puesto que más del 80% de la

potencia instalada en España de las plantas de cogeneración tiene como combustible el gas

natural, su valor de LCOE se ha asimilado al mismo que el de las plantas de ciclo combinado.

Sin embargo, estas plantas de cogeneración ven reducida su inversión respecto a las de

ciclo combinado por compartir elementos (caldera) o no requerir algunos componentes

(sistemas de refrigeración) al considerar conjuntamente su instalación con la del proceso

productivo asociado. Por ello es esperable que su valor real de LCOE sea algo inferior al que

finalmente se ha utilizado.

Por otro lado, las plantas térmicas a partir de fuel han experimentado en España una

rápida secuencia de desactivación desde el año 2006 (6.647 MW activos y una producción

de 5.905 GWh), hasta el año 2011 (2.540 MW activos y una producción nula). Esto ha

llevado a prescindir de esta tecnología en las evaluaciones del coste de los sistemas eléctricos

actuales y futuros [REE 11].


Cap. 5 | 25

5.2.2 Calculo del coste de sistemas eléctricos de España a través del LCOE

En el presente apartado se muestran los costes del sistema actual y de las propuestas

100% renovables evaluados utilizando el indicador LCOE. Al igual que para comparar

distintas tecnologías entre sí, el coste del sistema total utilizando dicho indicador permite

comparar diferentes sistemas completos. Sin embargo, es importante tener en cuenta que

su valor absoluto no se ajusta a la realidad de costes totales de un sistema ya que la

producción de cada tecnología y de cada año se ve reducida por el tipo de descuento. Como

consecuencia de que en el cálculo del indicador el precio de la energía se considera

constante durante toda la vida útil del proyecto.

Los costes de los sistemas eléctricos se calculan a fecha actual y en hipotéticas fechas

futuras donde las tecnologías renovables se suponen han alcanzado su madurez tecnológica

y ya han sustituido a la generación no renovable. Tal como se ha comentado en otras

ocasiones, el año 2050 sería representativo de esta situación. En primer lugar se evaluarán

los sistemas suponiéndolos en régimen de funcionamiento estacionario. Esto significa que

tanto el número de tecnologías como su potencia instalada permanecen prácticamente

constantes a lo largo del tiempo. Los procesos transitorios que llevarían desde el sistema de

generación actual hasta las propuestas 100% renovables se analizarán en detalle en un

apartado posterior.

El coste de cada sistema de generación eléctrica puede evaluarse sumando los costes

individuales de las distintas tecnologías que forman parte del mismo. La expresión 5.5

resume este cálculo donde Nt es el número de tecnologías y como puede apreciarse, cada

tecnología aporta un coste calculado como producto de su LCOEi y su producción bruta Pi.

En el caso del sistema actual se toman los datos de producción del informe de REE para el

año 2007, extrapolados a una demanda de 250,85 MWh, la cual se ha adoptado como valor

de referencia. Las producciones de las dos propuestas 100% renovables se han obtenido de

simulaciones realizadas con el modelo energético y cuyos resultados de operación por

tecnologías se presentaron en el capítulo anterior.

∑ (5.5)

La figura 5.4 muestra de forma gráfica el proceso de cálculo que debe seguirse para

evaluar los costes globales de cualquier sistema a partir de los índices LCOE. Primeramente

se debe seleccionar el año del que se desea determinar el valor del LCOE. Si se trata de un

año actual o pasado se deberá hacer una búsqueda de datos de los costes de: inversión,

operación, mantenimiento, combustible y desmantelamiento de las distintas tecnologías. Si

se trata de un año futuro se realizará una labor de investigación para determinar la previsión

de los mismos costes en el año elegido. Posteriormente se cataloga el sistema eléctrico. Si

se trata de un sistema real, los datos de producción serán directamente tomados de los

informes del operador de red. Si por el contrario, son hipotéticos sistemas que tratan de


26 | Cap. 5

maximizar la potencial generación renovable, las producciones son facilitadas por el

modelo de simulación descrito en el capítulo 3. Éste determina los coeficientes de

penalización que hay que aplicar a las producciones potenciales de las diferentes tecnologías,

por el hecho de implementar una estrategia de prioridades para maximizar la generación

renovable. Lógicamente a mayor coeficiente de penalización mayor coste de la energía.

Aplicando unos valores estimados de inflación y tipo de descuento y mediante la expresión

5.2 se determinan los valores del LCOE de cada tecnología, para la dinámica propia del

sistema eléctrico de estudio. De la multiplicación de estos valores por las producciones

correspondientes de cada tecnología se obtiene el coste del sistema eléctrico de dicho año

(expresión 5.5). Tal y como se ha mencionado anteriormente los costes de los sistemas así

calculados son únicamente válidos para análisis comparativos.

Figura 5.4

Diagrama de flujo para el cálculo del coste de sistemas eléctricos a través del LCOE


La tabla 5.14 muestra el valor de LCOE a fecha actual de las distintas tecnologías de

generación que forman el sistema eléctrico actual (el cual incluye tanto generación renovable


Cap. 5 | 27

como no renovable) y las dos propuestas de sistemas eléctricos 100% renovables. Los valores

de LCOE elegidos han sido con carácter general aquellos de elaboración propia para las

tecnologías renovables y los facilitados por Bloomberg para las tecnologías no renovables. Para

los tres sistemas se han seleccionado como valores de tipo de descuento e inflación 8% y 3.5%

respectivamente, que son los utilizados por Greenpeace España en sus análisis económicos

[CAS 06]. Estos se consideran estimaciones adecuadas desde el punto de vista financiero,

especialmente dadas las circunstancias actuales de gran incertidumbre como consecuencia

de la reciente crisis económica y financiera. Tal como se demostró en el capítulo anterior los

sistemas 100% renovables trabajarían en casi todas las tecnologías con un factor de capacidad

inferior al que lo hacen en el sistema actual. Las razones de ello se mostraron con suficiente

detalle en el cuarto capítulo. No obstante, de forma simplificada se puede resumir que en las

propuestas 100% renovable es necesario sobredimensionar fuertemente en potencia y menos

en energía, y aceptar ciertos niveles de pérdidas irreversibles para que el sistema garantice

el servicio a la demanda. Lógicamente, como se ha dicho esto penalizaría su factor de carga

respecto al actual tal como se indica para cada tecnología en la tabla 5.14, factor ∆FC. El valor

del LCOE considerado para cada tecnología se ha recalculado aplicando dicha reducción de

factor de carga.

Tabla 5.14

Valor del LCOE de las distintas tecnologías a fecha 2011. K=8%, i=3,5%

Año 2011 Mix actual

100% Renovable

Propuesta 1 Alm. Rev. = 9 GW

Propuesta 2 Alm. Rev. = 6,1 GW

Tecnología LCOE ∆ FC LCOE ∆ FC LCOE

€/MWh % €/MWh 2472 €/MWh

Eólica terrestre 74 ≈-2 75 ≈-1 74

Eólica marina 114 0 114 0 114

Fotovoltaica con seguidor 71 ≈-20 89 ≈-15 83

Fotovoltaica en edificación 119 ≈-20 149 ≈-15 317

Cilindro parabólico 269 ≈-20 337 ≈-15 317

Torre con almacenamiento 260 ≈0 almacén 260 ≈0 almacén 260

Residuos urbanos 104 NA NA NA NA

Biomasa (paja, poda, monte) 117 ≈-35 137 ≈-35 137

Biomasa (cultivos energéticos) 196 ≈-35 195 ≈-35 216

Geotérmica Binaria 75 ≈-35 98 ≈-35 98

Geotermia EGS 150 ≈-35 195 ≈-35 192

Gran hidráulica 64 ≈-35 89 ≈-37 137

Bombeo puro 98 ≈-20 117 ≈-33 137

Minihidráulica 56 ≈-6 58 ≈-37 90

Nuclear 72 NA NA NA NA

Ciclo combinado 52 NA NA NA NA

Central de carbón 53 NA NA NA NA

Cogeneración 52 NA NA NA NA

* Se estima el rendimiento de las instalaciones fotovoltaicas en edificación del orden de un 30% inferior a las de seguidor



28 | Cap. 5

Partiendo del valor del LCOE actual mostrado en la tabla 5.14, se ha extrapolado el valor

de este indicador para el año 2050 y cuyos resultados se muestran en la tabla 5.15. Para

ello se tiene en cuenta las previsiones de variación de los costes de inversión, operación y

mantenimiento de acuerdo a las anteriores explicaciones al respecto. Además se incluyen

las expectativas de fluctuación del combustible y el impacto de las externalidades en

aquellas tecnologías que aplique. Por ejemplo, el coste del sistema CCS de las plantas de

carbón se ha considerado como un incremento en la inversión de las centrales y en el

consumo de carbón. Únicamente se prevé que dos tecnologías reduzcan su inversión en

más de un 60%: termosolar de torre con almacenamiento y fotovoltaica en edificación. Las

centrales termoeléctricas de torre provistas de almacenamiento irrumpieron en Bloomberg

por primera vez el primer trimestre del 2012 y en el segundo semestre experimentaron ya

un descenso del 18%. Por otra parte si finalmente se potencia el autoconsumo, el precio de

los componentes de las instalaciones fotovoltaicas integradas en edificación podría sufrir

un descenso semejante al de la fotovoltaica de suelo. Además se está avanzando

considerablemente en la reducción de la superficie requerida para una misma potencia

fotovoltaica con el consecuente decremento del precio de la instalación. Adicionalmente, si

los edificios se conciben para optimizar dicha tecnología los costes de inversión y

mantenimiento serán apreciablemente inferiores a las de una instalación implementada en

un edificio existente.

El valor del LCOE de la tecnología Geotérmica EGS se espera que se reduzca hasta

situarse a nivel de la Geotérmica Binaria, pero al ser estado actual de desarrollo muy

preliminar no se han considerado reducciones en su LCOE para la extrapolación al año

2050. La previsión de aumento del gas natural (50%) ha sido tomada a la vista de la figura 5.2.

Aunque en el apartado anterior se ha evaluado las externalidades con valores apreciablemente

superiores a los mostrados en la tabla 5.15, finalmente se ha optado por una posición

conservadora con el fin de obtener resultados con un amplio margen de seguridad. Una

línea futura de investigación sería el análisis y mejora de la utilización de las grandes

centrales hidráulicas en las propuestas 100% renovables, con el fin de incrementar su factor

de capacidad y por lo tanto reducir el valor del LCOE. Esto no se ha considerado en los estudios

realizados y se prevé que sería una importante mejora a favor de las propuestas renovables.


Cap. 5 | 29

Tabla 5.15

Previsión de los valores de LCOE de las distintas tecnologías en el año 2050.

K=8%, i=3,5%

Tecnología LCOE 2011 Var. Inv. Var. O&M Var. Comb. Extern. LCOE 2015

€/MWh % % % €/MWh €/MWh

Eólica terrestre 74 -10 -20 NA NA 65

Eólica marina 114 0 0 NA NA 114

Fotovoltaica con seguidor 71 -15 -30 NA NA 58

Fotovoltaica en edificación 119 -60 -50 NA NA 49

Cilindro parabólico 269 -50 -50 NA NA 135

Torre con almacenamiento 260 -65 -50 NA NA 103

Residuos urbanos 104 -50 0 0 NA 64

Biomasa (paja, poda, monte) 117 -20 -15 0 NA 107

Biomasa (cultivos energéticos) 196 -20 -15 -30 NA 143

Geotérmica Binaria 75 -50 -50 NA NA 37

Geotermia EGS 150 -30 -40 NA NA 99

Gran hidráulica 64 0 0 NA NA 64

Bombeo puro 98 0 0 NA NA 98

Minihidráulica 56 0 0 NA NA 56

Nuclear 72 20 0 25 15 94

Ciclo combinado 52 0 0 50 10 91

Central de carbón 53 100 0 40 0 73

Cogeneración 52 0 0 50 10 91


La tabla 5.15 ya permite intuir algunos aspectos para lograr la viabilidad económica de

un sistema 100% renovable. De cumplirse las previsiones para el año 2050 las tecnologías

fotovoltaica, eólica terrestre y geotérmica binaria alcanzarían un valor de LCOE del mismo

rango al que tienen hoy las tecnologías a substituir: nuclear, ciclo combinado y carbón. Si

además a estas últimas tecnologías se incorporasen las previsiones de aumento de coste

de combustible y la afección de ciertas externalidades, sus valores de LCOE resultarán

considerablemente superiores a las de la generación renovable. Es conveniente insistir en la

posible variabilidad de los valores de LCOE en periodos cortos de tiempo, lo cual le imprime

un alto grado de incertidumbre a todo el análisis y por lo tanto, los resultados obtenidos

deben interpretarse con cierta cautela. Los avances tecnológicos, el marco regulatorio

energético, la accesibilidad al recurso primario, el nivel de competencia en los suministros y

las externalidades que se consideren son los motivos principales de dicha variabilidad.

A partir de los valores de LCOE previstos para cada tecnología en el año de referencia 2050

es posible efectuar la evaluación de cada una correspondiente al sistema actual y a las

propuestas 100% renovable. En éstas últimas, se requiere cierto reajuste de los índices LCOE


30 | Cap. 5

debido a la reducción de factor de carga, ∆FC, que ya se presentó en la tabla 5.14. Los

resultados se muestran en la tabla 5.16, calculadas en las mismas condiciones de tasa de

descuento e interés antes utilizadas.

Tabla 5.16

Valor del LCOE de las distintas tecnologías a fecha 2050. K=8%, i=3,5%

Mix actual

100% Renovable



Tecnología LCOE ∆ FC LCOE ∆ FC LCOE

€/MWh % €/MWh 2472 €/MWh

Eólica terrestre 65 ≈-2 66 ≈-1 65

Eólica marina 114 0 114 0 114

Fotovoltaica con seguidor 58 ≈-20 72 ≈-15 68

Fotovoltaica en edificación 49 ≈-20 61 ≈-15 58

Cilindro parabólico 135 ≈-20 168 ≈-15 159

Torre con almacenamiento 103 ≈0 almacén 1031 ≈0 almacén 103

Residuos urbanos 64 NA NA NA NA

Biomasa (paja, poda, monte) 107 ≈-35 123 ≈-35 123

Biomasa (cultivos energéticos) 143 ≈-35 160 ≈-35 160

Geotérmica Binaria 37 ≈-35 49 ≈-35 49

Geotermia EGS 99 ≈-35 130 ≈-35 123

Gran hidráulica 64 ≈-35 89 ≈-37 90

Bombeo puro 98 ≈-20 117 ≈-33 137

Minihidráulica 56 ≈-6 58 ≈-8 58

Nuclear 94 NA NA NA NA

Ciclo combinado 91 NA NA NA NA

Central de carbón 73 NA NA NA NA

Cogeneración 91 NA NA NA NA


Para calcular el coste global del sistema actual y de las propuestas 100% renovable tanto

a fecha actual como en el año 2050 basta con multiplicar los índices LCOE de cada tecnología

por el correspondiente valor de producción. Tanto las plantas de biomasa como de geotermia

se plantean como generadores controlables que deben cubrir la producción al respecto

calculada con el modelo de simulación. El reparto de esta carga de trabajo entre ellas se ha

realizado utilizando criterios económicos, nivel de desarrollo tecnológico y de ocupación

territorial (especialmente debida a cultivos energéticos). La tabla 5.17 muestra la ponderación

final adoptada para cada tecnología y que proporciona tanto la potencia como la energía

necesaria en la primera propuesta 100% renovable.

En el Plan de Energías Renovables 2011-2020, se planifican para el año 2020 tan solo 50 MW

de plantas de geotermia. Por lo tanto, aunque la tabla 5.17 proponga niveles de instalación

potencialmente realizables, en la práctica resultará difícil lograble si dicho plan no es reajustado

a tiempo. La tabla 5.17 muestra además la potencia equivalente controlable facilitada por el


Cap. 5 | 31

modelo de simulación. Puesto que este estudio debe ser robusto a largo plazo, se ha

tomado como valor de referencia la mayor potencia equivalente controlable requerida del

periodo 2001-2010 (5,65 GW). Teniendo en cuenta que el potencial de biomasa en España se

cifró como mínimo en valores tan bajos como 6 GW (Acciona Energía), la primera propuesta

podría llevarse a cabo incluso prescindiendo de la generación geotérmica. O incluso

contando con 1,65 GW de potencia geotérmica y prescindiendo de los cultivos energéticos,

y de su problema de ocupación territorial. La potencia equivalente renovable ofrecida por el

modelo de análisis para la segunda propuesta 100% renovable es de 7,78 GW; por lo que si

se optará por ella se deberá planificar una penetración de plantas geotérmicas mayor que

la existente en el PER 2011-2020.

Tabla 5.17

Distribución de la generación controlable para la Propuesta 1. 100% renovable

Tecnología Controlable 46,01 TWh

LCOE 2011 €/MWh

LCOE 2050 €/MWh

Prod. %

Prod. TWh

Pot. GW

Pot. Equiv. GW

Biomasa (paja + poda + monte) 117 107 40 18,4068 3,32 2,26

Biomasa (cultivos energéticos) 196 143 10 4,6017 0,83 0,57

Geotermia binaria 75 37 40 18,4058 3,32 2,26

Geotermia EGS 75 37 40 18,4068 3,32 2,26

Total 100 46,02 8,3 5,65


El modelo de simulación ofrece para las propuestas 100% renovables niveles de generación

solar de una forma genérica sin especificar si su origen debe ser termosolar o fotovoltaico.

Sin embargo, el factor económico va a jugar un importante papel a la hora de determinar

criterios de reparto de las cargas productivas calculadas con dicho modelo. En la tabla 5.18

se muestra la distribución seleccionada para la primera propuesta 100% renovable. Los

criterios utilizados para esta distribución han sido el valor del LCOE, la evolución de la

tecnología y la capacidad de almacenamiento. Debido a las buenas perspectivas que se

auguran para la tecnología de torre con almacenamiento, se ha optado por ella dentro del

ámbito de las centrales termosolares, manteniendo únicamente la centrales existente de la

tecnología de cilindro parabólico. Hay que tener en cuenta que las propuestas 100%

renovables están diseñadas con el factor de capacidad de la generación fotovoltaica con

seguidor (21%). El hecho de considerar otras tecnologías solares con factores de capacidad

distintos, especialmente las plantas provistas de almacenamiento y las fotovoltaicas integradas

en edificación, obligan a realizar un cálculo particularizado de las distintas tecnologías para

determinar la potencia real que se debería instalar en cada caso.

En las propuestas 100% renovables que se plantean en este capítulo, la distribución

porcentual mostrada en la tabla 5.18 debiera ser dinámica. Es decir, a medida que las plantas

llegan al final de su vida útil y en función del desarrollo de las diferentes tecnologías y de


32 | Cap. 5

sus correspondientes valores del LCOE se optará por instalar una u otra. Lo mismo ocurriría

con los porcentajes de la tabla 5.17.

Tabla 5.18

Distribución de la generación solar para la Propuesta 1. 100% renovable

Tecnología Solar 56,75 TWh

LCOE 2011 €/MWh

LCOE 2050 €/MWh

Prod. %

Prod. TWh

FC %

Pot. GW

Fotovoltaica con seguidor 71 58 40 23,90 21,0 12,99

Fotovoltaica en edificación 119 49 40 23,90 16,8 16,24

Cilindro parabólico 269 135 4 2,47 23,4* 0,95

Torre con almacenamiento 260 103 16 9,48 65,0 1,66

Total 100 59,75 31,85

* Valor promedio considerando las plantas instaladas hoy (con y sin almacenamiento)


Las tablas 5.19 y 5.20 muestran el coste del sistema eléctrico español actual y las

propuestas 100% en el año 2011 y en el año 2050. Para ello se han utilizado las producciones

de las diferentes tecnologías para cada sistema, incluyendo el desglose de las distintas fuentes

renovables controlables y tecnologías solares, además de los valores del LCOE del año 2011

y las previsiones de dicho indicador para el año 2050. Utilizando los valores del LCOE del

2011 los sistemas 100% renovables son del orden del 55% más costosos que el sistema

actual, mientras que utilizando las previsiones para el año 2050 son incluso ligeramente

más económicas las propuestas 100% renovables.


Cap. 5 | 33

Tabla 5.19

Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2011. K=8%, i=3,5%

Año 2011 K = 8% i = 3,5%

Mix actual 100% Renovable



Tecnología Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Eólica terrestre 41.661 74 3.083 118.899 75 8.917 102.773 74 7.605

Eólica marina 0 114 0 13.957 114 1.591 14.190 114 1.618

Fotovoltaica con seguidor 7.569 71 537 18.363 89 1.634 16.887 83 1.402

Fotovoltaica en edificación* 0 119 0 18.363 149 2.736 16.887 140 2.364

Cilindro parabólico 2.029 269 546 2.029 337 684 2.029 317 643

Torre con almacenamiento 0 260 0 7.153 260 1.860 6.415 260 1.667

Residuos urbanos 1.200 104 125 0 NA 0 0 NA 0

Biomasa (paja, poda, monte) 2.168 117 254 18.407 137 2.522 25.636 137 3.512

Biomasa (cultivos energéticos) 2.168 196 425 4.602 216 994 6.409 216 1.384

Geotérmica Binaria 0 75 0 18.407 98 1.804 25.636 98 2.512

Geotermia EGS 0 150 0 18.407 98 1.804 25.636 98 2.512

Gran hidráulica 25.703 64 1.645 21.304 89 1.896 20.959 90 1.886

Bombeo puro 1.947 98 191 7.649 117 895 3.969 137 544

Minihidráulica 5.155 56 289 7.748 58 449 8.163 58 473

Nuclear 57.670 72 4.152 0 NA 0 0 NA 0

Ciclo combinado 50.619 52 2.632 0 NA 0 0 NA 0

Central de carbón 32.990 53 1.748 0 NA 0 0 NA 0

Cogeneración 30.403 52 1.581 0 NA 0 0 NA 0

Consumos en generación -7.186

Consumo en bombeo -3.245 -10.631 -5.511

Total 250.851 17.208 250.851 1.934 26.880 250.851 26.862




34 | Cap. 5

Tabla 5.20


Año 2050 K = 8% i = 3,5%





LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €


Eólica marina 0 114 0 13.957 114 1.591 14.190 114 1.618


Fotovoltaica en edificación 0 49 0 18.363 61 1.120 16.887 58 989


Torre con almacenamiento 0 103 0 7.153 103 737 6.415 103 661




Geotérmica Binaria 0 37 0 18.407 49 902 25.636 49 1.256

Geotermia EGS 0 99 0 4.602 130 598 6.409 130 833

Gran hidráulica 25.703 64 1.645 21.304 89 1.896 20.959 90 1.886

Bombeo puro 1.947 98 191 7.649 117 895 3.969 137 544

Minihidráulica 5.155 56 289 7.748 58 449 8.163 58 473

Nuclear 57.670 94 5.421 0 NA 0 0 NA 0






Total 250.851 21.366 250.851 1.310 20.699 250.851 20.581



A continuación se indican algunas suposiciones que se han utilizado para la determinación

de estas tablas:

- El valor de LCOE de las tecnologías hidráulicas se ha considerado sin contemplar la

inversión de la obra civil. Esta se supone de duración indefinida, solo la central se

renueva tras finalizar su vida útil. Un análisis de sensibilidad sobre el impacto del coste

de la obra civil en las centrales hidroeléctricas se realizará a lo largo de este capítulo.

- Las producciones de las propuestas 100% renovables se han tomado del año promedio

(año 7 de la simulación con el modelo matemático) ya que tanto el recurso eólico,


Cap. 5 | 35

hidráulico y solar de dicho año está muy cercano al promedio de los 10 años de

estudio disponibles.

- En el escenario real se han considerado los consumos en generación ya que los sistemas

no renovables (especialmente las centrales de carbón) consumen una cantidad no

despreciable en los procesos previos a la producción de electricidad. En la generación

renovable estos consumos pueden considerarse despreciables.

5.2.3 Análisis de sensibilidad respecto al índice de inflación y tipo de descuento

Las tablas 5.14 y 5.16, muestran en realidad un análisis de sensibilidad del LCOE de cada

tecnología respecto a la penalización que sufren los sistemas renovables por la implementación

de una estrategia de operación como la definida en el tercer capítulo. Es decir, en situación

de pleno funcionamiento 100% renovable el factor de carga se reduce y ello penalizaría su

LCOE. Por otro lado, la tabla 5.15 es per se un análisis de sensibilidad del LCOE de cada

tecnología respecto a la evolución de los costes de inversión, combustible, operación y

mantenimiento y ciertas externalidades. No obstante, en este apartado se realiza un ejercicio

específico de análisis de la influencia de dos variables importantes que afectan al LCOE:

índice de inflación y tipo de descuento.

Índice de inflación

Hasta ahora se han realizado los cálculos considerando los valores que proporcionaba

Greenpeace España: i=3,5% y K=8%, en el presente apartado se contemplaran también valores

de índice de inflación y tipo de descuento del 2% y 4% respectivamente. Estos valores están

alineados con los que facilitan para el cálculo de LCOE otras fuentes de referencia en este

asunto [IEA 10]. Las tablas 5.21 y 5.22 muestran el coste de los tres mismos sistemas

eléctricos en el año 2011 y 2050 respectivamente, pero en este caso calculados con un

índice de inflación del 2%. Las variaciones en la inflación tienen más impacto en aquellas

tecnologías cuyo recurso tiene un coste. Por lo tanto la reducción de esta implica descensos

más importantes en el coste de la generación no renovable que en la generación renovable

(únicamente la biomasa tiene coste). Para una inflación del 2% en el año 2011 el coste de

las propuestas 100% renovables es del orden del 70% superior al mix actual y en el año

2050 un 4% superior.


36 | Cap. 5

Tabla 5.21

Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2011. K=8%, i=2%

Año 2011 K = 8% i = 2%





LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €


Eólica marina 0 108 0 13.957 108 1.507 14.190 108 1.532


Fotovoltaica en edificación 0 117 0 18.363 146 2.681 6.887 138 2.320


Torre con almacenamiento 0 249 0 7.153 249 1.781 6.415 249 1.597




Geotérmica Binaria 0 68 0 18.407 91 1.675 25.636 91 2.333

Geotermia EGS 0 136 0 4.602 181 833 6.409 181 1.160

Gran hidráulica 25.703 60 1.542 21.304 85 1.811 20.959 86 1.802

Bombeo puro 1.947 93 181 7.649 112 857 3.969 131 520

Minihidráulica 5.155 51 263 7.748 53 411 8.163 53 433

Nuclear 57.670 60 3.460 0 NA 0 0 NA 0






Total 250.851 15.006 250.851 1.814 25.572 250.851 25.417



Cap. 5 | 37

Tabla 5.22

Coste del sistema eléctrico a través del LCOE a fecha 2050. K=8%, i=2%

Año 2050 K = 8% i = 2%





LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €


Eólica marina 0 108 0 13.957 108 1.507 14.190 108 1.532


Fotovoltaica en edificación 0 49 0 18.363 60 1.102 16.887 56 946


Torre con almacenamiento 0 95 0 7.153 95 679 6.415 95 609



Biomasa (cultivos energéticos) 2.168 123 267 4.602 139 640 6.409 139 891

Geotérmica Binaria 0 34 0 18.407 45 825 26.636 45 1.154

Geotermia EGS 0 90 0 4.602 121 557 6.409 121 775

Gran hidráulica 25.703 60 1.542 21.304 85 1.811 20.959 86 1.802

Bombeo puro 1.947 93 181 7.649 112 857 3.969 131 520

Minihidráulica 5.155 51 263 7.748 53 411 8.163 53 433

Nuclear 57.670 88 5.075 0 NA 0 0 NA 0






Total 250.851 18.725 250.851 1.222 19.620 250.851 19.455


En las tablas anteriores se aprecia que aun siendo bien distinta la distribución energética

entre las diferentes tecnologías de las dos propuestas 100% renovables, al multiplicar estas

por el valor del LCOE correspondiente, el coste total de las dos opciones difieren muy poco

y siempre en un porcentaje considerablemente inferior al que le puede someter la propia

incertidumbre de los valores del LCOE. Por lo tanto en análisis económicos futuros se mostrará

la propuesta 2, sabiendo que el resultado será similar al de la propuesta 1. En un principio

se optó por realizar los cálculos con la propuesta 2, ya que debido a la menor exigencia de

almacenamientos reversibles (6,1 GW) se consideró más accesible que la propuesta 1 (9 GW).

Sin embargo, el rápido desarrollo de otros sistemas de almacenamiento como el basado en

baterías podría hacer que no hubiera diferencias de viabilidad técnica o económica entre


38 | Cap. 5

propuestas. Lo que tendría una repercusión importante en el requerimiento de potencia

controlable de 11,78 GW en la segunda opción hasta 8,3 GW de la primera opción.

Tipo de descuento

A continuación se realiza un análisis de sensibilidad del LCOE de cada tecnología así como

del coste total de cada sistema, estimando el tipo de descuento en un 4%. Para dicho

análisis se utiliza un valor de la inflación de 3,5%. Según la fórmula del LCOE, expresión 5.6,

el tipo de descuento afecta tanto al numerador como al denominador. Esto implica que las

variaciones de K pueden ocasionar dependiendo de la tecnología, valores de LCOE mayores

o menores. La tabla 5.23 pone de manifiesto que aquellas tecnologías cuyo recurso primario

tiene un coste, el valor del LCOE tiende a incrementarse a medida que desciende el tipo de

descuento, ocurriendo lo contrario en aquellas tecnologías cuyo recurso primario no tiene

coste. En dicha tabla se ha comparado el efecto del tipo de descuento en el valor del LCOE

en las centrales de carbón respecto al valor del LCOE en parques eólicos terrestres. En las

primeras el valor del LCOE se ve incrementado en un coeficiente de 1,10 cuando se reduce

el tipo de descuente del 8% al 4%, mientras que las segundas el LCOE se ve reducido ya que

el coeficiente a aplicar en el mismo caso es 0,76.

∑

∑

(5.6)

Tabla 5.23

Impacto del tipo de descuento en el valor del LCOE

Tecnología Ecuación 6.1 K=8% (1) año 2050

K=4% (2) año 2050 Ratio (2)/(1)

LCOE (4%)

Vs LCOE (8%)

Ratio (2)/(1) Numerador

= Vs

Ratio (2)/(1) Denominador

Carbón Numerador 5.440.726 10.298.665 1,89

1,10 Denominador 74.400 128.492 1,73

LCOE (€/MWh) 73 80

Eólica terrestre

Numerador 1.191.086 1.420.146 1,19

0,76 Denominador 18.304 28.887 1,58

LCOE (€/MWh) 65 49


La tabla 5.24 muestra que con los valores de LCOE calculados con K = 4% y a fecha actual,

el sistema 100% renovable sería un 29% más costoso que el sistema real, mientras que con

un valor de K = 8% la diferencia sería de un 55%. Esto es, como se ha dicho, debido al impacto


Cap. 5 | 39

del coste del combustible en el valor del LCOE. En aquellas tecnologías que requieren

combustible (no renovables y biomasa) cuando disminuye el valor del tipo de descuento

aumenta su valor del LCOE y en aquellas que no lo requieren (renovables excepto biomasa)

ocurre lo contrario incluso de forma más significativa. Por lo tanto, aunque el coste total del

sistema eléctrico disminuye, tanto para el sistema real como para un suministro renovable,

a medida que disminuye el tipo de descuento su efecto es más notable en el sistema 100%

renovable. Con las previsiones del LCOE para el año 2050 y manteniendo el tipo de descuento

al 4%, el coste del sistema actual extrapolado resultaría ser un 36% más costoso que un

sistema 100% renovable. La tabla 5.25 muestra estos resultados.

Tabla 5.24


Año 2011 K = 4% i = 3,5%




LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Eólica terrestre 41.661 56 2.333 102.773 57 5.858

Eólica marina 0 91 0 14.190 91 1.291

Fotovoltaica con seguidor 7.569 53 401 16.887 62 1.047

Fotovoltaica en edificación 0 88 0 16.887 103 1.739

Cilindro parbólico 2.029 208 422 2.029 245 497

Torre con almacenamiento 0 197 0 6.415 197 1.264

Residuos urbanos 1.200 77 92 0 NA 0

Biomasa (paja, poda, monte) 2.168 111 241 25.636 124 3.179

Biomasa (cultivos energéticos) 2.168 198 429 6.409 210 1.346

Geotérmica Binaria 0 63 0 25.636 76 1.948

Geotermia EGS 0 126 0 6.409 153 981

Gran hidráulica 25.703 46 1.182 20.959 60 1.258

Bombeo puro 1.947 69 134 3.969 90 357

Minihidráulica 5.155 46 237 8.163 48 392

Nuclear 57.670 78 4.498 0 NA 0

Ciclo combinado 50.619 56 2.835 0 NA 0

Central de carbón 32.990 58 1.913 0 NA 0

Cogeneración 30.403 56 1.703 0 NA 0


Consumo en bombeo -3.245 -5.511

Total 250.851 16.421 250.851 21.157



40 | Cap. 5

Tabla 5.25


Año 2011 K = 4% i = 3,5%




LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Prod GWh

LCOE €/MWh

Coste Mill. €

Eólica terrestre 41.661 49 2.041 102.773 50 5.139

Eólica marina 0 91 0 14.190 91 1.291

Fotovoltaica con seguidor 7.569 43 325 16.887 50 844

Fotovoltaica en edificación 0 37 0 16.887 43 726

Cilindro parabólico 2.029 104 211 2.029 122 248

Torre con almacenamiento 0 79 0 6.415 79 507

Residuos urbanos 1.200 52 62 0 NA 0

Biomasa (paja, poda, monte) 2.168 104 225 25.636 114 2.923

Biomasa (cultivos energéticos) 2.168 144 312 6.409 153 981

Geotérmica Binaria 0 31 0 25.636 38 974

Geotermia EGS 0 81 0 6.409 99 634

Gran hidráulica 25.703 46 1.182 20.959 60 1.278

Bombeo puro 1.947 69 134 3.969 90 357

Minihidráulica 5.155 46 237 8.163 48 392

Nuclear 57.670 120 6.920 0 NA 0

Ciclo combinado 50.619 98 4.961 0 NA 0

Central de carbón 32.990 80 2.639 0 NA 0

Cogeneración 30.403 98 2.979 0 NA 0


Consumo en bombeo -3.245 -5.511

Total 250.851 22.232 250.851 16.294


La tabla 5.26 resume el coste de cada propuesta en el momento actual y en el año 2050

(K=8%, i= 3,5%) e incluye los diferentes análisis de sensibilidad del tipo de descuento y de la

inflación realizados (K=4%, i=2%). Con el fin de obtener una visión del asunto más sencilla

se ha normalizado el coste de la energía respecto a la demanda anual empleada en los

estudios de 250,85 TWh. Se muestra también el ratio entre coste del sistema 100% renovable

y del sistema actual en cada caso. En esta tabla se observa que tanto el incremento de la

inflación como el decremento del tipo de descuento favorecen a las propuestas de sistemas

100% renovables.


Cap. 5 | 41

Tabla 5.26

Resumen del coste de los sistemas eléctricos calculados a través del

LCOE versus la demanda

2011 2050

i %

K %

Actual €/MWh

100%Ren.

€/MWh

100% Ren. Vs

actual i

% K %

Actual €/MWh

100%Ren.

€/MWh

100% Ren. Vs

actual

3,5 8 68,6 107,1 156,1% 3,5% 8 85,2 82,0 96,3%

2 8 59,8 101,3 169,4% 2 8 74,6% 77,6% 103,9%

3,5 4 65,5 84,3 128,8% 3,5 4 88,6 65,0 73,3%


5.3 Cálculo del VAN de las distintas tecnologías y del sistema eléctrico

Los estudios de costes de los diferentes sistemas eléctricos (actual y propuestas 100%

renovables) a través del LCOE permiten tan sólo un análisis comparativo acerca de la

viabilidad económica de las propuestas 100% renovables. Por ello, con el fin de completar

con análisis de rentabilidad de los diferentes sistemas eléctricos es necesario estudiar el

VAN y la TIR tanto de las tecnologías de forma independiente, como de cada sistema en

conjunto. VAN es el acrónimo de valor actualizado neto y representa el valor a fecha actual

de todos los flujos de dinero esperados en un proyecto, es decir, es igual a la diferencia

entre el valor actual de los cobros que genera y los pagos que origina, expresión 5.7 [EOI 11].

(5.7)

Los cobros de generación neta, expresión 5.8, sólo consideran los ingresos debidos a la

generación neta afectados por la tasa de descuento en cada ejercicio; donde Pelect sería el

precio de la electricidad y ProdNetat la producción neta en un año cualquiera t.

∑

(5.8)

Sin embargo, los pagos de generación bruta, expresión 5.9, incluyen los consumos en

generación y el consumo de los sistemas de bombeo. Donde además A es la inversión, Mt el

coste de operación y mantenimiento, Ft el coste del combustible, ambos por cada kWh


42 | Cap. 5

producido, ProdBrutat la producción bruta en kWh de cada ejercicio t y D el coste de

desmantelamiento.

∑

(5.9)

n= vida útil, K=tipo de descuento, i=inflación

Los consumos en generación de los sistemas 100% renovables son generalmente

despreciables, y únicamente se han considerado los costes de desmantelamiento para las

plantas nucleares (15% de la inversión). En el resto de las tecnologías éste ha sido compensado

con su valor residual [IEA 10]. A lo largo de este capítulo se ha asumido que tanto los ingresos

como los gastos se ejecutan al contado.

El valor del precio de la electricidad adoptado corresponde con el del mercado actual

eléctrico cuyo valor es resultado de un complejo sistema de casación de ofertas horarias y

de pago de servicios eléctricos. A día de hoy todas las tecnologías renovables (salvo la gran

hidráulica) que trabajan en régimen tarifario tienen prioridad por decreto para servir a la

demanda y entran en el mix directamente. Sin embargo, la generación renovable que trabaja

en el mercado eléctrico debe asegurar su entrada en el mix, para lo que habitualmente oferta

su producción a precio cero, de modo similar a como hace la generación nuclear. Siendo la

subasta del resto de generadores, hidráulica y ciclo combinado básicamente, los que realmente

establecen el precio final de mercado en las subastas. El precio más elevado al que las

compañías distribuidoras compran la energía en cada instante para poder servir a la

demanda será el que se aplica a todo el mix de generación en ese mismo instante.

Dependiendo de la tecnología que se trate podrá tener una política de precios adicional al

precio de mercado. El hecho de haberse incrementado considerablemente la penetración

renovable en España en la última década ha hecho que en ocasiones de demanda baja y

viento muy fuerte se haya podido satisfacer a la demanda únicamente con las tecnologías

renovables y las centrales nucleares. Esto ha tenido como consecuencia que el precio de

mercado de la generación haya sido en algún caso igual a cero, poniendo en evidencia una

situación absurda consecuencia del actual sistema retributivo. Una situación como la citada

sucedió durante unas determinadas horas de los días 15, 16,19 y 25 de abril del 2012 [REE 13].

En la tabla 5.27 se muestran los precios finales medios anuales en el mercado eléctrico

durante el periodo 2001-2010 [REE 13]. El precio es tan variable que para calcular el

término de ingresos del VAN se ha optado por considerar el precio promedio de estos años

una vez descontados los dos valores mayores y los dos valores menores. Este valor resulta

ser 47,1 €/MWh y no parece haber una regla concreta que explique tanta variación.


Cap. 5 | 43

Tabla 5.27

Evolución del precio final medio en el mercado eléctrico

Año 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Precio final medio€/MWh

38,6 45,7 37,3 35,7 62,4 65,8 47,3 69,6 43,3 45,4

Fuente: [REE 13]

En la figura 5.5 se pone de manifiesto como desde el 2001 la demanda eléctrica ha sufrido

un incremento mucho más suave que la potencia instalada, la cual prácticamente se ha

duplicado. Este sobredimensionamiento ha penalizado mayormente a las plantas de ciclo

combinado cuyo factor de capacidad de diseño era del orden del 85% y la realidad es que

en los últimos años han producido menos de la mitad de lo previsto. Esto unido a una

fuerte expansión económica y por lo tanto demandante de electricidad seguido del actual

periodo de recesión ha provocado unas oscilaciones aparentemente arbitrarias del precio

del mercado.

Figura 5.5

Evolución de la demanda eléctrica, potencia total instalada y precio

del mercado eléctrico


Este estudio realiza el análisis económico correspondiente al sistema de generación

cuyo precio de venta se ha fijado como el promedio del mercado eléctrico de los últimos 10

años. No obstante, este precio sería tan sólo del 44% del precio que habitualmente pagan

los consumidores finales. Al que se le repercuten costes tales como los de infraestructuras

de distribución, Comisión Nacional de Energía, potenciación de las tecnologías renovables,

etc., asuntos que quedarían fuera del alcance de este estudio. Sin embargo, es de prever

que en un sistema 100% renovable la relación entre el precio de tarifa al usuario respecto al

precio de mercado sea inferior a la relación actual. Y una razón importante para ello sería la

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2001 2003 2005 2007 2009

Val

or

no

rmal

izad

o r

esp

ect

o a

l 2

00

1

Año

Demanda

PrecioMercado

Pot.Instalada


44 | Cap. 5

reducción esperada de los gastos de distribución, consecuencia de acercar mucha parte de

la generación a los puntos de demanda y que simplificaría a la larga parte del sistema de

transporte y distribución. Además, algunas externalidades que tengan coste definido y que

hayan sido habitualmente asumidos por otros agentes o servicios, como por ejemplo en

salud, restauración medioambiental, infraestructuras, etc., debieran repercutirse adecuadamente

para plantear un precio de tarifa o de mercado más justo y acorde a los costes reales del

sistema en su conjunto. También afectaría la reducción de subvenciones a una generación

ya madura que no requieren un apoyo económico extra. Este y otros factores tienen su

influencia en la variación del precio y es evidentemente un tema muy complejo de estudio

en sí mismo, y que queda fuera del ámbito de esta tesis y como línea futura de investigación.

Las tablas 5.28 y 5.29 muestran los resultados del VAN de las diferentes tecnologías que

forman el sistema actual y la segunda propuesta 100% renovable, en el momento actual y

en el año 2050. Para los casos base, al igual que en el cálculo del LCOE, se ha considerado

un tipo de descuento igual al 8%, un índice de inflación igual a 3,5% y un precio de tarifa

eléctrico constante a lo largo de toda la vida útil de las plantas igual a 47,1 €/MWh. Los

costes de la inversión, operación y mantenimiento y combustible actuales así como los

factores de capacidad son los mismos utilizados para el cálculo del LCOE. Igualmente se han

aplicado las mismas suposiciones de futuro para calcular las previsiones de los costes en el

año 2050, mostradas en la tabla 5.15.

Se ha visto durante el cálculo del LCOE que la duración de la vida útil de las distintas

tecnologías varía substancialmente, por lo tanto, si se quiere homogenizar los años del

sistema eléctrico, el VAN de alguna tecnología resultará desvirtuado. Es decir, si se

homogeniza el cálculo del VAN según los años de la tecnología menos duradera, la inversión

total de aquellas tecnologías más duraderas se habrá contabilizado mientras que los

ingresos y los gastos de operación de los últimos años no, con lo que el valor del VAN no

será correcto. Si por el contrario se homogeniza el número de años según la tecnología más

duradera, deberán repotenciarse aquellas tecnologías cuya vida útil es más corta. Con lo

que se contabilizarán las inversiones requeridas para dichas repotenciaciones y no los

ingresos y los gastos de operación de los últimos años de las tecnologías que se han

repotenciado. De nuevo el valor del VAN resultaría incorrecto. Para evitar esto se ha optado

por calcular el VAN total del sistema sumando el VAN de cada tecnología con su

correspondiente vida útil. De aquí se deduce que el término de ingresos no debe ser el

mismo para ambos sistemas: actual y 100% renovable. Con el fin de poder comparar ambos

sistemas se ha normalizado el valor del VAN con respecto a los ingresos.

Aunque ambos sistemas han resultado deficitarios tanto en el año 2011 como en el año

de referencia 2050 (tabla 5.28 y 5.29), en el año 2011 es claramente más deficitario el

sistema 100% renovable, mientras que en el año de referencia 2050 ocurre lo contrario. El

hecho de obtener un VAN tan deficitario considerando el precio promedio de mercado

(-64.890 millones €) mostraría una situación de mercado absurda donde la mayoría de

compañías generadoras resulta deficitaria. Sin embargo, esto se compensa ya que casi

todas las compañías eléctricas tienen su filial comercializadora encargada de la venta final a


Cap. 5 | 45

los usuarios, siendo los resultados netos publicados por todas ellas claramente positivo

cada año.

Tabla 5.28

VAN del sistema eléctrico a fecha 2011. K=8%, i=3,5%

2011 (Millones €)

Sistema actual Propuesta 2 Sistema 100% Renovable

Ingresos Gastos VAN Ingresos Gastos VAN

Eólica terrestre 20.946,40 28.869,59 -7.923,19 51.672,63 70.320,51 -18.647.88

Eólica marina 0,00 0,00 0,00 7.134,24 16.142,81 -9.008,57

Fotovoltaica con seguidor 3.805,56 5.100,64 -1.295,08 8.490,65 13.322,08 -4.831,43

Fotovoltaica en edificación 0,00 0,00 0,00 8.490,65 21.306,08 -12.815,43

Cilindro parabólico 1.020,14 4.892,89 -3.872,74 878,78 4.892,89 -4.014,11

Torre con almacenamiento 0,00 0,00 0,00 2.779,96 19.052,33 -16.272,37

Residuos urbanos 589,16 1.181,18 -592,02 0,00 0,00 0,00

Biomasa (paja, poda, monte) 1.064,41 3.283,02 -2.218,61 12.586,54 34.143,57 -21.557,03

Biomasa (cultivos energéticos) 1.064,41 4.947,62 -3.883,21 3.146,64 13.457,82 -10.310,18

Geotérmica Binaria 0,00 0,00 0,00 12.586,54 24.465,33 -11.878,79

Geotermia EGS 0,00 0,00 0,00 3.146,64 12.217,64 -9.071,01

Gran hidráulica 16.228,26 18.613,77 -2.385,51 12.301,09 19.319,52 -7.018,43

Bombeo puro 1.111,86 3.302,08 -2.180,22 2.329,18 3.881,39 -1.552,22

Minihidráulica 3.025,56 3.464,03 -438,47 4.790,83 4.297,22 493,61

Nuclear 19.874,99 43.415,07 -23.540,08 0,00 0,00 0,00

Ciclo combinado 23.588,05 31.999,60 -8.411,54 0,00 0,00 0,00

Central de carbón 13.960,62 20.698,66 -6.738,04 0,00 0,00 0,00

Cogeneración 14.926,79 16.338,42 -1.411,63 0,00 0,00 0,00

Total 121.216,21 186.106,57 -64.890,36 130.334,35 256.818,18 -126.483,83

Ratio VAN/Ingresos -0,54 -0,97



46 | Cap. 5

Tabla 5.29

VAN del sistema eléctrico a fecha 2050. K=8%, i=3,5%

2050 (Millones €)

Sistema actual Propuesta 2 Sistema 100% Renovable

Ingresos Gastos VAN Ingresos Gastos VAN

Eólica terrestre 20.946,40 25.376,30 -4.429,90 51.672,63 61.792,71 -10.120,08

Eólica marina 0,00 0,00 0,00 7.134,24 16.142,81 -9.008,57

Fotovoltaica con seguidor 3.805,56 4.155,90 -350,34 8.490,65 10.922,95 -2.432,31

Fotovoltaica en edificación 0,00 0,00 0,00 8.490,65 8.789,64 -298,99

Cilindro parabólico 1.020,14 2.446,44 -1.426,30 878,78 2.446,44 -1.567,66

Torre con almacenamiento 0,00 0,00 0,00 2.779,96 7.228,46 -3.448,50

Residuos urbanos 589,16 733,40 -144,24 0,00 0,00 0,00

Biomasa (paja, poda, monte) 1.064,41 2.911,07 -1.846,66 12.586,54 30.023,79 -17.437,25

Biomasa (cultivos energéticos) 1.064,41 3.676,78 -2.612,37 3.146,64 9.933,82 -6.787,18

Geotérmica Binaria 0,00 0,00 0,00 12.586,54 12.232,66 353,88

Geotermia EGS 0,00 0,00 0,00 3.146,64 8.158,68 -5.012,04

Gran hidráulica 16.228,26 18.613,77 -2.385,51 12.301,09 19.319,52 -7.018,43

Bombeo puro 1.111,86 3.302,08 -2.180,22 2.329,18 3.881,39 -1.552,22

Minihidráulica 3.025,56 3.464,03 -438,47 4.790,83 4.297,22 493,61

Nuclear 19.874,99 50.786,29 -30.911,30 51.672,63 0,00 -10.120,08

Ciclo combinado 23.588,05 42.866,91 -19.278,86 0,00 0,00 0,00

Central de carbón 13.960,62 27.068,59 -13.107,97 0,00 0,00 0,00

Cogeneración 14.926,79 22.561,66 -7.634,87 0,00 0,00 0,00

Total 121.216,21 207.963,22 -86.747,01 130.334,35 195.170,10 -64.836,75

Ratio VAN/Ingresos -0,72 -0,50


Existen algunas variables de tipo financiero que pueden variar por distintas razones. Con

el fin de evaluar su posible influencia sobre el VAN de los sistemas analizados se han realizado

distintos estudios de sensibilidad.

5.3.1 Sensibilidad del VAN de la generación eólica terrestre respecto a su vida útil

La tecnología eólica terrestre es la más presente en las propuestas 100% renovable, y tal

como se presentó en el segundo capítulo su vida útil es todavía desconocida, aunque casi

seguro mucho mayor de lo estipulado específicamente en los proyectos. Puesto que el VAN

se ve afectado de manera importante por la vida útil, se ha procedido a realizar un análisis

de sensibilidad particular a este tecnología que lo caracterice. El resultado se muestra en la

tabla 5.30 correspondiente a los parques eólicos de la segunda propuesta de sistema 100%


Cap. 5 | 47

renovable, donde se observa que si se consiguiera alargar la vida útil hasta los 40 años,

doble de la expectativa inicial, el VAN aumentaría en 5.700 millones €. El hecho de aumentar

la vida útil desde los 20 años hasta los 25 años, ya supone un incremento del VAN de 2.600

millones €. En la figura 5.6, se aprecia como a medida que aumenta la vida útil la tendencia

de aumento en el VAN va decayendo.

Tabla 5.30

Sensibilidad del VAN a la vida útil de los Parques Eólicos

Vida util Años Ingresos Millones € Gastos Millones € VAN Millones €

20 47.526,01 60.297,61 -12.771,60

25 51.672,63 61.792,71 -10.120,08

30 54.494,75 63.001,22 -8.506,47

35 56.415,44 63.978,08 -7.562,64

40 57.722,63 64.767,70 -7.045,07


Figura 5.6

Sensibilidad del VAN a la vida útil de los Parques Eólicos.

Segunda propuesta 100% renovable


-14,000.00

-13,000.00

-12,000.00

-11,000.00

-10,000.00

-9,000.00

-8,000.00

-7,000.00

-6,000.00

20 25 30 35 40

VA

N (

MIL

LON

ES €

)

Años de vida util


48 | Cap. 5

5.3.2 Sensibilidad del VAN al precio del mercado eléctrico

Tal y como se ha visto en la figura 5.4, el mercado eléctrico no parece seguir una regla

concreta, lo que aporta un alto grado de incertidumbre al valor del VAN. Con el fin de tratar

de acotar esta incertidumbre se ha realizado un análisis de sensibilidad respecto al precio

del mercado eléctrico. Para llevar a cabo este estudio se ha considerado que el mercado

eléctrico fluctúa desde 35 a 70 €/MWh, con intervalos de 5 €/MWh (ver tabla 5.27). El

resultado se muestra en la figura 5.7 donde se han representado los valores de VAN del

sistema actual y propuesto para los años 2011 y 2050. Tal como puede apreciarse el VAN

del sistema actual y a fecha actual (azul) ofrecería resultados similares al propuesto 100%

renovable en 2050, donde ya no se contemplarían ayudas extra. Por otra parte, un VAN tan

bajo como el que corresponde al sistema propuesto en las condiciones del 2011 mostraría

la necesidad de mayores esfuerzos industriales y en I+D+i mejorar la rentabilidad de mucha

generación renovable. Por otra parte, si se mantiene la estructura actual de generación con

el paso del tiempo, mix actual a 2050 en color verde, su rentabilidad irá claramente

decayendo necesitando algún tipo de acción de compensación. Sea cual sea la decisión de

sistema eléctrico futuro es necesario un replanteamiento ya que la tendencia es en

cualquier caso negativa. Evidentemente, de entre las dos opciones, seguir con un mix como

el actual o tratar de renovarlo a base de generación renovable, la mejor opción hasta el

momento es la segunda.

Figura 5.7

Sensibilidad del VAN al precio del mercado eléctrico


A continuación y a la vista de los resultados deficitarios que muestra la figura 5.6 se

determina para cada uno de los cuatro sistemas el umbral de rentabilidad, es decir el precio

de mercado que hace nulo el VAN. Estos valores se muestran en la tabla 5.31, y tal como

puede apreciarse, el precio de mercado necesario para el sistema propuesto a fecha 2050

-180,000.00

-160,000.00

-140,000.00

-120,000.00

-100,000.00

-80,000.00

-60,000.00

-40,000.00

-20,000.00

0.00

20,000.00

30 40 50 60 70 80

VA

N (

Mill

on

es

€)

Precio Mercado Eléctrico (€/MWh)

AÑO 2011 MIXACTUAL

AÑO 2011 MIX100% RENOVABLE

AÑO 2050 MIXACTUAL

AÑO 2050 MIX100% RENOVABLE

UMBRAL DERENTABILIDAD


Cap. 5 | 49

sería incluso menor que el actual a fecha actual. Nuevamente, de esta comparación se extrae

la conclusión de la necesaria puesta en acción de medidas en desarrollo y que tiendan a

mejorar la rentabilidad de la generación renovable hasta hacer realidad como mínimo las

presentes expectativas.

Tabla 5.31

Precio del mercado eléctrico que alcance el umbral de rentabilidad.

K=8%, i=3,5%

Año

Umbral de Rentabilidad (€/MWh) 2011 2050

Mix Actual 72,36 80,81

Mix 100% Renovable 88,62 70,29


5.3.3 Sensibilidad del valor del VAN al tipo de descuento

Hasta ahora se ha tomado como referencia para el cálculo del VAN el tipo de descuento

utilizado por Greenpeace España, K = 8% [CAS 06]. Con el fin de determinar el impacto de este

parámetro en el valor del mismo se realiza un análisis de sensibilidad con un tipo de

descuento del 4% tal y como se llevó a cabo para el LCOE. En el análisis de sensibilidad se

pueden encontrar resultados diversos ya que el tipo de descuento afecta tanto al término

de ingresos como al de costes. El precio de mercado se ha establecido en su promedio de

47,1 €/MWh y la tasa de inflación al 3,5%. La tabla 5.32 muestra los resultados de este análisis.

Con carácter general aquellas tecnologías cuyo recurso primario no tiene coste (sol,

viento, agua), el valor del VAN sale beneficiado a medida que disminuye el tipo de descuento.

Por el contrario, aquellas tecnologías cuyo recurso tiene coste (biomasa, uranio, gas natural,

carbón) el valor del VAN sale perjudicado a media que disminuye el tipo de descuento.

Puesto que en la propuesta 100% renovable, únicamente tiene coste el recurso de la

biomasa, el impacto negativo que éste aporta al valor total del VAN ante un descenso del

tipo de descuento queda contrarrestado con creces por el impacto positivo del resto de las

tecnologías. En el mix actual el peso de la generación no renovable es muy alto y por lo

tanto también el impacto negativo en el VAN causado por un bajada del tipo de descuento; lo

que no puede ser contrarrestado por el efecto positivo que provoca en la generación renovable.


50 | Cap. 5

Tabla 5.32

Sensibilidad del VAN al tipo de descuento

2011 2050

Actual 100% Renovable Actual 100% Renovable

K = 8% K = 4% K = 8% K = 4% K = 8% K = 4% K = 8% K = 4%

Eólica terrestre -7.923 -1.610 -18.648 -3.073 -4.430 2.562 -10.120 7.129

Eólica marina 0 0 -9.009 -8.592 0 0 -9.009 -8.592

Fotovoltaica con seguidor -1.295 -202 -4.831 -2.392 -350 944 -2.432 456

Fotovoltaica en edificación 0 0 -12.815 -10.376 0 0 -299 2.888

Cilindro parabólico -3.873 -4.227 -4.014 -4.433 -1.426 -1.367 -1.568 -1.574

Torre con almacenamiento 0 0 -16.272 -17.075 0 0 -4.449 -4.205

Residuos urbanos -592 -471 0 0 -144 -15 0 0

Biomasa (paja, poda, monte) -2.219 -2.879 -21.557 -29.281 -1.847 -2.460 -17.437 -24.136

Biomasa (cultivos energéticos) -3.883 -5.783 -10.310 -15.906 -2.612 -3.796 -6.787 -10.270

Geotérmica Binaria 0 0 -11.879 -10.417 0 0 354 4.820

Geotermia EGS 0 0 -9.071 -10.284 0 0 -5.012 -5.006

Gran hidráulica -2.386 -2.432 -7.018 -3.367 -2.386 2.432 -7.018 -3.367

Bombeo puro -2.180 -2.865 -1.552 -2.058 -2.180 -2.865 -1.552 -2.058

Minihidráulica -438 -352 494 631 -438 -352 494 637

Nuclear -23.540 -50.854 0 0 -30.911 -66.180 0 0

Ciclo combinado -8.412 -10.785 0 0 -19.279 -29.746 0 0

Central de carbón -6.738 -13.920 0 0 -13.108 -27.092 0 0

Cogeneración -1.412 -2.665 0 0 -7.635 -13.414 0 0

Total (Millones €) -64.890 -94.181 -126.484 -116.623 -86.747 141.349 -64.836 -43.274

VAN K = 4% vs VAN K = 8% -145% 8% -163% 33%


5.3.4 Sensibilidad del VAN al índice de inflación

Para este análisis se ha asumido que el precio de la electricidad no varía a lo largo de la

vida útil de las plantas y que por lo tanto la inflación únicamente afecta al término de los

costes del VAN. En general, un aumento de la inflación afectará al precio de combustible


Cap. 5 | 51

pero no al de inversión, fijado como una ejecución única al inicio del proyecto; lo que

produciría una reducción del VAN. En la tabla 5.33 se muestra el efecto que tanto en las

tecnologías como de forma global tiene una reducción de la inflación, desde el 3,5 al 2%.

Quizá más realista dada la situación actual de crisis. Como puede apreciarse en todos los

casos una reducción de inflación resulta positiva, aunque mayor en los sistemas que más

dependencia tienen de los combustibles.

Tabla 5.33

Sensibilidad del VAN al tipo de inflación. i=2%

2011 2050

Actual 100% Renovable Actual 100% Renovable

K = 3,5% K = 2% K = 3,5% K = 2% K = 3,5% K = 2% K =3,5% K = 2%

Eólica terrestre -7.923 -7.140 -18.648 -1.6716 -4.430 -3.803 -10.120 -8.575

Eólica marina 0 0 -9.009 -8.342 0 0 -9.009 -8.342

Fotovoltaica con seguidor -1.295 -1.140 -4.831 -4.486 -350 -242 -2.432 -2.191

Fotovoltaica en edificación 0 0 -12.815 -12.470 0 0 -299 -126

Cilindro parabólico -3.873 -3.682 -4.014 -3.823 -1.426 -331 -1.568 -1.472

Torre con almacenamiento 0 0 -16.272 -15.790 0 0 -4.449 -4.207

Residuos urbanos -592 -546 0 0 -144 -99 0 0

Biomasa (paja, poda, monte) -2.219 -1.948 -21.557 -18.355 -1.847 -1.585 -17.437 -14.676

Biomasa (cultivos energéticos) -3.883 -3.347 -10.310 -8.725 -2.612 -2.228 -6.787 -5.652

Geotérmica Binaria 0 0 -11.879 -10.655 0 0 354 966

Geotermia EGS 0 0 -9.071 -8.443 0 0 -5.012 -4.635

Gran hidráulica -2.386 -1.173 -7.018 -6.100 -2.386 -1.173 -7.018 -6.100

Bombeo puro -2.180 -1.991 -1.552 -1.230 -2.180 -1.991 -1.552 -1.230

Minihidráulica -438 -112 494 1.011 -438 -112 494 1.011

Nuclear -23.540 -16.014 0 0 -30.911 -22.228 0 0

Ciclo combinado -8.412 -5.208 0 0 -19.279 -14.073 0 0

Central de carbón -6.738 -3.292 0 0 -13.108 -8.413 0 0

Cogeneración -1.412 474 0 0 -7.635 -4.508 0 0

Total (Millones €) -64.890 -44.846 -126.484 -114.125 -86.747 -61.785 -64.836 -55.229

VAN K = 4% vs VAN K = 8% 31% 10% 29% 15%



52 | Cap. 5

5.3.5 Resumen de variaciones del VAN ante diferentes valores del precio de la electricidad, tipo de descuento e índice de inflación. Árbol de decisión

En la figura 5.8, se muestra en forma de árbol los resultados del VAN realizando

conjuntamente análisis de sensibilidad del precio de la electricidad (subida anual del 2%,

precio constante, descenso anual del 2%), tipo de descuento (4% y 8%) e índice de inflación

(i=2% y i=3,5%) para el mix de potencia actual a fecha actual y para la segunda propuesta

100% renovable en el año 2050. En este árbol y puesto que la opción de decisión que se

ofrece es la distribución del mix de potencia, (el precio de la electricidad, la inflación y tipo

de descuento quedan fuera del área de influencia), a la vista del Valor Monetario Esperado

máximo (-40.756 millones €) se deduce que desde el punto de vista económico, la mejor opción

es el mix 100% renovable. Para ello se supone que se cumple la evolución de precios

prevista (tabla 5.15). La figura 5.8 también muestra el rango entre los valores máximos y

mínimos del VAN para cada mix de potencia. Aunque el valor más alto del VAN, 73.007

millones € (rama 4) se origina considerando el mix actual, el rango entre los diferentes valores

del VAN de cada rama es muy inferior en el mix 100% renovable (tabla 5.34), reduciéndose

por lo tanto el riesgo cuando se opta por él. Esto refuerza el resultado del árbol de decisión.


Cap. 5 | 53

Figura 5.8

Árbol de variaciones del VAN f. Precio de la electricidad, k, i



54 | Cap. 5

Tabla 5.34

VAN máximos, mínimos y rangos del árbol de decisión

Mix Potencia Fecha VAN. Min. VAN. Max Rango

Mill. € Rama Mill. € Rama Mill. €

Actual Actual -114.346 11 73.007 4 216.354

Renovable 2050 -85.205 21 44.027 16 129.232


5.4 Cálculo de la TIR de los sistemas eléctricos

La TIR o tipo de rendimiento interno de una inversión, tal y como muestra la expresión

5.10 es el tipo de descuento que anula el VAN de la misma, es decir el tipo de descuento

que iguala el valor actual de los flujos netos de caja (Qt = ingresos – gastos de operación) al

coste de la inversión A [EOI 11]. La información que facilita este índice es complementaria a

la del VAN.

∑

donde r es la TIR (5.10)

En este apartado se calcula la TIR para los mismos sistemas que en el apartado anterior:

mix actual y mix 100% renovable, evaluados ambos a fecha de hoy y en el año de referencia

2050. Para ello se supone un índice de inflación nulo y el precio promedio de la electricidad

de 47,1 €/MWh. En la tabla 5.35 se muestran los resultados obtenidos considerando las

mismas hipótesis de futuro que se han tomado a lo largo del capítulo. A fecha actual la TIR

del mix actual es prácticamente cuatro veces superior a la TIR del mix 100% renovable,

mientras que en el año 2050 se invierte el resultado ya que la TIR del mix 100% renovable

resulta ser un 30% superior a la TIR del mix actual.

Tabla 5.35

Cuadro resumen de la TIR

2011 2050

Actual 100% REN. Actual 100% REN.

VAN (K=8%) Millones (€) -44.846 -114.125 -61.785 -55.229

TIR (VAN=0) 4,93% 1,29% 3,7% 4,10%



Cap. 5 | 55

5.5 Análisis de la infrautilización de las plantas de ciclo combinado

En la tabla 5.36 se muestra la evolución de la potencia y factor de capacidad de las

centrales de ciclo combinado del sistema eléctrico español en el periodo 2001-2011. En dicha

tabla queda de manifiesto que si el diseño consideraba un factor de capacidad del orden

del 85%, los valores reales han sido muy inferiores, el año que más se aproximó fue el 2006

(46,8%), siendo este factor en el año 2011 de tan solo 22,9% [IBE 01] [ELE 01] [REE 13].

Tabla 5.36

Factor de capacidad de las plantas de Ciclo Combinado en España

Año 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Potencia (MW) 0 3.3136 4.347 8.233 12.224 15.504 20.962 21.677 23.066 25.235 25.269

Factor capacidad (FC) 0,0% 19,3% 39,4% 40,2% 45,6% 46,8% 37,1% 48,1% 38,7% 29,2% 22,9%


La figura 5.9 muestra el análisis de sensibilidad del valor del LCOE respecto al factor de

capacidad. En ella se aprecia que por encima de un factor de capacidad del 20% el LCOE

oscila muy poco ante variaciones bruscas de dicho parámetro, teniendo un comportamiento

asintótico. Esto es debido principalmente a que el coste del recurso primario tiene mucho

peso en el valor del LCOE y si la planta no produce tampoco se consume recurso. Con

valores del factor de capacidad menor del 20%, el coste de la inversión y los gastos fijos de

operación y mantenimiento son determinantes en el valor del LCOE, aumentando éste

bruscamente. Esta gráfica es relevante para el estudio del periodo de transición que se

analizará posteriormente, ya que las centrales de ciclo combinado deberán garantizar los

picos de demanda durante este periodo. Es decir, a medida que aumenta la potencia instalada

de tecnologías renovables no controlables y la potencia instalada en tecnologías renovables

controlables y almacenamientos no son todavía suficientes para cubrir las variaciones

aleatorias, las plantas de ciclo combinado deberán permanecer activas. Sin embargo,

suministrarán electricidad únicamente durante los picos de potencia y por ello su factor de

capacidad será cada vez menor aumentando con ello fuertemente su LCOE.


56 | Cap. 5

Figura 5.9

Sensibilidad del LCOE de las plantas de Ciclo Combinado vs

el Factor de Capacidad


Por el contrario, el valor del VAN de las centrales de ciclo combinado que tiene en

cuenta los ingresos, los cuales a su vez dependen de la producción, si se ve en todo

momento afectado apreciablemente ante cambios en el factor de capacidad. En la figura 5.10,

se muestra la desordenada evolución del VAN, normalizado por unidad de potencia

instalada. Resulta difícil obtener alguna conclusión clara al respecto.

Figura 5.10

Evolución del VAN de las centrales de Ciclo Combinado


Otro parámetro que permite extraer información sobre las consecuencias de la

infrautilización de las plantas de ciclo combinado es el periodo de recuperación o pay-back

-400,000

-350,000

-300,000

-250,000

-200,000

-150,000

-100,000

-50,000

0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

€

Año


Cap. 5 | 57

de una inversión. Este indicador informa sobre el tiempo necesario para que las entradas

de caja generadas por la inversión hagan frente a todas las salidas que ésta ha originado.

Para este análisis se ha utilizado el modelo de estudio utilizado por Greenpeace España

salvo en el precio de la electricidad, el cual se ha considerado el promedio de 47,1 €/MWh

(tabla 5.27) [CAR 06]. Los resultados se muestran en la tabla 5.37, donde para cada factor

de capacidad (FC) se han determinado los distintos flujos de caja (Qt) y que para las

condiciones de inversión, costes de O&M y combustible mostrados ofrecen los distintos

resultados de pay-back [CAS 06]. Como puede apreciarse en la tabla 5.36, para un factor de

capacidad del 30%, valor éste algo superior al de las centrales de ciclo combinado de años

2010 y 2011, el periodo de retorno prácticamente se triplica, con el consiguiente impacto

negativo en la rentabilidad general del proyecto.

Tabla 5.37

Pay-back de las plantas de Ciclo Combinado en función del factor de capacidad

Pay-Back FC Inversión Ingresos Fuel+O&M Q1 Q2 Q3 Q4 Q5 Q6 Q7 Q8 Q9

3 Años 90% -420.000 371.336 228.636 142.700 142.700 142.700

3 Años y 7 meses

75% -420.000 309.447 190.530 118.917 118.917 118.917 118.917

4 Años y 5 meses

60% -420.000 247.558 152.424 95.134 95.134 95.134 95.134 95.134

5 Años y 5 meses

45% -420.000 185.668 114.218 71.350 71.350 71.350 71.350 71.350 71.350

8 Años y 10 meses

30% -420.000 123.779 76.212 47.567 47.567 47.567 47.567 47.567 47.567 47.567 47.567 47.567


5.6 Evaluación del coste del sistema durante el periodo de transición

En el cuarto capítulo se estudió el proceso de transición desde la situación actual hasta el

suministro 100% renovable desde una perspectiva energética. En el presente apartado se

completa dicho estudio mediante el análisis de las principales repercusiones económicas

que este proceso verificaría. Para ello se han seleccionado dos sistemas eléctricos que

pertenecen al proceso de transición hacia la segunda propuesta 100% renovable, uno

cuando el RPPR es de 0,64 y otro cuando ya se ha alcanzado un RPPR de 0,92. Situaciones

que se han resaltado sobre las figuras 5.11 y 5.12 y que muestran la cobertura en energía y

en potencia de la demanda correspondientemente. El sistema eléctrico que corresponde

con 0,92 se ha elegido por su criticidad, ya que aunque en esta situación existe un muy alto

potencial renovable, ésta todavía no puede cubrir la demanda y se requiere de aportaciones

muy variantes por parte de la potencia no renovable para compensar. Resultando una

situación que encarecerá mucho la operación del sistema, ya que en esta situación el factor


58 | Cap. 5

de capacidad de las plantas no renovables es tan sólo del 2,8% por lo que el LCOE sería el

doble del correspondiente a un factor de capacidad como el actual del 29%. Las potencias

del resto de las tecnologías tanto renovables como no renovables se considera que durante

el proceso de transición varían progresivamente, en el caso de las renovables aumentando

y en el caso de las no renovables (carbón y nuclear) disminuyendo.

Figura 5.11

Suministro eléctrico durante el periodo de transición. Propuesta 2, 100% renovable


Figura 5.12

Evolución de la potencia durante el periodo de transición. Sistema 100% renovable


0

50

100

150

200

250

300

0.35 0.45 0.54 0.64 0.73 0.83 0.92 1.02 1.11 1.21

TWh

Ratio de Producción Potencial Renovable

RENOVABLE ALEATORIADIRECTAMENTE A REDRENOVABLECONTROLABLEALMACEN GRANHIDRAULICAALMACEN REVERSIBLE

CONVENCIONALCONTROLABLECONVENCIONALPRIORIZADA

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1 1.1 1.2

PO

TEN

CIA

VS

DEM

AN

DA

PU

NTA

Ratio de Producción Potencial Renovable

NO RENOVABLEPRIORIZADA

NO RENOVABLECONTROLABLE PROP 2


Cap. 5 | 59

Si se admite como año final el de referencia, 2050, las situaciones de RPPR con 0,64 y

0,92 corresponderían a los años 2025 y 2040 respectivamente. Esto permite diferenciar los

análisis económicos comparativos en función de estas fechas, facilitando la lectura de los

resultados. Las tablas 5.37 y 5.38 muestran tanto las producciones como los valores de LCOE

de cada tecnología en cada uno de los dos sistemas seleccionados del proceso de transición.

No obstante, para la elaboración de dichas tablas se han tenido en cuenta las siguientes

consideraciones:

- Para la distribución de la generación solar entre las diferentes tecnologías fotovoltaicas

y termosolares y la distribución de la producción controlable renovable entre las

tecnologías de biomasa y geotérmicas se han considerado las mismas hipótesis que en

las tablas 5.17 y 5.18.

- Las plantas de cogeneración se han desactivado progresivamente al igual que las

plantas de carbón y nucleares.

- Las previsiones de variaciones del LCOE debido a la evolución de los costes de inversión,

O&M, combustible y ciertas externalidades (tabla 5.15), se ha supuesto lineal en el

tiempo.

- Para RPPR de 0,62 (año 2025) prácticamente toda la producción renovable es vertida

en red directamente y hay todavía muy pocas pérdidas. Sin embargo, con un RPPR de

0,92 habrá ya problemas de integración y restricciones que quedarán principalmente

absorbidas en las plantas solares, en torno al 4%, y que gravará su LCOE.

- El valor del LCOE de las centrales hidroeléctricas se ve afectado por varios factores:

La repotenciación se llevará desde los 14,7 GW actuales hasta los 17 GW de la

propuesta 100% renovable de forma progresiva en el tiempo.

El descenso de la producción desde la actual (25,7 TWh) hasta la que se producen

en los sistemas de transición provoca el correspondiente aumento del valor del

LCOE.

La producción eléctrica que se ve afectada por el LCOE que incluye la inversión

de la repotenciación hidráulica es proporcional a tal repotenciación.

El valor del LCOE en aquellas centrales que se deben repotenciar para alcanzar

los 17 GW es el doble del de aquellas que no deben repotenciarse suponiendo

que en ningún caso los embalses se incrementan. Si por alguna circunstancia

hubiera que construir el embalse asociado el valor del LCOE sería el mostrado en

la tabla 5.41 (165 €/MWh). La inversión completa por MW (central + embalse)

supone 2,8 millones € mientras que la inversión únicamente de la central es 0,9

millones de € (tabla 5.40). Las tablas 5.40 y 5.41 se describirán posteriormente.

Las tablas 5.38 y 5.39 muestran el valor del LCOE ponderado entre las centrales

que se substituyen por otras de la misma potencia y otras que se repotencian

hasta alcanzar progresivamente los 17 GW desde los 14,7 GW actuales.


60 | Cap. 5

- El valor del LCOE de la generación que se produce en las instalaciones de bombeo se

ve afectado por los siguientes factores:

La repotenciación hasta los 6,1 GW que requiere la propuesta 100% renovable

se llevará a cabo de forma progresiva.

Las variaciones en el factor de capacidad durante el proceso de transición

quedará reflejado en el valor del LCOE.

La producción eléctrica que se ve afectada por el valor del LCOE que incluye la

inversión de la repotenciación es proporcional a tal repotenciación.

El valor del LCOE de la repotenciación implica la construcción de nuevos embalses

y su valor es el mostrado en la tabla 5.41 (123 €/MWh).

La inversión completa por MW (central + embalse) supone 1,2 millones € mientras

que únicamente la central 0,9 millones de €. Los volúmenes asociados a los

embalses de las instalaciones de bombeo son considerablemente inferiores a los

asociados a las centrales hidroeléctricas convencionales y así se refleja en su

coste (tabla 5.40).

Las tablas 5.38 y 5.39 muestran el valor del LCOE ponderado de las centrales

reversibles que se substituyen por otras de la misma potencia y las que se

repotencian incluyendo los embalses hasta alcanzar progresivamente los 6,1 GW.

- El valor del LCOE de las centrales de ciclo combinado se ve afectado por el factor de

capacidad, especialmente cuando éste es inferior al 20% (figura 54). En el año 2025

éste será del orden del 16% mientras que en el año 2040 de tan solo un 2,8%. El fuerte

aumento del LCOE que sufre en el año 2040, llegando a 125 €/MWh, es la penalización

que sufre el sistema por el hecho de tener activas esta centrales para servir

únicamente durante los picos de potencia. Una profundización en este aspecto queda

abierto como línea futura de investigación ya que determinados gastos fijos durante la

operación, así como el hecho de que su factor de capacidad varíe a lo largo del tiempo

puede modificar sustancialmente los valores de LCOE que deberían aplicarse.


Cap. 5 | 61

Tabla 5.38

Coste del sistema eléctrico a fecha de 2025. RPPR=0,64

K = 8% i = 3,5% RPPR = 0,64 Año 2025

Prod TWh

LCOE €/MWh Coste 2025 Mill. €

2011 MIX

Actual 2050 MIX

Actual 2025 Sin

restricciones

Eólica terrestre 62.750 74 65 -71 4.455

Eólica marina 4.730 114 114 114 539

Fotovoltaica con seguidor 8.324 71 58 67 555

Fotovoltaica en edificación 8.324 119 49 96 796

Cilindro parabólico 2.030 269 135 224 455

Torre con almacenamiento 2.132 260 103 208 443

Residuos urbanos 0,000 104 61 91 0

Biomasa (paja, poda, monte) 15.056 117 107 114 1.711

Biomasa (cultivos energéticos) 3.764 196 143 178 671

Geotérmica Binaria 15.056 75 37 62 938

Geotermia EGS 3,764 150 99 133 501

Gran hidráulica* 23.440 64 64 79 1.860

Bombeo puro** 1,810 98 98 147 267

Minihidráulica 8,710 56 56 56 488

Nuclear 26,701 72 94 79 2.188

Ciclo combinado*** 39,617 52 91 70 2.773

Central de carbón 15,275 53 73 60 911

Cogeneración 14,077 52 91 65 915

Consumo en generación

Consumo en bombeo -4,708

Total 250,851 20.398

* El aumento del LCOE es debido a la repotenciación y a la disminución del factor de capacidad

** El aumento LCOE es debido mayormente a las nuevas instalaciones incluyendo la obra civil

*** El valor el LCOE se calcula mediante la extrapolación de la figura 5.7 hasta un valor de factor de capacidad del 16%



62 | Cap. 5

Tabla 5.39

Coste del sistema eléctrico a fecha de 2040. RPPR=0,92

K = 8% i = 3,5% RPPR = 0,92 Año 2040

Prod TWh

LCOE €/MWh Coste 2040 Mill. €

2011 MIX

Actual 2050 MIX

Actual 2040 Con

restricciones

Eólica terrestre 62.750 74 65 68 5.677

Eólica marina 4.730 114 114 114 1.078

Fotovoltaica con seguidor 8.324 71 58 62 818

Fotovoltaica en edificación 8.324 119 49 70 930

Cilindro parabólico 2.030 269 135 176 357

Torre con almacenamiento 2.132 260 103 151 690

Residuos urbanos 0,000 104 61 77 0

Biomasa (paja, poda, monte) 15.056 117 107 110 2.739

Biomasa (cultivos energéticos) 3.764 196 143 161 997

Geotérmica Binaria 15.056 75 37 50 1,233

Geotermia EGS 3,764 150 99 116 720

Gran hidráulica* 23.440 64 64 85 1.944

Bombeo puro** 1,810 98 98 156 994

Minihidráulica 8,710 56 56 56 478

Nuclear 26,701 72 94 87 1.157

Ciclo combinado*** 39,617 52 91 153 907

Central de carbón 15,275 53 73 66 506

Cogeneración 14,077 52 91 78 549

Consumo en generación

Consumo en bombeo -8,989

Total 250,851 21.775

* El aumento del LCOE es debido a la repotenciación y a la disminución del factor de capacidad

** El aumento LCOE es debido mayormente a las nuevas instalaciones incluyendo la obra civil

*** El valor el LCOE se calcula mediante la extrapolación de la figura 5.7 hasta un valor de factor de capacidad del 16%


La tabla 5.40 muestra el coste total de los siguientes cuatros sistemas calculados a

través del LCOE: sistema actual y en las supuestas fechas 2025, 2040 y de referencia

final 2050. Como era de esperar, el coste de la generación aumenta hasta que el valor de


Cap. 5 | 63

RPPR se encuentra entorno a la unidad para descender de nuevo hasta alcanzar el sistema

100% renovable.

Tabla 5.40

Comparativa del coste de los sistema a través del LCOE. K=8%, i=3,5%

RPPR 0,35 0,64 0,92 1,2

Año 2011 2025 2040 2050

Coste del sistema (Millones €)

17.208 20.398 21.775 20.699

Coste vs Demanda (€/MWh)

68,6 81,3 96,8 82,5


5.6.1 Transición en sistemas eléctricos con menor presencia hidráulica

Puesto que las centrales hidráulicas son una tecnología singular en cuanto a su inversión

ya que constan de dos elementos bien diferenciados, la central hidroeléctrica y su embalse

asociado, perdurando éste último a la vida útil de la central (75 años), se ha realizado un

estudio específico de LCOE. Éste será diferente durante el proceso de transición que

durante el estado estacionario, lo cual no ocurre en el resto de las tecnologías las cuales

tras su vida útil deben desmantelarse con el posible coste asociado que puede conllevar. En

el caso de España, debido a los condicionantes medioambientales y al gran volumen de

almacenamiento energético asociado a las centrales hidroeléctricas convencionales actuales,

únicamente se requiere durante el proceso de transición construir nuevos embalses en la

repotenciación de instalaciones de bombeo. La repotenciación de las centrales hidroeléctricas

convencionales hasta los 17 GW y la substitución al llegar al final de la vida útil de las

centrales existentes no requieren la construcción de nuevos embalses, estos perduran en el

tiempo. Igualmente, no se plantean nuevas instalaciones minihidráulicas en diferentes

ubicaciones a las ya existentes. Se ha considerado que únicamente se substituirán,

manteniendo igual potencia, aquellas que hayan alcanzado su vida útil.

No obstante, el estudio de esta tesis debería poder ser extrapolado también a otros

sistemas eléctricos que incluso carezcan de instalaciones hidráulicas. Con la idea de conocer

un orden de magnitud de la implicación en el coste de un sistema eléctrico la construcción

completa, durante el proceso de transición, de nuevas centrales hidráulicas, las tablas 5.41

y 5.42 muestran el valor que alcanza el LCOE y los datos utilizados para ello, de los tres tipos

de instalaciones hidráulicas: convencionales, bombeo y minihidráulicas. Aquellos valores que

incluyen el embalse se utilizarán, si lo requiere el sistema de estudio, durante el proceso de


64 | Cap. 5

transición y los que no lo incluyen en el estado estacionario. Estos valores calculados en

base a datos de España son orientativos ya que el coste de la obra civil tiene valores muy

cambiantes dependiendo del país y de la orografía.

Tabla 5.41

Inversión de las instalaciones hidráulicas incluyendo la obra civil

Hidráulica convencional

Instalaciones de bombeo

Minihidráulica

Central Embalse

+ Central Central Embalse

+ Central Central Embalse

+ Central

Inversión/MW (Millones €)

0,9 2,8 0,9 1,2 1 2,2


Tabla 5.42

LCOE de las instalaciones hidráulicas incluyendo la obra civil. K=8%, i=3,5%

Tecnología Gran Hidráulica (14,7 GW) Bombeo Puro (2,7 GW) Minihidráulica (1,9 GW)

Casos analizados Sin

Obra Civil Con

Obra Civil Sin

Obra Civil Con

Obra Civil Sin

Obra Civil Con

Obra Civil

Fuente Sector / REE Sector / REE Sandía / REE Sandía / REE Acciona Acciona

Prod. Anual Neta (GWh) (Pt) 25.613 25.613 2.931 2.931 5.281 5.281

Inversión (M€) (A0) 13.277 41.306 2.472 3.296 1,0 4.358,2

OyM (M€/año) (Mt) 231 231 35,17 35,17 68,65 68,65

Factor de Capacidad 20% 20% 12% 12% 30% 30%

LCOE (€/MWh) 64 165 98 123 55 95


5.7 Conclusiones

Durante este capítulo se han tratado de determinar propuestas económicamente

viables para un suministro eléctrico 100% renovable para España, para lo cual se ha

comparado el coste de dichas propuestas con el sistema actual. El indicador utilizado ha

sido el LCOE ya que es un índice internacionalmente aceptado para este tipo de estudios

comparativos. Debido al gran desarrollo de las tecnologías renovables y a la convulsa

evolución del precio de los combustibles fósiles, los datos requeridos para el cálculo del LCOE

son muy cambiantes. Por ello, se ha utilizado la información económica y financiera más fiable


Cap. 5 | 65

disponible: Bloomberg, Greenpeace España, etc. Además de información de elaboración

propia según datos e indicaciones facilitadas por Acciona Energía. Pese a todo, la

variabilidad de este indicador ha quedado demostrada en varias pruebas realizadas a lo

largo del capítulo. Un ejemplo claro es el LCOE solar, que según Greenpeace España en el

año 2006 estimaba 566 €/MWh mientras Acciona energía construía plantas en 2011 con un

LCOE de 71 €/MWh.

La validez de los valores del LCOE estimados para años futuros vendrá determinada por

el grado de acierto en las previsiones de los costes de inversión, operación, mantenimiento,

combustible y desmantelamiento. Además de estos aspectos también influirán otros tales

como posibles asimilaciones de costes externos que actualmente no repercuten en la

evaluación de LCOE de las distintas tecnologías, especialmente las no renovables. De

suceder esto muchas estimaciones de LCOE podrían llegar a sufrir incrementos notables.

También puede suceder que algún aspecto abaratador de los sistemas y que ya se apuntó

en su momento se hagan realidad. Como podría suceder si se verifica una masiva

penetración renovable solar de pequeña escala en sistemas de autoabastecimiento o en

termosolar de torre, que conllevaría a reducciones realmente interesantes en sus

correspondientes LCOE. Y que aun favorecería más un posicionamiento hacia sistemas

100% renovables, pese a las previsibles dificultades técnicas que este tipo de generación

podría provocar.

El análisis comparativo a través del LCOE ha permitido comprobar que a día de hoy el

coste del mix real actual sería un 55% más barato que el de las propuestas 100% renovables

en las condiciones de costes de las tecnologías renovables actuales. Sin embargo, si se

evalúan los mismos sistemas con las previsiones para el año 2050, donde el coste de las

tecnologías renovables ha bajado mucho, el coste del sistema 100% renovable resulta ser

inferior al actual. Los análisis de sensibilidad respecto al valor de la inflación han mostrado

como los sistemas más dependientes de combustibles son más favorecidos que los

dependientes de recurso renovable. Sin embargo, no sucede así con el tipo de descuento.

Para incorporar en los análisis la influencia de los ingresos que se verificarían en cada

sistema eléctrico se han realizado estudios de VAN y TIR. Debido a las oscilaciones en el

precio de mercado de la generación eléctrica, influenciado por factores internos y externos,

se optó por utilizar un valor promedio en todos los estudios. Los valores del VAN de los

sistemas analizados (reales y propuestas 100% renovables) son claramente deficitarios. No

obstante, a día de hoy, y en sintonía con los resultados del análisis vía LCOE, un sistema

totalmente renovable con los costes de este tipo de generación resultaría claramente más

deficitario que el actual. No obstante, las esperadas reducciones de costes de dichas

tecnologías (con expectativas muy conservadoras) mostrarían que para el 2050 sucedería lo

contrario. Es decir, los sistemas 100% renovables serían claramente más económicos y

recomendables. Mismas conclusiones se han obtenido al observar los resultados del cálculo

de la TIR. A día de hoy el sistema actual ofrecería una TIR del 4,93%, prácticamente 4 veces

superior a la TIR de la propuesta 100% renovable. Sin embargo, con las previsiones de

costes para el año 2050 el precio de la TIR de la propuesta 100% renovable (4,10%) sería

aproximadamente un 30% superior a la del sistema actual. Lógicamente, una perspectiva


66 | Cap. 5

de este tipo ha de ser tenida en cuenta en los nuevos planes de fomento energético que se

pongan en marcha hoy, lo que supondría, de aceptarse estas conclusiones, que la inversión

en I+D+i sobre estas tecnologías debe incrementarse. Cómo hacerlo, qué áreas fortalecer,

que industria promover, que mecanismos financieros, industriales, formativos, etc son

cuestiones de suma importancia y claves para el éxito de un cambio como el que se

propone en esta tesis. Por desgracia, no son aspectos aquí tratados y quedarían fuera de

su ámbito.

Por otra parte, la rápida penetración en España durante el periodo 2001-2010 de nuevas

plantas de generación renovables y grupos de ciclo combinado y la ralentización que ha

sufrido la demanda eléctrica fruto de la prolongada crisis, ha penalizado la producción de

las centrales de gas natural. Éstas se utilizan cuando la suma de la producción potencial del

resto de las tecnologías no es capaz de hacerlo. Esta infrautilización de los grupos de ciclo

combinado ha implicado que el periodo de recuperación o pay-back prácticamente se ha

triplicado respecto al de diseño, pasando de ser ligeramente superior a tres años en su

origen a resultar en la actualidad prácticamente 9 años.

El periodo de transición desde el sistema actual hasta las propuestas 100% renovables,

obligaría a mantener la mayor parte de las centrales de ciclo combinado activas hasta que

casi se haya alcanzado el sistema 100% renovable. Esto tendría un impacto negativo en el

coste del sistema, existiendo un punto crítico alrededor de un valor de RPPR igual a la

unidad, en el que el coste del sistema eléctrico alcanzaría su máximo, para descender de

nuevo hasta llegar a la propuesta de suministro 100% renovable (con RPPR de 1,2). Además

si se partiera de un sistema que no contará con los embalses existentes asociados a las

grandes centrales hidráulicas, el aumento del coste de la generación hidráulica sería tal que

podría llegar a impedir la viabilidad económica del proyecto de una España 100% renovable,

ya que el valor del LCOE hidráulico pasaría de 64 €/MWh a 165 €/MWh. Esta condición no

afectaría al sistema Español, que ya cuenta con la riqueza hidráulica necesaria, pero sí a

aquellos países que no dispongan de un sistema así ya desarrollado. Lógicamente, pueden

darse otras circunstancias que favorezcan el camino hacia la sostenibilidad pese a que

desde el punto de vista económico los costes fuesen más altos de lo esperado.

Cap. 6 | 1

6 CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS

6.1Conclusiones

El sistema eléctrico de la España peninsular podría funcionar a partir de fuentes de energía renovables con el mismo nivel de inviabilidad económica que el sistema actual. Siendo dicha

inviabilidad uno de los sorprendentes resultados del análisis económico realizado. No obstante, desde el punto de vista energético para lograr un sistema 100% renovable se requieren nuevas reglas de operación, conformes a la naturaleza de este tipo de generación,

y almacenamientos energéticos, principalmente hidráulicos. Estas líneas podrían ser el resumen fundamental del trabajo de tesis presentado en este documento, resultado en concordancia con el objetivo central establecido al inicio de la misma. Esta posibilidad se ha

estudiado utilizando herramientas y datos fiables, fruto de la experiencia de plantas de producción renovable real con muchos años de operación. Información que amablemente fue proporcionada desde diversos departamentos de la compañía Acciona Energía. La

determinación de las anteriores conclusiones es el resultado final de un proceso de búsqueda extenso pero que sin embargo no ha cubierto todos los aspectos que comprendería un cambio de modelo energético de escala nacional. En este trabajo se han proporcionado

aspectos clave y avances significativos relativos a las posibilidades de gestión técnica de diversos recursos renovables con el fin de garantizar el servicio a la demanda. Desarrollos que han sido completados con un análisis que demuestra la posibilidad de una autentica

soberanía energética, además viable económicamente, para la España peninsular.

La gestión técnica que se presentó en el tercer capítulo ofrecía una estrategia de operación

general del sistema encaminada a la maximización del aprovechamiento renovable garantizando en todo momento la demanda. Esta estrategia considera desde el primer momento las diferencias naturales entre distintos integrantes del sistema de generación

renovable. Es decir, entiende que existe una generación de carácter aleatorio aunque predecible con buena aproximación incluso muchas horas antes y que corresponde a un recurso que no puede almacenarse. Este es el caso de las instalaciones eólicas y muchas

solares, las cuales siempre se trata de integrar en red en primer lugar. El resto de la cobertura a la demanda se asegura por medio de tres aportaciones; primero mediante la producción de las grandes centrales hidráulicas, después los almacenamientos reversibles de bombeo y

finalmente a partir de la generación renovable controlable. Resultando una jerarquización adecuada y que trata de aprovechar correctamente el recurso hidrológico, la energía previamente almacenada y finalmente los recursos renovables almacenables. Tal como se


2 | Cap. 6

mostró, dicha estrategia general incluía técnicas de gestión particular y de relativa

complejidad sobre algunos aspectos esenciales. El primero, la gestión de los sistemas de almacenamiento hidráulico existentes, tanto de las grandes centrales como de los sistemas de bombeo. El segundo y no menos importante, una gestión priorizada de los distintos

generadores renovables según la fuente primaria y cuyo éxito depende del tercer aspecto; la disponibilidad de un mínimo de generación renovable controlable, por ejemplo, a partir de biomasa o geotermia. Disponer del máximo de capacidad almacenable y de la máxima

potencia de turbinado o bombeo en todo momento depende de una coordinación que trata a los distintos sistemas de almacenamientos como si estuviesen conectados entre sí por medio de vasos comunicantes. Respecto a la priorización, cuyo ejercicio de cobertura a

la demanda ya se ha comentado antes, quedaría añadir la esencia de la estrategia de parada en los momentos de excedente productivo. Aquí la prioridad de parada se establece en función de la menor incidencia técnica de la propia acción de parar en sí. Siendo las

plantas o instalaciones solares las más recomendables para consignar el máximo nivel de reducción debido a la simplicidad tecnológica que este tipo de acciones tienen sobre ellas. En otras tecnologías, como la eólica por ejemplo, el seguimiento de las órdenes de reducción

o parada tiene por lo general más implicaciones técnicas y de mantenimiento, y por ello resultaría relativamente menos recomendable (aunque perfectamente factible). Y finalmente,

respecto de la necesidad de una proporción importante de generación renovable controlable, simplemente señalar que ha sido un requerimiento que a lo largo de esta tesis se ha comprobado repetidamente esencial para el éxito de los sistemas de generación propuestos.

Esta generación utilizaría recurso almacenable y debe ofrecer un grado de controlabilidad igual o mayor al que actualmente ofrecerían los ciclos combinados. Aunque para algunas plantas este asunto puede resultar trivial, por ejemplo las que utilizan gas procedente de

biomasa; es evidentemente un reto lograr este tipo de controlabilidad con sistemas que aprovechan residuos forestales, cultivos, o incluso en centrales de geotermia.

Este juego de estrategias fue probada con éxito sobre un modelo de simulación general de sistemas eléctricos que hubo que desarrollar y que incluía las etapas de emulación de la operación, del balance y cobertura de la demanda y, por supuesto, todas las dinámicas de

los distintos sistemas de almacenamiento. Dicho modelo de simulación es una aportación de esta tesis en sí y se definió concretamente para sistemas eléctricos aislados y donde cada generación renovable se resuelve de forma agregada. Para comprobar su buen

funcionamiento se preparó un primer caso de estudio utilizando amplia información disponible sobre el sistema eléctrico de la Comunidad Foral de Navarra. Mediante este caso se fueron presentando las distintas posibilidades de análisis que ofrecía este modelado y que ha

resultado esencial a lo largo de todo el trabajo de tesis.

En el cuarto capítulo se abordó el caso de estudio definitivo centrado en la España

peninsular. Para lograr un modelo de estudio completo y fiable se decidió compilar series de datos horarios agregadas por tecnologías renovables a partir de información de plantas reales en operación desde hace varios años. Para ello se necesitó recopilar una gran cantidad

de información desde muy distintas partes del país: datos productivos horarios de plantas

CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS

Cap. 6 | 3

eólicas y solares, series de datos meteorológicos, etc. Toda esta información sirvió para agregar

con criterio la producción de plantas reales y virtuales, y de este modo obtener largas series horarias de hasta diez años para distintas tecnologías renovables. La fiabilidad del modelo se trató de demostrar mediante diversos ejercicios de validación utilizando información de

fuentes de reconocida fiabilidad como las de Red Eléctrica. Tal como se mostró el modelo de simulación quedaba así configurado para poder representar potenciales sistemas eléctricos de España con cualquier nivel de penetración de cualquier tecnología renovable. Lo cual

ofreció una inestimable herramienta en la búsqueda de soluciones encaminadas al objetivo central. Las muy distintas líneas de exploración que se plantearon quedaron al final simplificadas a dos únicas tendencias en función del mayor o menor grado de penetración

de la producción renovable aleatoria. Ambas líneas fueron analizadas en detalle hasta que se decidieron dos sistemas finales, uno para cada línea de tendencia, y que correspondían con propuestas de hipotéticos sistemas eléctricos totalmente renovables. Su validación

técnica requirió diversos estudios de simulación a diez años y que probaban la garantía de su servicio a la demanda, primera cuestión importante a asegurar. Incluso se compararon con propuestas de otros autores, especialmente la de Greenpeace España y que unos años

antes había ofrecido dentro de un impresionante trabajo de análisis para mostrar las oportunidades de una España 100% renovable. El resultado de esta comparación mostraba

que las propuestas de esta tesis eran bastante más reducidas en términos de potencia renovable instalada necesaria. Y además, con mayores garantías de cobertura a la demanda, ya que éstas se definen junto con una propuesta particular de estrategia general de

operación y unos almacenamientos concretos. También se realizó un estudio de las posibilidades que ofrecería la gestión activa de la demanda para lograr una mejor integración de la generación renovable aleatoria. El resultado fue relativamente poco prometedor ya

que se requieren enormes esfuerzos de gestión y de una gran cantidad de demanda para lograr beneficios claros. Esfuerzos que tendrían una mayor repercusión si son dedicados en su lugar a estrategias de eficiencia y mejora del rendimiento en el mayor número de

componentes del sistema eléctrico en general.

Por la importante perspectiva de desarrollo que actualmente tienen las instalaciones de

autoconsumo, básicamente fotovoltaicas, se decidió acometer un primer análisis sobre las posibles implicaciones que podrían tener sobre el sistema eléctrico general. Tal como se demostró, esta opción debe ser cuidadosamente considerada en la planificación de nuevos

sistemas eléctricos renovables. De no ser así, la sobreproducción en las horas de sol podría poner en riesgo la rentabilidad de multitud de estas instalaciones, obligadas a reducir fuertemente su producción. Como solución se apuntó que los nuevos planes de fomento

debían coordinar un menor nivel de penetración en energía eólica con un mayor impulso a los almacenamientos reversibles, sean locales o generales.

La transición desde el sistema eléctrico actual hasta cualquiera de las dos propuestas de sistemas renovables de esta tesis fue también motivo de detallado estudio. Tal proceso consiste básicamente en la definición de la más conveniente secuencia de desactivación de

la generación no renovable coordinada con la entrada de la nueva generación renovable


4 | Cap. 6

sustitutiva. Tal como se mostró, un aspecto muy importante en este sentido fue la necesidad

de mantener hasta situaciones muy cercanas a la definitiva el máximo posible de potencia de ciclo combinado o equivalente.

La validación final de las propuestas llegó a través de los distintos estudios económicos y sus análisis de sensibilidad. Se realizaron distintas comprobaciones. La primera fue un estudio comparativo utilizando el indicador LCOE y que evaluaría el coste de la electricidad teniendo

en cuenta aspectos de inversión, mantenimiento y producción. Se compararon las dos propuestas de esta tesis con el sistema actual en dos situaciones distintas; a fecha actual, y respecto a una fecha futura donde las tecnologías renovables disfrutarían del mismo grado

de madurez tecnológica y económica que la generación convencional actual. El resultado de este primer análisis mostró que con los costes actuales la sustitución por generación renovable resultaría probablemente más cara que el actual sistema. Sin embargo, las

mejoras esperadas en los sistemas renovables, especialmente al considerar las tendencias de mejora de los últimos años, permiten afirmar con cierta seguridad que resulta recomendable el camino hacia los sistemas basados en renovables. Conclusiones obtenidas

al amparo de un análisis económico al uso sobre los costes de producción energéticos y que no entra a valorar otros aspectos económicos importantes relacionados con el desarrollo

industrial que este cambio supondría, o el efecto de la soberanía energética en la balanza de pagos internacional, o el menor impacto ambiental, y un largo etcétera. Estas conclusiones fueron también validadas por medio de los análisis de VAN y TIR y sus correspondientes

estudios de sensibilidad, los cuales mostraban en qué condiciones financieras las ventajas eran decididamente claras. En estos análisis se han utilizado criterios retributivos para la producción renovable iguales a los actuales. En ningún caso se han realizado propuestas de

modelos retributivos distintos debido a lo extenso de este tipo de estudios, y que se consideró fuera del alcance de la tesis. No obstante, en repetidas ocasiones se planteó que la nueva gestión propuesta requeriría una nueva forma de retribución, acorde la naturaleza

de este tipo de generadores. De hecho, ya son muchas las voces en los medios de comunicación que señalan la necesidad de cambios en las reglas del mercado eléctrico como consecuencia de recientes y reiteradas situaciones muy incongruentes. Situaciones en las que el precio de

casación ha resultado nulo durante horas como consecuencia de que la cobertura de la demanda se ha realizado únicamente mediante generación hidráulica (muy abundante), resto de producción renovable prioritaria y generación base nuclear. Casi con toda seguridad,

un planteamiento en este sentido más justo que el actual proporcionaría nuevas condiciones económicas en el sector que mejorarían la rentabilidad de los sistemas propuestos.

A modo de resumen, se citan a continuación de forma más explícita las distintas aportaciones que esta tesis propone para cumplir con su objetivo principal, un suministro eléctrico de escala nacional 100% renovable:

- Una estrategia de operación simplificada y que ha sido definida para tratar de maximizar el máximo posible de generación renovable de recurso primario no almacenable

utilizando como elementos compensatorios la gran hidráulica, los almacenamientos


Cap. 6 | 5

reversibles tipo bombeo y generadores renovables de potencia controlable. Es por lo

tanto una estrategia general que incluye otras técnicas y que tiene en cuenta la naturaleza real de este tipo de generación.

- Estrategias de menor grado relativas a la gestión coordinada de almacenamientos

hidráulicos, reversibles (hidráulicos o de otra naturaleza) e incluso los mixtos, gestión de la prioridad del servicio e incluso de la demanda.

- Un modelado de sistemas eléctricos aislados y agregados por tecnologías y que ofrece

diversas herramientas para el estudio de sistemas renovables y no renovables. Donde es relativamente sencillo preparar una configuración cualquiera y evaluarla con diez años de datos. Esta herramienta puede ofrecer una visión resumida año tras año y evaluar

la garantía de la operación resultante. Asimismo, incluye distintas formas de visualización de los resultados horarios y que permiten verificar comportamientos estacionarios.

- Una propuesta de secuencia de transición para cada sistema renovable propuesto

partiendo desde la situación actual. En estas transiciones se deben ir aumentando progresivamente los almacenamientos reversibles conforme va decayendo la producción no renovable, especialmente la de base.

- Una validación económica de las propuestas de esta tesis utilizando distintos métodos e indicadores así como sus correspondientes análisis de sensibilidad; y que permiten

concretar con mayor determinación la dependencia de la rentabilidad respecto a parámetros económicos y financieros.

- Resultados de distintos análisis de menor envergadura pero no por ello menos

relevantes. En particular los siguientes por la importancia de sus conclusiones.

• Oportunidades a través de un complejo sistema de gestión de la demanda.

• Influencia y posibles soluciones ante una gran cantidad de generación fotovoltaica para autoconsumo.

• Problemática de los ciclos combinados.

Tal como se presentó ya en el propio prólogo y como se ha ido declarando en diversos momentos de la tesis, la motivación principal detrás del objetivo de la misma no es otro

sino demostrar la validez de un sistema eléctrico 100% renovable. Y de este modo, sumarse a otras voces que desde otros ámbitos y motivaciones, reclaman a las autoridades gubernamentales correspondientes nuevos y más claros planes de desarrollo energético,

con un enfoque decidido hacia la soberanía, la sostenibilidad y la solidaridad. En el momento de redacción de esta tesis se está sufriendo la que con el tiempo sea posiblemente considerada una de las peores confluencias de distintas crisis de la historia, y cuyas consecuencias reales

todavía no se conocen. La generación con base renovable ofrece sin duda una oportunidad de reindustrialización y de generación de valor local, que sin duda proporcionaría beneficios laborales, tecnológicos y medioambientales. Ya lo ha hecho en el pasado y podría volver a

hacerlo con la adecuada voluntad política y respaldo ciudadano. En los últimos años, este sector ha sufrido varios cambios regulatorios y mala prensa que están poniendo en peligro


6 | Cap. 6

no solo el sector sino su credibilidad. Se acusa de ser una generación cara, de estar

excesivamente subvencionada y de empeorar el denominado déficit tarifario. El primer aspecto ha sido analizado y más comentarios sobran. Las subvenciones en otros sectores han sido históricamente mucho mayores y nada se dice de ello. Y respecto al déficit

tarifario también existen muchas dudas de la veracidad de la anterior afirmación, e incluso del hecho de que exista tal déficit cuando las principales compañías de forma global ganan dinero todos los años. Son por tanto necesarios muchos más esfuerzos desde todos los

ámbitos posibles y que sirvan para encaminar de nuevo este asunto. Esta tesis no pretende sino sumar en este sentido ofreciendo una nueva visión lo más aséptica posible de las verdaderas posibilidades al respecto.

6.2Contribuciones

Durante el periodo de elaboración de esta tesis se realizaron distintas contribuciones en diferentes congresos, foros e incluso se redactó un capítulo para un libro.

6.2.1 Contribuciones a congresos nacionales e internacionales

- O. Alonso, S. Galbete, “Sizing and Analysis of Big Scale and Isolated Electric Systems based on Renewable Sources with Energy Storage”. En: Conference on Sustainable

Alternative Energy (SAE) IEEE: Valencia, 28-‐30 septiembre, 2009. - O. Alonso, M. Sotes, S. Galbete, “Opportunities to reduce the storage capacity in large

isolated electric grids”. En: 1st International Nuclear and Renewable Energy Conference,

Inrec 10, IEEE: Amman, Jordania, 23 y 24 Marzo, 2010. - O. Alonso, M. Sotes, S. Galbete, “100% Renewable electric supply and transition analysis”.

En: 9th International Workshop on Large-‐Scale Integration of Wind Power into Power

Systems: Quebec, Canada, 18 y 19 Octubre, 2010.

6.2.2 Participaciones en fórums y workshops internacionales

- Pan European Energy Storage Forum, Londres, septiembre, 2010: “Energy Storage

sizing for 100% Renewable supply & Transition process”.

- Advanced Energy Storage Forum Marcus Evans, Amsterdam, diciembre, 2010: “Energy Storage sizing for 100% Renewable supply & Transition process”.

- Renewable Energy, Grid Integration China 2011, OPPLand Corporation, Beijing, marzo, 2011: “Renewable Power Supply in Spain and Storage Energy Requirements to increase Renewable Energy Penetration including 100% Renewable Supply Scenario”.


Cap. 6 | 7

6.2.3 Publicación

- O. Alonso, M. Sotes, S. Galbete. Publicación del capítulo: “Sizing and management of energy storage for 100% renewable supply in large electric systems”, pp.321-‐349 del libro: Energy storage in the emerging Era of Smart Grids. Editorial: Intech, Croatia, 2011.

ISBN 978-‐953-‐307-‐269-‐2.

6.3Líneas futuras

El trabajo de tesis desarrollado a lo largo de estos años ha tratado de cubrir tan sólo una

fracción de los estudios relacionados con todo un cambio de modelo energético de escala nacional. Como es fácil de entender, tan sólo en la generación y transporte de la energía eléctrica las implicaciones globales y particulares de este cambio son muchas y complejas.

Este trabajo ha centrado su atención en resolver los aspectos técnicos más básicos reforzando sus planteamientos por medio de un análisis económico de viabilidad. No obstante, a lo largo del proceso de la tesis han ido surgiendo distintas ideas y líneas de trabajo

complementarias que por diferentes motivos se han ido dejando como líneas de trabajo futuras. Algunas de ellas fueron analizadas superficialmente y otras incluso fueron trabajadas con cierta profundidad; la suficiente como para mostrar muchos de sus matices y

que aunque enriquecedoras, quedaban de alguna forma fuera de los objetivos y alcance previstos en esta tesis. Por ello, por resultar interesantes en sí mismas o por haber comprobado las posibilidades que podían llegar a ofrecer, las siguientes líneas de trabajo se

fueron dejando como líneas futuras que ahora se resumen.

6.3.1 Operación coordinada de los sistemas hidráulicos y su repotenciación

La primera línea de trabajo que se apuntó y que se ha sido recordada en diversas ocasiones

tiene que ver con los grandes sistemas hidráulicos. En el modelo de análisis de sistemas propuesto en este trabajo se utilizan almacenamientos agregados representativos de un conjunto de almacenamientos reales dispersos por el territorio. En España existen 47

centrales de más 100 MW, las cuales suman todas juntas 12,1 GW, a lo que habría que sumar toda una serie de centrales más pequeñas distribuidas en las diferentes cuencas hidrográficas de la geografía española (anexo 6). Lograr que un sistema así tenga un

comportamiento global coordinado para que efectivamente se comporten como un único almacenamiento es todo un reto. Se deben tener en cuenta las diferentes aportaciones hídricas de cada cuenca, las distintas relaciones de almacenamiento y potencia de cada

ubicación, los posibles problemas de mantenimiento o fallos de operación, limitaciones de evacuación, etc., y por supuesto, se debe encontrar una nueva fórmula retributiva adecuada a


8 | Cap. 6

sus nuevas condiciones de operación y que tenga en cuenta la importante tarea que estos

sistemas realizan para la integración del resto de generación renovable. La operación conjunta coordinada tendría como premisa general aumentar al máximo y durante el máximo tiempo posible la potencia disponible del conjunto. Es decir, trataría de operar los almacenamientos

para que parezca que todos están conectados por vasos comunicantes. Esta estrategia general requiere de un estudio particular y permitiría quizá un modelado mucho más detallado del sistema eléctrico Español.

Otro aspecto importante que quedaría por estudiar respecto de estos mismos sistemas hidráulicos es el aumento de la potencia general de turbinado. Tal como se ha visto, el

sistema actual ofrece algo más de los 12,1 GW de potencia pero se ha determinado que sería recomendable llegar como mínimo a los 17 GW. El trabajo a realizar consistiría por tanto en analizar qué centrales ofrecen las mejores posibilidades de repotenciación e incluso valorar

en detalle los tiempos de construcción, el impacto ambiental y los costes.

La siguiente línea de trabajo estaría relacionada con la búsqueda de oportunidades para

aumentar la capacidad y potencia actuales del sistema de almacenamientos reversibles. Una estrategia que se apuntó fue la de tratar de reconvertir algunas centrales hidroeléctricas

mixtas en centrales de bombeo reversible (anexo 3). La suma de la potencia del bombeo existente y en fase de proyecto o construcción más la potencia de las centrales hidroeléctricas mixtas es muy semejante a la que se requiere para un sistema eléctrico 100% renovable.

6.3.2 Controlabilidad renovable a través de las centrales de biomasa y geotérmicas y de la reconversión de las plantas de cogeneración

La generación a partir de biomasa y geotermia acorde con las propuestas de esta tesis es

distinta de la actualmente en servicio. Su diseño y operación como producción base difiere totalmente con el planteamiento de total controlabilidad requerido por las propuestas de este trabajo. Por ello, esta importante línea de trabajo futuro tendría como objetivos

encontrar nuevas formas de aprovechar la biomasa y la geotermia en centrales capaces de seguir demandas de operación variables. Algunas conversiones quizá no resulten muy complicadas, como la de utilizar gas procedente de la biomasa, lo cual facilitaría mucho el

asunto ya que la actual tecnología de ciclo combinado probablemente con pocos cambios la pueda admitir. De hecho, este planteamiento de solución ya se comentó durante los estudios de transición. Sin embargo, no toda la biomasa podrá ser gasificada y será necesario desarrollar

nuevas tecnologías a partir de serrines, pellets, etc. Además del cambio tecnológico está también el problema de la logística de aprovisionamiento, almacenamiento y entrega a las centrales de todo el volumen de recurso necesario. Como puede apreciarse, esta es una

línea de trabajo que presentaría a su vez múltiples derivaciones asociadas a las distintas opciones. Adicionalmente, existen 7 GW en plantas de cogeneración asociadas a un proceso productivo específico; y el estudio particularizado de cada una para tratar de maximizar su

controlabilidad, garantizando en todo momento su proceso productivo, quedaría igualmente


Cap. 6 | 9

abierto a estudio. Primero de viabilidad técnica y económica real, y posteriormente de definición

de los cambios necesarios.

6.3.3 Impacto de un suministro 100% renovable en las infraestructuras de transporte y distribución eléctricas

Si finalmente se alcanzara un escenario 100% renovable, todo parece indicar que existirá un ajuste más estricto entre oferta y demanda lo cual repercutirá en el precio del mercado eléctrico. Además la generación renovable ya habrá alcanzado la madurez con el consiguiente

abaratamiento del LCOE, debiendo esto afectar de forma positiva en la tarifa eléctrica. Por otra parte, las infraestructuras para la distribución de la electricidad pueden optimizarse y simplificarse debido a la mayor proximidad de la generación con la demanda, aspecto que

también es una línea abierta de trabajo y que de algún modo también debiera afectar positivamente en el precio final al consumidor. Como puede apreciarse, estos aspectos

técnicos y otros que han sido apuntados a lo largo de la tesis muestran líneas de trabajo respecto de las implicaciones económicas que puedan tener. De hecho, ya se ha apuntado en esta tesis que quizá el actual sistema de mercado y otros mecanismos retributivos requieran

una importante adaptación para resolver económicamente la gestión de un sistema de gran o total penetración renovable. Muchas de estas líneas de trabajo han sido a lo largo de estos años exploradas por muchos autores a nivel nacional e internacional. En muchos de

estos trabajos se han presentado también las posibles implicaciones y beneficios no sólo económicos o financieros, sino también los aspectos políticos, industriales, laborales, sociales, medioambientales, etc. Debido a la lejanía actual de los sistemas eléctricos respecto de los

renovables se puede afirmar que todavía hay un importante trabajo por realizar, y que quedaría abierta a futuros planteamientos y líneas de exploración multidisciplinar.

6.3.4 Viabilidad técnico-‐económica para un suministro energético 100% renovable en España

Otros estudios como el recientemente publicado por Greenpeace, “Energía 3.0” ya han avanzado las posibilidades de un cambio global energético hacia uno basado totalmente en

renovables [CAS 11]. En esta tesis se ha centrado el esfuerzo en evaluar las posibilidades sobre el sistema eléctrico aunque se han apuntado oportunidades que permitirían integrar otros suministros energéticos que actualmente no lo son. Por ejemplo, la electrificación del

sistema de transporte resolvería una gran parte del consumo energético nacional quedando ahora suministrado a partir de fuentes renovables. Todo este asunto, aunque ya ha sido abordado con mucha profundidad por algunas entidades, quedaría también como línea de

trabajo futura.

Bibliografía | 1

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radiactivas. Boletín Oficial del Estado, 7 de octubre de 2011, 242.

BOE 278 ESPAÑA 2011. Orden ITC/3127/2011, de 17 de noviembre, por la que se regula

el servicio de disponibilidad de potencia de los pagos de capacidad y se

modifica el incentivo a la inversión a que hace referencia el anexo III de la

Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre, por la que se revisan las tarifas

eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007. Boletín Oficial del Estado, 18 de

noviembre de 2011, 278.

BOE 285 ESPAÑA 2007. Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico. Boletín

Oficial del Estado, 28 de noviembre de 2007, 285.

BOE 292 ESPAÑA 2011. Instrucción IS-‐32 de 16 de noviembre de 2011, del Consejo de

Seguridad Nuclear, sobre Especificaciones Técnicas de Funcionamiento de

centrales nucleares. Boletín Oficial del Estado, 5 de diciembre de 2011, 292.

BOE 295 ESPAÑA 2011. Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que se

regula la conexión a red de instalaciones de producción de energía eléctrica de

pequeña potencia. Boletín Oficial del Estado, 8 de diciembre de 2011, 295.

BOE 312 ESPAÑA 2012. Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la

sostenibilidad energética. Boletín Oficial del Estado, 28 de diciembre de 2012, 312.

BOE 1964 ESPAÑA 1981. Ley 82/1980, de 30 de diciembre, sobre conservación de la

energía. Boletín Oficial del Estado, 27 de enero de 1981, 23.

Anexo 1 | 1

Anexo 1 TÉCNICAS DE REPARTO DE LOS ALMACENAMIENTOS

En el presente anexo se muestran con más detalle los distintos métodos de reparto de

bombeo o turbinado presentados en el capítulo 3. Todos ellos se desarrollaron con el fin de

encontrar una técnica que sirva al objetivo general de maximizar la penetración renovable,

en este caso por una eficiente gestión del nivel de almacenamiento reversible e hidráulico.

Las distintas opciones se presentan a continuación.

Reparto proporcional combinado equilibrado

Este reparto se plantea con el objetivo de lograr que todos los almacenamientos puedan

ofrecer su máxima potencia durante el mayor tiempo posible y poder así satisfacer los picos

de demanda. Para ello la estrategia de reparto tiene en cuenta la potencia de los

almacenamientos reversible e hidráulico así como los niveles de estos, de tal forma que el

reparto este orientado a que los mismos trabajen con una dinámica semejante a los vasos

comunicantes. Para probar la técnica se simula un caso sencillo. Se parte de los dos

almacenamientos completamente llenos y se envía una orden común de turbinado. La técnica

de reparto establecerá la fracción de potencia que cada almacén debe ejecutar. Tal como se

muestra en la figura A1.1, con esta técnica los dos tipos de almacenamiento llegaran a su

nivel mínimo al mismo tiempo.

Figura A1.1 Reparto proporcional combinado equilibrado: potencia y nivel de almacenamiento



2 | Anexo 1

El ejemplo que se ha mostrado en el apartado 3.2.3 del texto principal de la tesis ha seguido

esta estrategia y se muestra de nuevo a continuación, ya que servirá para explicar el resto de

las técnicas de reparto.

Se supone unos sistemas de almacenamiento en el que las turbinas 1 y 3 tienen grado de

prioridad 2, mientras la turbina 2 tiene grado 1. Cada almacenamiento tiene las características

definidas en la tabla A.1.1.

Tabla A1.1 Características de los almacenamientos agregados del ejemplo de estudio

Almacenamiento

reversible 1 Almacenamiento

mixto 2 Almacenamiento

Hidráulico 3 Totales

Potencia instalada (MW) 4.500 10.000 15.000 29.500

Capacidad Almacenamiento (GWh) 100 200 17.500 17.800

Nivel actual del almacenamiento (%)

92 85 98 97.8*

(*) Medida ponderada a la capacidad de almacenamiento


Para este ejemplo se asume que la potencia total de turbinado que se debe satisfacer es

de 10.000 MW. Lo que significa que bastará con las turbinas 1 y 3 (prioritarias) para cumplir

el objetivo ya que la potencia total disponible con ambas es de 19.500 MW. Además, se

supondrá también que el nivel de los almacenamientos es del 92% para el primero, del 85%

para el segundo y del 98% para el tercero. En esta situación, el proceso de reparto se

realizaría utilizando dos factores:

- Factor de potencia, FP. Para cada almacenamiento se calcula la relación entre su


FP1 = 4500 / 19500 = 0.231

FP2 = 15000 / 19500 = 0.769


FA1 = 0.92

FA2 = 0.98

El cálculo de la potencia para cada sistema de turbinas con esta técnica de reparto es:

(A1.1)

Por lo tanto, para cada almacenamiento del ejemplo se tendrá:

- Potencia grupo turbinas T1: pTurDep1 = 10.000 * 0.231 * 0.92 = 2.125 MW


TÉCNICAS DE REPARTO DE LOS ALMACENAMIENTOS

Anexo 1 | 3

Cuya suma, 9.661 MW, no cumple con la consigna inicial (10.000 MW) y por lo tanto

requiere un reajuste. Para ello se propone el siguiente factor de ajuste en función del nivel

actual y los factores de potencia:

(A1.2)


(A1.3)

Para el ejemplo, el cálculo de F arroja un valor de 1.035, lo que significa una leve mayoración

para las dos potencias antes calculadas, esto es:

- Potencia grupo turbinas T1: pTurDep1 = 2.125 * 1.035 = 2.200 MW



Reparto proporcional únicamente por potencia instalada

Se puede decir que esta técnica de reparto es una forma simplificada de la técnica

anterior ya que solo tiene en cuenta la potencia y no el nivel del almacenamiento. Por lo

tanto, el proceso de reparto se realiza utilizando un único factor (Factor de Potencia: FP):

Siguiendo con el mismo ejemplo anterior:

- Factor de potencia, FP. Para cada almacenamiento se calcula la relación entre su


FP1 = 4500 / 19500 = 0.231

FP2 = 15000 / 19500 = 0.769

El cálculo de la potencia para cada sistema de turbinas según esta técnica es:

(A1.4)




POTENCIA TOTAL (T1+T3) = 10.000 MW

Si en el reparto proporcional combinado equilibrado, ambos almacenamientos llegaban

a su nivel mínimo al mismo tiempo, en este ejemplo en el que la potencia asignada al


4 | Anexo 1

almacenamiento reversible resulta ser mayor (2.310 MW frente a 2.200 MW), su nivel de

almacenamiento se reducirá más rápidamente alcanzando el mínimo técnico antes que lo

haga el almacenamiento hidráulico (figura A1.2).

Figura A1.2 Reparto proporcional únicamente por potencia instalada


Normalmente la proporción entre la capacidad del almacenamiento y potencia instalada

asociada es apreciablemente mayor en los almacenamientos hidráulicos que en los reversibles

con lo que un reparto proporcional a la potencia llevará al comportamiento mostrado en la

figura A1.2. En la tabla A1.2 se muestra esta relación en las instalaciones existentes en España.

Tabla A1.2 Relación capacidad de almacenamiento - potencia asociada en España

Bombeo puro Gran Hidráulica

Potencia (MW) 2.750 14.814

Capacidad (MWh) 75.000 17.750.000

Capacidad vs Potencia (MWh/MW) 27 1.198


Reparto proporcional según el nivel del almacenamiento disponible

Se puede decir que esta técnica de reparto, al igual que la anterior, es también una

forma simplificada de la técnica proporcional combinada equilibrada ya que solo tiene en


Anexo 1 | 5

cuenta el nivel del almacenamiento y no la potencia a él asociada. Por lo tanto, el proceso de

reparto se realiza utilizando un único factor (Factor de almacén: FA):

Siguiendo con el mismo ejemplo anterior, se observa según la tabla A1.1 que también en

este caso el nivel más alto de los almacenes corresponde a las instalaciones reversibles

puras e hidráulicas.


FA1 = 0.92

FA2 = 0.98

El cálculo de la potencia para cada sistema de turbinas mediante la técnica de reparto

asociada al nivel del almacenamiento es:

(

) (A1.5)


- Potencia grupo turbinas T1: pTurDep1 = 10.000 * 0,92/(0,92+0,98) = 4.842 MW

- Potencia grupo turbinas T3: pTurDep3 = 10.000 * 0.98/(0,92+0,98) = 5.158 MW

POTENCIA TOTAL (T1+T3) = 10.000 MW

Si en el reparto proporcional combinado, ambos almacenamientos llegaban a su nivel

mínimo al mismo tiempo, en este ejemplo en el que la potencia asignada al almacenamiento

reversible resulta ser mayor (4.842 MW frente a 2.200 MW), su nivel de almacenamiento se

reducirá más rápidamente alcanzando el mínimo técnico antes que lo haga el almacenamiento

hidráulico (figura A1.3).

Figura A1.3 Reparto proporcional según el nivel del almacenamiento disponible



6 | Anexo 1

Normalmente la capacidad del almacenamiento es apreciablemente mayor en los

almacenamientos hidráulicos que en los reversibles con lo que un reparto proporcional

según el nivel del almacenamiento disponible llevará al comportamiento mostrado en la

figura A1.3.

Reparto proporcional combinado

En este cuarto método el proceso de reparto se realiza teniendo en cuenta la fracción de

potencia y el nivel de almacenamiento, aunque de forma distinta al primer método.

- Factor de potencia, FP. Ya determinados en anteriores ejemplos:

FP1 = 4500 / 19500 = 0.231

FP2 = 15000 / 19500 = 0.769


FA1 = 0.92

FA2 = 0.98

El cálculo de la potencia para cada sistema de turbinas con esta técnica de reparto es:

(A1.1)




Cuya suma, 9.661 MW, no cumple con la consigna inicial (10.000 MW) y por lo tanto

requiere un reajuste. Para ello se propone el siguiente factor de ajuste en función de las

potencias resultantes:

(A1.2)


(A1.3)

Para el ejemplo, el cálculo de F arroja de nuevo un valor de 1.035, lo que significa una

leve mayoración para las dos potencias antes calculadas, esto es:





Anexo 1 | 7

El resultado de este cuarto método, a priori es igual que en el primer caso, sin embargo,

si se analiza toda una secuencia de vaciado el resultado ahora es el mostrado en la figura A1.4.

Aquí se aprecia como el almacenamiento reversible tiende a ser algo menos demandado lo

que supone alargar en el tiempo algo más su disponibilidad.

Figura A1.4 Reparto proporcional combinado desequilibrado


De los 4 métodos presentados el modelo de simulación utiliza el cuarto. Tal como se

comentó en el capítulo 4 las diferencias entre métodos a largo plazo apenas condicionan

excesivamente la elección. Sin embargo, el hecho de tratar de reservar algo más el almacén

reversible parece sensato ya que el otro tiene un proceso natural de llenado, mientras el de

bombeo no.

Anexo 2 | 1

Anexo 2 REPOTENCIACIÓN EÓLICA EN NAVARRA

El Departamento de Recursos Energéticos de Acciona Energía realizó en mayo del año

2008 un estudio exhaustivo de repotenciación de sus parques en la Comunidad de Navarra. Para ello consideró únicamente las posibilidades que ofrecía la sustitución de las actuales turbinas de entre 0,5 MW y 1,5 MW a máquinas de al menos 3 MW. En dicho análisis se

tuvieron en cuenta las limitaciones medioambientales y de construcción de todas las zonas. Los resultados parque a parque se muestran en la tabla A2.1. En el año 2008, Acciona Energía tenía una potencia instalada de 0,8 GW (siendo del orden del 80% del total instalado

en Navarra) y estima que con la repotenciación se podría alcanzar prácticamente 1,3 GW [REE 08-‐1]. Extrapolando esta capacidad de repotenciación a aquellos parques que no pertenecen a Acciona Energía se podría llegar en la Comunidad de Navarra a una potencia

instalada de 1,5 GW y aumentar la energía anual producida aproximadamente en un 50%.

Tabla A2.1 Parques eólicos de Acciona Energía en Navarra y su posible repotenciación

Fuente: Acciona Energía

Anexo 3 | 1

Anexo 3 EVOLUCIÓN DE LOS EMBALSES DE LAS INSTALACIONES DE BOMBEO MIXTAS EN ESPAÑA

En este anexo se quiere profundizar más en la caracterización de las instalaciones

hidráulicas de bombeo mixto, las cuales además del bombeo disfrutan de aporte hidrológico

natural lo que permite una mayor producción en general. Su ubicación, tal y como se muestra

en la figura A.3.1, normalmente se encuentra entre embalses dispuestos en cascada.

Figura A3.1 Salto de Valparaiso, Rio Duero. Zamora, 2010

Fuente: [MAR 89]

En la tabla A.3.1 se muestran las instalaciones de bombeo mixto existentes en España,

casi todas distribuidas en el oeste del país. Analizando el ciclo de cada una de ellas se observa

que unas se comportan principalmente como centrales convencionales, es decir con ciclos

estacionales, teniendo su generación una relación directa con el recurso hidrológico y por

lo tanto el nivel de los embalses (figura A.3.2). Aunque el ciclo del embalse de Aldeadá vila

es estacional el hecho de encontrarse en la confluencia de los ríos Tormes y Duero le aporta

una evolución singular (figura A3.2a) [CAM 10]. Otras centrales se comportan como las

reversibles puras, con ciclos mucho más cortos (diarios, semanales). De tal forma que su

dinámica se asemeja a la de las centrales de bombeo puro (figura A3.3), cuyo ejercicio suele

estar ligado a la obtención de beneficios al bombear agua en horas baratas y turbinar en las

Viabilidad técnico-económica para un suministro eléctrico 100% renovable em España

2 | Anexo 3

caras. Estas centrales, tengan el régimen que tengan, también pueden gestionarse con el fin

de apoyar otras generaciones renovables, especialmente las de la zona. Tal como se dijo en

el texto principal de la tesis, es una línea de trabajo que se ha dejado como futura.

Tabla A3.1 Centrales hidráulicas mixtas en España

Central Cuenca Provincia Año BOM. (MW)

Embalse Superior Ciclo

Nombre CAP. (hm3)

Adeadávila I+II (Tormes) Duero Salamanca 1986 400 Adeadávila 115 Estacional

Villarino Duero Salamanca 1970 780 Almendra 2586 Estacional

Valparaiso Duero Zamora 1988 80 Valparaiso 162 Estacional

Conso Sil Orense 1976 210 Las Portas 536 Estacional

Puente Bibey Sil Orense 1964 70 Bao 236 Estacional

Santiago Jares I y II Sil Orense 1957 50 Sta. Eulalia 10 Diario

Gabriel Y Galán Tajo Cáceres 1982 90 Gabriel Y Galán 911 Estacional

Guijo de Granadilla Tajo Cáceres 1982 48 Guijo de

Granadilla 13 Semanal

Valdecañas Tajo Cáceres 1965 168 Valdecañas 1446 Estacional

Torrejón Tajo Cáceres 1967 72 Torrejón 188 Diario

Bolarque Tajo Guadalajara 1974 200 Bolarque 31 Diario

Total 2.168


Figura 3.2 Evolución de los embalses asociados a las centrales reversibles mixtas con comportamiento convencional

(a) Central de Aldeádavila (b) Central de Villarino

EVOLUCIÓN DE LOS EMBALSES DE LAS INSTALACIONES DE BOMBEO MIXTAS EN ESPAÑA

Anexo 3 | 3

(c) Central de Valparaíso (d) Central de Conso

(e) Central de Puente Bibey (f) Central de Gabriel y Galán

(g) Central de Valdecañas Fuente: [EMB 13]

Figura 3.3 Evolución de los embalses asociados a las centrales reversibles mixtas con comportamiento de central de bombeo puro

(a) Central de Santiago Jares (b) Central de Guijo de la Granadilla

Viabilidad técnico-económica para un suministro eléctrico 100% renovable em España

4 | Anexo 3

(c) Central de Torrejó (d) Central de Bolarque

Fuente: [EMB 13]

Anexo 4 | 1

Anexo 4 COEFICIENTES DE RELACIÓN ENTRE PRODUCCIÓN EÓLICA Y VELOCIDAD DE VIENTO MEDIA MENSUAL

Tal y como se ha descrito en el capítulo 4, apartado 4, el hecho de que gran parte de los

parques eólicos en España hayan sido instalados posteriormente al año 2001, dificulta la

disponibilidad de series completas de producción horaria del periodo 2001-2010. Para

encontrar una solución a este problema se ha tratado de caracterizar la correlación entre la

producción eólica horaria y distintas medias de velocidad del viento de la zona. Para ello el

Departamento de Recurso Eólico de Acciona Energía facilitó los datos horarios de velocidad

del vientos de las torres de medición situadas en los parques eólicos de Cerro Blanco y

Torre Miró medidas durante los años 2008 y 2009; mientras el Centro de Control de Acciona

Energía suministró los datos de producción horaria de dichos parques durante los mismos

años. El primer análisis consistió en calcular la relación entre la producción real y la velocidad

de viento horarios del año 2009, coeficiente relacionado de algún modo con lo que podría

ser una curva de potencia general de parque. Utilizando estos coeficientes y la velocidad de

viento horaria del año 2008, se estimó la producción de ese año a través de la ecuación A4.1.

El resultado, una serie horaria de producción estimada que puede compararse fácilmente

con la secuencia real que sucedió. Este sencillo método proporciona una muy alta fidelidad

de estimación aunque lógicamente no reproduce las situaciones de parada de parque por

problemas de red, fallos internos, mantenimientos, etc. El inconveniente de este método

para estimar producciones en otras localizaciones geográficas es la enorme cantidad de

datos que hay que manipular para cada año y para cada parque. Por ello, se plantearon

otras posibilidades más simples de estimación de series a partir valores promediados de

medidas de viento. Un ejercicio sencillo consistió en utilizar los datos de producción y de

viento y promediar coeficientes por mes. De este modo, la nueva serie estimada se calcula

utilizando la ecuación A4.2. Evidentemente con este método se obtiene una serie de datos

distinta pero en muchos aspectos aceptable, ya que la variabilidad horaria es semejante a la

serie original de referencia y en términos energéticos, los promedios mensuales son

también admisibles.

(A4.1)

(A4.2)

hi= hora, mi=mes


2 | Anexo 4

La tabla A4.1 muestra los coeficientes mensuales de 16 parques, donde queda reflejado

que la relación producción eólica-velocidad del viento puede variar apreciablemente entre

los diferentes parques y entre los distintos meses de un mismo parque. Las producciones

del año 2008 obtenidas mediante coeficientes mensuales de los parques de Cerro Blanco y

Torre Miró difieren en menos de un 3% con las producciones reales, por lo que esta

metodología se considera aceptable.

Tabla A4.1 Coeficientes mensuales producción velocidad del viento. Año 2009

ANGOSTILLOS MW 28

2009 PROD GWh

Prod (GWh)/MW Viento COEF=PROD/V

Enero 5,86 0,21 7,28 0,028736237

Febrero 5,93 0,21 6,39 0,033161424

Marzo 6,80 0,24 5,71 0,042532831

Abril 4,80 0,17 5,35 0,032045802

Mayo 5,29 0,19 5,10 0,037052221

Junio 4,74 0,17 5,45 0,03104245

Julio 4,56 0,16 5,50 0,029574447

Agosto 5,62 0,20 5,70 0,035215079

Septiembre 5,76 0,21 6,14 0,033488855

Octubre 5,40 0,19 6,00 0,032175115

Noviembre 7,49 0,27 8,61 0,031082471

Diciembre 8,44 0,30 8,12 0,037111223

Total 70,69 2,52

ZORRAQUIN MW 12

PROD GWh


2,76 0,23 7,80 0,02950599

2,17 0,18 6,80 0,0026586646

2,42 0,20 6,35 0,031686319

1,85 0,15 6,00 0,025661664

1,67 0,14 5,22 0,026693619

1,65 0,14 5,10 0,026963585

1,83 0,15 5,42 0,028133156

1,28 0,11 5,72 0,018614142

1,48 0,12 6,55 0,01889103

2,09 0,17 6,09 0,028612436

4,59 0,38 8,68 0,044092862

3,74 0,31 8,41 0,037084284

27,53 2,29

SISTRAL MW 8,5

2009 PROD GWh


Enero 1,52 0,18 7,80 0,022879679

Febrero 0,40 0,05 7,57 0,06247346

Marzo 1,31 0,15 7,19 0,021422779

Abril 1,44 0,17 5,81 0,029107852

Mayo 1,23 0,14 5,92 0,024443847

Junio 0,86 0,10 6,20 0,016299229

Julio 1,01 0,12 5,81 0,020514005

Agosto 0,48 0,06 6,58 0,008556688

Septiembre 1,08 0,13 7,33 0,017381088

Octubre 1,74 0,21 7,41 0,027694039

Noviembre 3,21 0,38 9,03 0,041816474

Diciembre 2,23 0,26 8,84 0,029723713

Total 16,51 1,94

CERROBLANCO MW 48

PROD GWh


11,89 0,25 8,91 0,027818126

10,00 0,21 7,26 0,028682911

6,79 0,14 6,67 0,021217661

11,27 0,23 7,38 0,031832698

6,89 0,14 5,58 0,025742173

8,08 0,17 6,11 0,027534715

8,39 0,17 6,37 0,02741348

6,04 0,13 6,34 0,019847093

7,21 0,15 6,50 0,023111148

5,49 0,11 6,04 0,018952248

14,61 0,30 8,59 0,035432652

15,89 0,33 8,97 0,03689603

112,55 2,34

COEFICIENTES DE RELACIÓN ENTRE PRODUCCIÓN EÓLICA Y VELOCIDAD DE VIENTO MEDIA MENSUAL

Anexo 4 | 3

ESCEPAR MW 30

2009 PROD GWh


Enero 4,72 0,16 7,22 0,021800996

Febrero 5,16 0,17 6,93 0,024814262

Marzo 4,93 0,16 6,32 0,026009354

Abril 5,14 0,17 6,50 0,026375989

Mayo 4,46 0,15 5,45 0,027252272

Junio 3,75 0,12 5,87 0,021267988

Julio 5,17 0,17 6,32 0,027255584

Agosto 3,16 0,11 6,05 0,017388648

Septiembre 1,25 0,04 6,09 0,006825633

Octubre 4,25 0,14 5,77 0,024535259

Noviembre 5,46 0,18 7,27 0,025034716

Diciembre 8,70 0,29 8,14 0,035642884

Total 56,14 1,87

DEVA MW 39,6

PROD GWh


10,31 0,26 7,63 0,034107732

5,04 0,13 6,12 0,020785475

6,65 0,17 6,32 0,02658894

5,64 0,14 5,35 0,026622089

5,65 0,14 5,57 0,025602797

5,82 0,15 5,41 0,027198806

5,31 0,13 4,87 0,027555775

4,24 0,11 5,34 0,020043809

4,26 0,11 5,94 0,018097628

8,66 0,22 6,19 0,035284353

14,07 0,36 8,04 0,044187671

12,94 0,33 8,30 0,039347924

88,59 224

PENA DA LOBA CAXADO 2010 MW 48,84

2009 PROD GWh


Enero 10,26 0,21 7,22 0,031393108

Febrero 11,74 0,24 6,93 0,034410564

Marzo 12,85 0,26 6,32 0,038830007

Abril 8,05 0,16 6,50 0,033371349

Mayo 7,03 0,14 5,45 0,029533645

Junio 6,34 0,13 5,87 0,026330216

Julio 9,98 0,20 6,32 0,038200029

Agosto 8,55 0,17 6,05 0,032235509

Septiembre 5,58 0,11 6,09 0,022741585

Octubre 12,69 0,26 5,77 0,042343568

Noviembre 9,23 0,19 7,27 0,029457381

Diciembre 12,54 0,26 8,14 0,039048177

Total 114,84 2,35

MONTE MAYOR NORTE MW 21

PROD GWh


6,22 0,30 7,77 0,03811233

3,50 0,17 6,92 0,024120984

3,19 0,15 5,87 0,025881079

3,19 0,15 5,28 0,028783955

2,87 0,14 5,37 0,0225485251

3,24 0,15 5,43 0,02844489

2,80 0,13 4,65 0,028629757

2,50 0,12 5,58 0,021376716

3,20 26 6,05 0,025172849

5,41 0,22 6,58 0,0391914

6,81 0,32 8,64 0,037516219

4,63 0,22 8,02 0,027453759

47,56 2,26

TARIFA MW 36,9

2009 PROD GWh


Enero 7,27 0,20 8,41 0,023423816

Febrero 8,72 0,24 9,30 0,025415518

Marzo 9,82 0,27 10,16 0,02618026

Abril 7,62 0,21 8,00 0,025842373

Mayo 8,96 0,24 8,40 0,028877969

Junio 8,78 0,24 7,87 0,030216375

Julio 6,76 0,18 7,44 0,024611772

Agosto 13,78 0,37 6,59 0,056674118

Septiembre 9,06 0,25 7,76 0,031629109

Octubre 8,96 0,24 6,86 0,35367361

Noviembre 6,92 0,18 6,33 0,029641282

Diciembre 6,47 0,18 9,16 0,019147594

Total 103,12 2,79

LOS MORRONES 2010 MW 30

PROD GWh


7,57 0,25 9,25 0,027283835

7,62 0,25 8,50 0,02986153

6,45 0,22 7,29 0,029528474

4,04 0,13 6,92 0,019480242

5,94 0,20 7,10 0,027897921

3,37 0,11 5,41 0,02078364

5,10 0,17 5,53 0,03068985

3,42 0,11 5,16 0,022078843

3,47 0,12 5,69 0,020360487

3,49 0,12 5,63 0,0206857

6,79 0,23 7,92 0,028573175

6,54 0,22 7,04 0,030958565

63,81 2,13


4 | Anexo 4

SOS MW 48,7

2009 PROD GWh


Enero 7,49 0,15 6,66 0,023073078

Febrero 9,48 0,19 7,14 0,027266235

Marzo 9,15 0,19 6,92 0,027156935

Abril 14,12 0,29 7,08 0,040950029

Mayo 11,63 0,24 6,65 0,035908805

Junio 7,20 0,15 5,61 0,026368418

Julio 9,87 0,20 6,06 0,033454367

Agosto 7,54 0,15 6,14 0,026010437

Septiembre 7,47 0,15 5,90 0,041817678

Octubre 13,25 0,27 6,50 0,041817678

Noviembre 11,43 0,23 7,11 0,032697403

Diciembre 15,01 0,31 9,16 0,043334261

Total 123,63 2,54

TORRE MIRO MW 49,5

PROD GWh


11,04 0,22 10,22 0,021832416

13,02 0,26 9,70 0,027125302

8,32 0,17 8,85 0,018983997

10,96 0,22 9,06 0,024449625

13,19 0,27 7,76 0,034329173

5,86 0,12 6,96 0,017028369

9,44 0,19 7,34 0,025969127

7,15 0,14 7,71 0,018746768

6,19 0,13 6,69 0,018698159

9,57 0,19 8,41 0,022991156

12,21 0,25 9,92 0,024863828

13,76 0,28 10,23 0,027190442

120,72 2,44

LOSILLA 2010 MW 24

2009 PROD GWh


Enero 6,15 0,26 10,57 0,024241983

Febrero 7,48 0,31 9,19 0,033926977

Marzo 5,35 0,22 7,81 0,028511727

Abril 2,64 0,11 5,32 0,020686362

Mayo 4,70 0,20 6,93 0,028288201

Junio 2,20 0,09 5,37 0,017061004

Julio 1,89 0,08 4,85 0,016243758

Agosto 2,42 0,10 5,27 0,019162344

Septiembre 2,57 0,11 5,43 0,019740594

Octubre 3,78 0,16 6,71 0,023451575

Noviembre 6,56 0,27 9,65 0,028333245

Diciembre 5,57 0,23 8,46 0,027431803

Total 51,32 2,14

SIERRA TALLAT MW 49,5

PROD GWh


12,05 0,24 7,99 0,030467979

10,36 0,21 7,66 0,02732082

7,55 0,15 7,24 0,021061007

10,33 0,21 6,42 0,032490843

9,53 0,19 7,28 0,026422431

5,15 0,10 6,65 0,015635704

8,99 0,18 564 0,032196816

6,36 0,13 5,82 0,022083091

4,93 0,10 6,30 0,015823268

5,57 0,15 5,87 0,026042611

13,69 0,28 5,95 0,046476388

12,66 0,26 8,02 0,03187746

109,16 2,21

VEDADILLO MW 49,5

2009 PROD GWh


Enero 6,37 0,19 6,34 0,029848686

Febrero 15,43 0,31 6,94 0,044929407

Marzo 14,02 0,28 6,65 0,042581289

Abril 12,41 0,251 6,44 0,038933767

Mayo 10,82 0,220 6,08 0,035963735

Junio 7,63 0,15 5,31 0,029008853

Julio 9,79 0,20 5,77 0,034258096

Agosto 9,13 0,18 5,56 0,03315305

Septiembre 8,72 0,18 5,94 0,029649036

Octubre 12,20 0,25 6,39 0,038562988

Noviembre 12,08 0,24 7,27 0,033554902

Diciembre 14,31 0,29 6,74 0,04286837

Total 135,90 2,75

BOBIAS SAN ISIDRO MW 49,3

PROD GWh


10,67 0,22 7,98 0,027124103

8,09 0,16 7,16 0,026643131

8,15 0,17 5,25 0,031481903

7,53 0,15 5,25 0,029076549

8,16 0,17 5,09 0,032503568

7,77 0,16 5,57 0,028290577

6,76 0,14 4,67 0,029343042

6,68 0,14 5,59 0,024225607

8,17 0,17 5,71 0,028988746

12,91 0,26 6,76 0,038726666

21,07 0,43 9,21 0,046431371

14,79 0,30 8,53 0,035176704

120,73 2,45



Anexo 4 | 5

Utilizando los coeficientes de parques de 16 zonas distintas es posible estimar nuevas

series de datos horarios para aquellos años en los que tan sólo se conocen los promedios

mensuales de viento. Mediante técnicas similares es posible también estimar series de viento

aceptables utilizando los promedios de producción y de viento de otras zonas. Este es un

ejercicio de extrapolación aún más arriesgado pero que se ha demostrado adecuado. De hecho,

en el caso de disponer de las series horarias de viento, es posible estimar con gran precisión

la serie horaria de otro lugar a partir de las producciones de otro. Para ello es recomendable

que las máquinas de ambos parques sean similares. La figura A4.1 muestra los coeficientes

medios mensuales de los 16 parques, donde se aprecia que el rango de valor queda

fuertemente limitado, especialmente si se comparan con los coeficientes horarios cuyo

rango va desde 0 hasta 1.

Figura A4.1 Coeficientes mensuales producción eólica-velocidad del viento. Año 2009


0

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mes

ANGOSTILLOS

ZORRAQUIN

SISTRAL

CB

ESCEPAR

DEVA

PENA LOBA CAX

MTE MAYOR N

TARIFA

LOS MORRONES

SOS

TORRE MIRO

LOSILLA

SIERRA TALLAT

VEDADILLO

BSI

Anexo 5 | 1

Anexo 5 ANÁLISIS DEL COSTE DE LA SEGURIDAD FÍSICA EN LA GENERACIÓN NUCLEAR

Actualmente el coste de operación y mantenimiento de la generación nuclear se estima de media en 9,5 €/MWh [CAS 06]. Sin embargo, los últimos accidentes como el de Fukushima, de gravísimas consecuencias, se prevé que conlleven una fuerte intensificación de las

medidas de seguridad técnica y física con el correspondiente aumento en los citados costes de operación y mantenimiento.

A continuación se hace un análisis detallado de los aumentos que se prevén en costes de

seguridad física. Esta es, definida por el Consejo de Seguridad Nuclear, como aquella seguridad que está centrada en proteger al público de consecuencias de actos malintencionados sobre materiales e instalaciones. Los principales riesgos son el sabotaje radiológico a través de un

ataque a una central nuclear y el robo de materiales radioactivos.

Para dicho análisis se supone que las potenciales centrales nucleares existentes en el 2050 estarían dotadas de la tecnología más avanzada en esta materia. Para gestionar las

prácticas en materia de seguridad existe en España el Consejo de Seguridad Nuclear, organismo estatal con aproximadamente 500 empleados y un presupuesto en el 2009 de 51 millones de euros [CSN 13]. Aun suponiendo que únicamente el 70% de este gasto se emplea

en el estudio de las centrales nucleares y el resto en material radiológico de uso médico, habría que distribuir 36 millones de euros en los gastos de operación y mantenimiento que a día de hoy no se contemplan como gastos derivados de la generación nuclear. En los

últimos tres años los presupuestos del Consejo de Seguridad Nuclear han aumentado en un 22%, valor muy superior a la inflación, y que confirma la hipótesis de que esta tecnología debe llevar implícito lo más novedoso en cuanto a materia de seguridad se refiere con el

citado aumento de coste. Suponiendo un aumento semejante desde ahora hasta el año 2050, y la misma producción nuclear, únicamente los gastos del Consejo de Seguridad Nacional repercutirían en 2,5 € por cada megavatio nuclear producido.

La seguridad física propiamente dicha de las centrales nucleares consta de unos medios técnicos y unos medios humanos [BOE 242]. Actualmente son las centrales alemanas las que tienen una tecnología más avanzada en cuanto a seguridad con medios técnicos,

aplicando sucesivos sistemas de apantallamiento. La reciente adaptación de la única central nuclear holandesa en operación (Borssele Nuclear Power Station, 485 MW) con la tecnología de seguridad alemana ha implicado un coste de inversión de 5.000 millones de euros, que

imputado al megavatio producido, imputado sobre una central de 1.000 MW y 40 años de vida supondría un gravamen de 0,16 €/MWh. Cabe esperar que de aquí al 2050 aparezcan nuevas técnicas y que estas además del gasto propio de la inversión tengan un coste extra

en operación y mantenimiento. Teniendo en cuenta todo esto no resulta exagerando imputar


2 | Anexo 5

en el año de referencia 2050 alrededor de unos 0,8 €/MWh en concepto de seguridad

técnica, considerando una inflación del 3%. En cuanto a la seguridad con medios humanos EEUU es el país que tiene implementado el sistema más intenso. En España, una central nuclear está vigilada por un equipo de unos 15 guardias cada turno durante las 8.760 horas

anuales. En EEUU, cada turno está formado por 30 guardias con sistemas de vigilancia y reacción más sofisticados además de una legislación que dota de más autoridad al vigilante y penaliza más fuertemente las diferentes infracciones que la población civil pueda cometer.

En España, según la información suministrada por el Departamento de Seguridad de Acciona Energía, un puesto de seguridad cubierto durante las 8.760 horas anuales supone 14.000 €/mensuales. Suponiendo que se implementa el mismo sistema que en EEUU y que

la central trabaja 8.000 horas, el coste de la seguridad de los medios humanos gravaría en 2,3 €/MWh en el año 2050.

Otro punto crítico es el transporte tanto del uranio como de los residuos radiactivos que se

producen en la generación nuclear. El transporte de estos materiales está estrechamente

controlado por los gobiernos y por la organización internacional OIEA (Organización Internacional

de Energía Atómica) con 150 países adheridos [OIE 09]. El 100% del Uranio consumido en las

centrales españolas es importado. Cada central requiere anualmente 25 toneladas de

combustible radiactivo. Este lleva en su composición un 5% de Uranio enriquecido con el

isotopo radioactivo U235. El mineral de Uranio triturado contiene únicamente un 0,5% de este

isotopo. Con todo esto cada una de las ocho centrales precisa anualmente de una importación

de 250 toneladas de Uranio. La única empresa de procesar el mineral de Uranio en España se

llama ENUSA y se encuentra ubicada en Juzbado en la provincia de Salamanca. Suponiendo

camiones de 12 Toneladas para el transporte del mineral de Uranio, llegarán a la planta de

ENUSA unos 20 camiones anuales por central de mineral de Uranio, y suponiendo entregas

mensuales de combustible enriquecido a las centrales, saldrán 12 camiones anuales de la

planta de ENUSA a cada central. Por otra parte tras la producción de energía, se generan en

España 160 toneladas de residuos radioactivos anualmente [COL 08]. La gestión de los residuos

radiactivos en España está encomendada a la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, ENRESA,

la cual debe elaborar el Plan General de Residuos Radiactivos para su posterior aprobación del

Gobierno. Actualmente se envían estos residuos fuera de España ya que no se dispone de

ningún Almacén Temporal Centralizado (ATC) de residuos radioactivos. El 30 de diciembre de

2011, fue aprobada por el Consejo de Ministros la construcción de un ATC en Villar de Cañas

en la provincia de Cuenca, cuya inversión será del orden de 700 millones de euros y su periodo

de construcción 5 años [BOE 17]. Suponiendo una recogida de residuos mensual en las centrales

nucleares, a partir del año 2017, 96 camiones con residuos radioactivos saldrán de las

diferentes centrales hasta Villar de Cañas para ser gestionados. El uranio enriquecido así como

los residuos radioactivos son materiales cuya inadecuada manipulación pueden causar graves

daños, por lo que se requiere un especial cuidado y atención en el transporte. Estos deben ser

patrullados por dos vehículos y un helicóptero que los ocupan 10 personas especializadas, el

precio de cada convoy es del orden de los 30.000 euros. El transporte del mineral de uranio

bruto sin enriquecer requiere una patrulla durante el transporte mucho más reducida que la


Anexo 5 | 3

del uranio enriquecido ya que en ese estado la peligrosidad es muy inferior. El precio de esta

se estima en 10.000 €. Para estas estimaciones se han considerado distancias promedio de los

transportes de 600 km. En resumen, la vigilancia durante el transporte durante todo el proceso

gravará el megavatio nuclear producido en el año 2050 con 0,4 €/MWh suponiendo una

inflación del 3%.

Además de la seguridad física relacionada propiamente con la actividad de la generación

nuclear habría que añadir los gastos originados por intensificar el control para evitar posibles

atentados originados por materiales radioactivos, principalmente controles en aeropuertos y

en eventos multitudinarios, por tener un orden de magnitud en los juegos olímpicos de Londres

2012 los gastos de seguridad ascendieron a 700 millones de euros, gran parte de ellos dedicados

a evitar atentados provocados con material radioactivos [CNN 10]. Si bien es verdad que la

ausencia de centrales nucleares, y por lo tanto de los transportes con material radioactivo

asociados, no evita totalmente el riesgo de los atentados, ya que estos pueden ser producidos

con material radioactivo para otros usos, sí que lo disminuyen considerablemente. De nuevo

EEUU es el país que dedica mayor esfuerzo a la seguridad con medios humanos en los controles

ante atentados radioactivos especialmente en los aeropuertos y en los eventos multitudinarios.

EEUU adicionalmente con el fin de intensificar la seguridad, ha instalado el sistema de detección

de materiales radioactivos Megaport en aquellos puertos de los diferentes países del mundo

donde se fletan barcos a EEUU. En España lo tiene ya el puerto de Valencia, Barcelona y está

prevista su instalación en los puertos de Bilbao y Algeciras [DUV 10]. Esto hace pensar que España

en el futuro implementará los mismos sistemas de control que EEUU con su correspondiente coste.

De todo lo anterior se concluye que a cada magavatio producido de generación nuclear en

el 2050 se le deberían gravar 6 €/MWh exclusivamente debidos a la seguridad física de la

actividad nuclear. Esto sitúa a los 70 €/MWh que prevé Greenpeace que aumenten los costes de

operación de mantenimiento en una cifra perfectamente representativa para el año 2050, tan

sólo añadiendo las siguientes externalidades: seguridad técnica de operación, desmantelamiento

de las centrales, gestión segura de residuos, reprocesado de combustible y seguridad en los

puertos, aeropuertos y eventos multitudinarios [CAS 06].

Tabla A5.1 Previsión del incremento de coste de la seguridad física en el año 2050

Actividad para intensificar la seguridad física €/MWh

Consejo de Seguridad Nuclear 2,5

Medios técnicos en la central 0,8

Medios humanos en la central 2,3

Control del transporte del uranio y residuos 0,4

Total 6,0


Anexo 6 | 1

Anexo 6 CENTRALES HIDRÁULICAS DE POTENCIA SUPERIOR A 100 MW

En la tabla 6.1 se muestran las cuarenta centrales españolas con potencia de turbinado

superior a 100 MW. Dicha tabla incluye las centrales convencionales, reversibles puras y

reversibles mixtas.

Tabla A6.1 Centrales hidráulicas de potencia superior a 100 MW

Central Municipio Rio Provincia

Potencia Turbina

MW

Potencia Turbina

MW

Aguayo San Miguel De Aguayo Torina Santander 362 360

Aldeadávila I Aldeadávila De La Ribera Duero Salamanca 808

Aldeadávila I+ II (Tormes) Aldeadávila Duero Salamanca 1.139 400

Villarino Villarino Tormes Salamanca 825 780

Azután Alcolea Del Tajo Tajo Toledo 200

Belesar Chantada Miño Lugo 258

Bolarque II Almoacid De Zorita Tajo Guadalajara 215 208

Canelles Os De Balaguer Noguera -Ribagorzana Lérida 108

Castrelo Castrelo De Miño Miño Orense 130

Castro II Villardegua De La Ribera Duero Zamora 113

Cedillo Cedillo Tajo Cáceres 500

Cofrentes Cofrentes Júcar Valencia 123

Conso Villarino De Conso Camba Y Conso Orense 270 210

Soutelo Villamartín De Conso Cenza Orense 215 80

Puente Bibey Manzaneda Bibey Orense 315 70

Cornatel Rubiana Sil Orense 132

Cortes II Cortes De Pallás Júcar Valencia 282

Esla (Ricobayo II) Muelas Del Pán Esla Zamora 154

Estany Gento-Sallente Torre Capdella Flamisell Lérida 451 400

Frieira Quintela Leirado Miño Orense 154

Gabriel Y Galán Guijo De Granadilla Alagón Cáceres 111 90


2 | Anexo 6

Guillena Guillena Rivera De Huelva Sevilla 210 225

José María Oriol (Alcántara) Alcántara Tajo Cáceres 934

La Muela Cortes De Pallás Júcar Valencia 635 570

Los Peares Castro Carballedo Miño Lugo 168

Mequinenza Mequinenza Ebro Zaragoza 324

Moralets Montanuy Noguera Ribagorzana Huesca 221 219

Ribarroja Ribarroja Ebro Tarragona 263

Ricobayo I Muelas Del Pán Esla Zamora 175

Salime Grandas De Salime Navia Oviedo 160

San Esteban Nogueira De Ramuin Sil Orense 263

Saucelle I Saucelle I Duero Salamanca 251

Saucelle II Saucelle Ii Duero Salamanca 269

Tabescán Superior Lladorre Tabescán Y Valferra Lérida 120

Tajo De La Encantada Ardales Y Alora Guadalhorce Málaga 360 420

Tanes Sobrescopio Nalón Oviedo 125 110

Torrejón Toril Tajo-Tiétar Cáceres 132 72

Valdecañas Valdecañas De Tajo Tajo Cáceres 249 168

Villalcampo I Villalcampo Duero Zamora 108

Villalcampo II Villalcampo Duero Zamora 119

Reversible Puro Reversible Mixto Convencional


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1309_Tesis Doctoral Santiago Galbete