4. Análisis temporal

Renovables 100%. Un sistema eléctrico renovable para la España peninsular y su viabilidad económica

154 4. Análisis temporal

6 En un sistema de generación eléctrica como el nuestro, la variación temporal de la disponibilidad de recurso hidroeléc-trico también es relevante, pero sólo como una segunda derivada del análisis temporal cuando se trata de optimizar loscostes del sistema.

4.1. Introducción

En este punto vamos a proceder a desarrollarel análisis del acoplamiento temporal de lacapacidad de generación de un sistema basa-do en renovables con la demanda eléctrica.Después del análisis del potencial disponible,desarrollado en (IIT, 2005), el análisis tempo-ral del acoplamiento producción-demandaconstituye el primer paso para evaluar la viabi-lidad técnica de un sistema de generaciónbasado en tecnologías renovables.

El análisis temporal del acoplamiento gene-ración-demanda de un sistema basado entecnologías renovables conlleva una com-plejidad significativa tanto por el grado dedetalle con el que se debe caracterizar lageneración, por la cantidad de informaciónque debe ser procesada simultáneamente,por la diversidad de tecnologías involucradasy opciones de operación disponibles, y por ladependencia temporal no correlacionada dela disponibilidad de capacidad de generacióny demanda.

Las distintas tecnologías de generacióndeberán caracterizarse mediante simulacióndinámica en los distintos emplazamientosconsiderados para conocer la distribuciónespacio-temporal de la capacidad de genera-ción. Teniendo en cuenta que estamos consi-derando más de 10 tecnologías con unaresolución provincial, será necesario dispo-ner de unas 500 descripciones temporales,hora a hora a lo largo de todo el año, paracaracterizar el parque generador. En un siste-ma de generación eléctrica “convencional”,prácticamente la única dependencia temporal

relevante es la de la demanda6. La capacidadde generación de un sistema “convencional”está disponible prácticamente a voluntad enunos relativamente pocos emplazamientosgeográficos, y el principal problema constitu-ye en decidir cómo distribuir la capacidad degeneración disponible para minimizar los cos-tes del sistema, teniendo en cuenta las limi-taciones de la red de transporte. En el casode un sistema renovable, previo a la optimi-zación de costes (que también resulta máscompleja que en el sistema “convencional”),es preciso analizar la propia disponibilidad decapacidad de generación en términos relati-vos a la demanda.

En el sistema de generación basado enrenovables, veremos cómo tanto el aparen-te sobre-dimensionado del parque genera-dor como el uso adecuado de la capacidadde acumulación energética pasan a jugarun papel muy relevante, con unas relacio-nes entre ambos que es preciso contextua-lizar para poder entender sus implicacionesy alcance.

Este tipo de análisis es completamentenuevo en el marco de un sistema de genera-ción peninsular, por lo que tanto los modos deproceder como los conceptos involucradosno están establecidos. Con el fin de introducirgradualmente esta problemática y encuadrarmejor el alcance de los resultados obtenidos,hemos procedido a desarrollar el análisis tem-poral del acoplamiento generación-demandade forma gradual, empezando por ilustrar elproblema, el tipo de herramientas a emplear,la caracterización adecuada del sistema y losresultados que cabe esperar, mediante el

análisis de un sistema tecnológicamentemucho más sencillo: un sistema autónomoeólico-fotovoltaico para cubrir la demandaeléctrica de una vivienda aislada. Este siste-ma, aparentemente más sencillo y completa-mente establecido desde un punto de vistacomercial, además de permitirnos introducirde forma clara los conceptos relevantes paraeste tipo de análisis, nos permitirá romper elhielo del planteamiento peninsular cuandoconstatemos que en el fondo es relativamen-te bastante más difícil de regular el acopla-miento temporal generación-demanda a estapequeña escala que a la escala peninsular.

Posteriormente, y previo a introducir el tipode herramientas habitualmente empleadospara analizar un sistema de generación eléc-trica, procederemos a analizar con másdetalle la caracterización temporal de lacapacidad de generación peninsular de cadauna de las tecnologías por separado y detodas ellas en conjunto.

Como punto de partida conviene recordaraquí ese mix que de forma cualitativa y total-mente preliminar se presentaba en (IIT,2005) como una primera aproximación a unmix con capacidad de cubrir la demanda eléc-trica peninsular en el año 2050. Se trataba deun mix con una potencia total instalada de180 GWp, los cuales, asumiendo un rendi-miento de regulación y transporte del 56%nos permitiría cubrir la demanda eléctricaocupando un 5,3% del territorio peninsular.El bajo valor del rendimiento de regulación(se disiparía el 44% de la capacidad de gene-ración de este mix) parecía proporcionarmargen más que suficiente para operar elsistema, pero al mismo tiempo constituye yauna llamada a la conveniencia de introducirsistemas de gestión de la demanda y de

integración del suministro energético quenos permitieran aprovechar de forma más efi-ciente toda esa capacidad de generación. Elobjeto del análisis temporal del acoplamientogeneración-demanda es poder evaluar deforma cuantitativa ese rendimiento de regula-ción, así como su dependencia de la configu-ración y modo de operación del sistema.

4.1.1. Análisis de un sistema autónomo

4.1.1.1. Introducción

Como hemos comentado, con el fin de ubi-car correctamente los conceptos y de cen-trar el problema vamos a empezar por pre-sentar los resultados del análisis deacoplamiento temporal generación-demandaen un sistema autónomo para cubrir lademanda eléctrica de una vivienda aislada dela red eléctrica. Como tecnologías renova-bles vamos a considerar la fotovoltaica y laeólica. Como sistema de almacenamientovamos a considerar baterías electroquímicasestacionarias. En la Figura-172 mostramosun esquema con los componentes del siste-ma. Como veremos más adelante, este sis-tema de disponibilidad comercial inmediata,representa en muchos aspectos un sistemarelativamente más complicado que el quenos ocupa en este estudio, esto es, un siste-ma de generación peninsular basado enrenovables. [Ver Figura 172].

El emplazamiento elegido para este ejemplose localiza en la provincia de A Coruña. En laFigura-173 mostramos la serie temporal quecaracteriza el recurso eólico a la altura demedida (2 m s.n.s), así como los principalesestadísticos de esta distribución de velocida-des (velocidad media, desviación típica y fac-tores de escala y forma de la distribución de

Análisis temporal

155

Weibull que ajusta la serie temporal) tanto ala altura de medida como en el eje del bujedel rotor del aerogenerador a emplear (25 ms.n.s.). En la Figura-174 mostramos la evolu-ción temporal del recurso eólico junto a ladisponibilidad de irradiación solar sobre elplano de apertura de los módulos fotovoltai-cos empleados en el mismo emplazamiento(inclinados 30º y orientados al sur). Respectoa la demanda eléctrica de la vivienda hemosconsiderado una demanda media diaria de6,5 kWh/día con modulación diaria y men-sual, de tal forma que la demanda máximaanual es de Dmax = 703 W (valor que emplea-remos para definir el múltiplo solar). En laFigura-175 mostramos la evolución temporalde la demanda entre el 25 de enero y el 3 defebrero. [Ver Figuras 174 y 175].


156 Figura 172 Componentes de un sistema eólico-fotovoltaico autónomo para cubrir la demandaeléctrica de una vivienda aislada.

Figura 173 Serie temporal que caracteriza el recurso eólico a la altura de medida (2 m s.n.s) en elemplazamiento considerado, así como los principales estadísticos de esta distribución develocidades (velocidad media, desviación típica y factores de escala y forma de la distribución deWeibull que ajusta la serie temporal) tanto a la altura de medida como en el eje del buje del rotor delaerogenerador a emplear (25 m s.n.s.).

Análisis temporal

157Figura 174 Evolución temporal del recurso eólico junto a la disponibilidad de irradiación solar sobreel plano de apertura de los módulos fotovoltaicos empleados en el mismo emplazamiento (inclinados30º y orientados al sur).

Figura 175 Evolución temporal de la demanda de energía eléctrica entre el 25 de enero y el 3 defebrero. La demanda media anual es de 6,5 kWh/día y experimenta una modulación diaria y mensual.

Los parámetros económicos consideradospara calcular costes son los que presenta-mos en la siguiente tabla, junto con i = 8%,f = 3,5% y N = 30 años, y se correspondena los costes actuales de estos sistemas ais-lados de pequeña potencia:

Tabla 24 Costes de inversión y de O&M actualesdel sistema eólico-fotovoltaico autónomo.

Costes inversión eólica autónoma 3.500 €/kW

Costes O&M eólica autónoma 80 €/kW-año

Costes inversión fotovoltaica 8.114 €/kW

Costes O&M fotovoltaica 60 €/kW-año

Costes inversión batería 108 €/kWh

En este análisis vamos a considerar unacomparativa entre las tres opciones deemplear sólo eólica, sólo fotovoltaica o unhíbrido entre ambas tecnologías para cubrirla demanda energética de la vivienda. Elpunto de partida de las actuaciones técnico-económicas del sistema es aquel para elcual toda la capacidad de generación del sis-tema se pudiera aprovechar, por lo que elparque generador funcionaría con su máxi-mo factor de capacidad y sus mínimos cos-tes de generación. Este caso es equivalentea la situación en que el sistema autónomopudiera conectarse a la red eléctrica, o loque es lo mismo, al caso en que dotáramosal sistema autónomo de una capacidad infi-nita de almacenamiento sin coste adicional,en cuyo caso bastaría con instalar unapotencia tal que en base anual cubriera todala demanda energética. En la siguiente tablamostramos las actuaciones técnico-econó-micas del sistema autónomo para este casode máximo aprovechamiento de la capaci-dad de generación.

Tabla 25 Actuaciones técnico-económicas de lossistemas eólico, fotovoltaico y eólico-fotovoltaicopara el caso de que se aprovechara toda sucapacidad de generación, equivalente a queestuvieran interconectados a una gran red (enrelación a su potencia) y por tanto estuvierandotados de una capacidad de almacenamientoinfinita sin coste adicional. Son loscorrespondientes al modo de operación MPPT.

Eólico Fotovoltaico Híbrido (Eólica/

Fotovoltaica = 86,1%)

CF (%) 18,35 15,57 16,86

LEC (c€/kw.he) 26,42 59,10 42,64

CECO2 (€/Tm-CO2) 568 1.396 979

4.1.1.2. Sistema sin capacidad dealmacenamiento. Efecto del SM

En este punto vamos a introducir un con-cepto muy importante en el análisis de sis-temas de generación basados en renova-bles: el múltiplo solar (SM), definido comoel cociente de la potencia nominal instaladaentre la máxima potencia demandada.

Para ello, y a fin de no tener interferenciascon el otro concepto fundamental en estossistemas de generación, la capacidad dealmacenamiento, vamos a empezar estu-diando las actuaciones de un sistema autó-nomo sin capacidad de almacenamiento.

Otros dos parámetros relevantes para carac-terizar las actuaciones técnicas del sistemade generación son su factor de capacidad(CF), definido como cociente entre la energíaútil generada y la máxima que se podría gene-rar operando a su potencia nominal durantetodo el año, y la fracción solar (SF), definidacomo la fracción de la demanda cubierta porel sistema de generación renovable.


158

Como ya es sabido, debido a que la potencianominal de la mayoría de los sistemas detecnologías renovables se define en base aunas condiciones de referencia que son engeneral mejores a las que está sometido elsistema en condición de operación, los fac-tores de capacidad son considerablementeinferiores a la unidad. De ahí que a menudo,la potencia nominal se distinga con el subín-dice “p” de “pico”, por corresponder nor-malmente a la potencia máxima que el sis-tema producirá en condiciones deoperación. En cuanto a la nomenclatura, lacontribución renovable a la cobertura de lacarga la seguimos denominando fracciónsolar y el dimensionado relativo a lademanda máxima múltiplo solar, aunqueparticipen otras tecnologías distinta a lasolar en el mix de generación (en este caso

la eólica) por conveniencia de nomenclatu-ra, y porque conceptualmente prácticamen-te todas las renovables tienen su origenenergético en la radiación solar.

A modo de referencia respecto a los valoresdel SM, extrapolando su uso al sistema degeneración peninsular actual, en la siguien-te tabla encontramos los valores correspon-dientes a los años 2003, 2004 y 2005, dedu-cidos de los valores presentados en (REE,2004), (REE, 2005) y (REE, 2006). En estecaso, mostramos dos múltiplos solares, elSMRO, que se corresponde con el cocientedel total de potencia en régimen ordinario ala demanda máxima, y el SMtot correspon-diente al cociente de la potencia total (régi-men ordinario y especial) con la demandamáxima anual. [Ver Tabla 26].

Análisis temporal

159

Tabla 26 valores de referencia del múltiplo “solar” del sistema de generación eléctrica peninsular,deducidos de (REE, 2004), (REE, 2005) y (RE, 2006).

Magnitud Año Valor Unidades

Demanda total peninsular b.c. 2003 224,21 TW.h/año



Demanda máxima horaria 2003 37,21 GW



Potencia instalada RO 2003 50,93 GW



Potencia instalada RE 2003 14,04 GW



SMRO 2003 1,37 -

SMRO 2004 1,36 -

SMRO 2005 1,26 -

SMtot 2003 1,75 -

SMtot 2004 1,81 -

SMtot 2005 1,71 -

Como referencia adicional podemos reco-ger los valores deducidos de las previsionesde puntas de demanda y potencia instaladarealizadas en (MINECO, 2002), que para elaño 2005 pronosticaban una punta dedemanda peninsular de 41,70 GW con unapotencia en RO de 59,56 GW y en RE de22,41 GW, lo cual implicaría unos SMRO =1,43 y SMtot = 1,97. Para el año 2011 la pre-visión era de una punta de demanda penin-sular de 49,00 GW con una potencia en ROde 79,06 GW y en RE de 36,43 GW, lo cualimplicaría unos SMRO = 1,61 y SMtot = 2,36.

Como hemos comentado anteriormentevamos a considerar tres sistemas de gene-ración distintos: sólo eólico, sólo fotovoltai-co, e híbrido eólico-fotovoltaico con un ratioentre la potencia eólica y fotovoltaica eneste último caso que mantendremos fijo enPeólica / PPV = 86,1%.

En primer lugar vamos a empezar mostran-do una visualización de cómo evolucionana lo largo del año y para distintos parquesgeneradores tanto la potencia que esnecesario disipar (exceso de capacidad degeneración respecto a demanda), como eldéficit instantáneo de potencia para cubrirla demanda.

En la Figura-176 mostramos la evolución dela potencia disipada y la deficitaria a lo largodel año para un sistema híbrido eólico-foto-voltaico diseñado con SM = 1 (PPV = 378 Wp;Peólica = 325 Wp). Las actuaciones anuales delsistema quedan caracterizadas por su factorde capacidad de CF = 13,40% y su fracciónsolar de SF = 34,79%. Como podemos ver,a pesar de que el sistema está diseñadocon una potencia nominal igual a la máximapotencia anual demandada, motivo por el

cual no debería extrañarnos la presencia decantidades importantes de potencia disipa-da a lo largo de todo el año (lo cual quedareflejado cuantitativamente en la reduccióndel factor de capacidad respecto a su máxi-mo de 16,86%), lo que domina a lo largo detodo el año es la potencia deficitaria, lo quecuantitativamente queda reflejado por elbajo valor de la fracción solar (el 65,21% dela demanda queda sin cubrir). [Ver Figura 176].

En la Figura-177 mostramos la evolución dela potencia disipada y la deficitaria a lo largodel año para un sistema híbrido eólico-foto-voltaico mucho más sobredimensionado,diseñado con SM = 4,8 (PPV = 1800 Wp; Peólica

= 1550 Wp). Las actuaciones anuales delsistema quedan caracterizadas por su factorde capacidad de CF = 6,06% y su fracciónsolar de SF = 74,91%. Como podemos ver,a pesar del gran sobredimensionado del sis-tema respecto a la máxima potenciademandada, sigue habiendo potencia defici-taria a lo largo de todo el año, por no coinci-dir temporalmente la disponibilidad energé-tica del recurso y la demanda. En baseanual, un 25,09% de la demanda queda sinpoderse cubrir. Otra consecuencia evidentede aumentar el múltiplo solar es el granincremento en la potencia a disipar a lolargo de todo el año, que se traduce en unfactor de capacidad muy bajo que traerácomo consecuencia económica un granincremento del coste de la electricidadgenerada. [Ver Figura 177].

En la Figura-178 mostramos la evolución dela potencia disipada y la deficitaria a lo largodel año para un sistema híbrido eólico-foto-voltaico todavía mucho más sobredimensio-nado, diseñado con SM = 10,59 (PPV = 4000Wp; Peólica = 3444 Wp).


160

Las actuaciones anuales del sistema que-dan caracterizadas por su factor de capaci-dad de CF = 3,11% y su fracción solar de SF= 85,47%. Como podemos observar, apesar de haber aumentado el múltiplo solaren un 121% respecto al caso anterior, lafracción solar apenas se ha incrementadoen un 14,1%, reflejando lo relativamentemás difícil que resulta cubrir la demanda amedida que se va aumentando la fracciónsolar, y todavía queda un 14,53% de lademanda que no se consigue satisfacer…[Ver Figura 178].

En el caso de emplear un única tecnología lasituación es la que presentamos en lasFiguras 179 a 182.

En la Figura-179 mostramos la evolución dela potencia disipada y la deficitaria a lo largodel año para un sistema sólo fotovoltaico

diseñado con SM = 1 (PPV = 703 Wp). Lasactuaciones anuales del sistema quedancaracterizadas por su factor de capacidadde CF = 12,52% y su fracción solar de SF= 32,52%, ligeramente inferior a la del sis-tema híbrido. En la Figura-180 mostramosla evolución de la potencia disipada y ladeficitaria a lo largo del año para un siste-ma sólo fotovoltaico diseñado con SM = 5(PPV = 3517 Wp). Las actuaciones anualesdel sistema quedan caracterizadas por sufactor de capacidad de CF = 4,75% y sufracción solar de SF = 61,73%, considera-blemente inferior a la correspondiente paraun sistema híbrido de igual SM. [Ver Figura179 y 180].

En la Figura-181 mostramos la evolución de lapotencia disipada y la deficitaria a lo largo delaño para un sistema sólo eólico diseñado conSM = 1 (Peólica = 703 Wp). [Ver Figura 181].

Análisis temporal

161

Figura 176 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistema híbridoeólico-fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 1 (PPV = 378 Wp;Peólica = 325 Wp). Las actuaciones anuales del sistema quedan caracterizadas por su factor decapacidad de CF = 13,40% y su fracción solar de SF = 34,79%.


162 Figura 177 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistema híbridoeólico-fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 4,8 (PPV = 1800Wp; Peólica = 1550 Wp). Las actuaciones anuales del sistema quedan caracterizadas por su factor decapacidad de CF = 6,06% y su fracción solar de SF = 74,91%.

Figura 178 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistema híbridoeólico-fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 10,59 (PPV = 4000Wp; Peólica = 3444 Wp). Las actuaciones anuales del sistema quedan caracterizadas por su factor decapacidad de CF = 3,11% y su fracción solar de SF = 85,47%.

Análisis temporal

163Figura 179 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistemafotovoltaico sin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 1 (PPV = 703 Wp). Lasactuaciones anuales del sistema quedan caracterizadas por su factor de capacidad de CF = 12,52%y su fracción solar de SF = 32,52%.

Figura 180 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistemafotovoltaico sin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 5 (PPV = 3517 Wp).Las actuaciones anuales del sistema quedan caracterizadas por su factor de capacidad deCF = 4,75% y su fracción solar de SF = 61,73%.

Las actuaciones anuales del sistema quedancaracterizadas por su factor de capacidad deCF = 10,77% y su fracción solar de SF =27,98%, inferior a la del sistema híbrido y a ladel fotovoltaico. Resulta interesante resaltarque para el emplazamiento considerado, elfactor de capacidad eólico en condiciones deoperación sin disipación de energía (MPPT)es de 18,35%, significativamente al del siste-ma fotovoltaico que se queda en 15,57%, apesar de lo cual, para SM = 1 el sistema foto-voltaico consigue una mayor SF que el eólico:el acoplamiento con la demanda es el queacaba gobernando la generación de energíaútil. En la Figura-182 mostramos la evoluciónde la potencia disipada y la deficitaria a lolargo del año para un sistema sólo eólicodiseñado con SM = 5 (Peólica = 3517 Wp). Lasactuaciones anuales del sistema quedancaracterizadas por su factor de capacidad de

CF = 4,03% y su fracción solar de SF =52,27%, considerablemente inferior a lacorrespondiente para un sistema híbrido y parauno fotovoltaico de igual SM. [Ver Figura 182].

Hemos procedido a desarrollar un estudioparamétrico en función del múltiplo solar delas actuaciones de estos tres sistemas (eólico,fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) autó-nomos sin capacidad de almacenamiento. Enla Figura-183 mostramos la evolución de lafracción solar y el factor de capacidad propor-cionados por cada uno de estos sistemas degeneración en función del múltiplo solar.Como podemos ver, la tendencia es la mismaen todos los sistemas: una evolución asintóti-ca tanto del factor de capacidad como de lafracción solar, con el factor de capacidad ten-diendo a cero al intentar alcanzar fraccionessolares elevadas. En los tres casos, a pesar de


164 Figura 181 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistema eólicosin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 1 (Peólica = 703 Wp). Las actuacionesanuales del sistema quedan caracterizadas por su factor de capacidad de CF = 10,77% y su fracciónsolar de SF = 27,98%.

llegar a dimensionar los sistemas con SM =30, no conseguimos cubrir totalmente lademanda eléctrica de la vivienda. De hecho, ladependencia de la SF con el SM es tal que apartir del codo resulta mucho más “caro”seguir aumentando la SF mediante el sobredi-mensionado del sistema, de tal forma, que enlos tres sistemas parece recomendable limitarel sobredimensionado a valores de SM com-prendidos entre 5 y 10, con lo cual sigue que-dando de un 20% a un 40% de la demandapor cubrir (según sistema). De los tres siste-mas de generación considerados, el mejorcon diferencia es el que hace uso de las dostecnologías, pues la falta de correlación tem-poral entre los recursos energéticos permitedisponer de una mayor regularidad de poten-cia disponible. A continuación, el sistema foto-voltaico permite una mayor cobertura de lacarga que el eólico, y esto a pesar de que el

factor de capacidad trabajando en condicionesde MPPT es superior para el eólico, pero elsistema fotovoltaico está mejor correlaciona-do con la carga que el eólico. [Ver Figura 183].

La comparativa directa entre los tres siste-mas se aprecia mejor en la Figura-184, en laque se vuelven a presentar las fraccionessolares y factores de capacidad pero deforma comparativa entre los tres sistemasde generación. Como podemos observar, lacobertura de la carga alcanzada por el siste-ma híbrido es, a partir de SM = 2, considera-blemente superior a la conseguida si emplea-mos sólo una tecnología. Esta es unaimportante conclusión de cara al análisis delsistema peninsular: en general resultará másadecuado contar con una elevada diversidadtecnológica que limitarse a una o unas pocastecnologías. [Ver Figura 184].

Análisis temporal

165Figura 182 Evolución de la potencia disipada y la deficitaria a lo largo del año para un sistema eólicosin capacidad de almacenamiento (Cbatería = 0) diseñado con SM = 5 (Peólica = 3517 Wp). Las actuacionesanuales del sistema quedan caracterizadas por su factor de capacidad de CF = 4,03% y su fracciónsolar de SF = 52,27%.


166 Figura 183 Fracción solar y factor de capacidad como función del múltiplo solar para los tressistemas de generación autónomos y sin capacidad de almacenamiento considerados: eólico,fotovoltaico y eólico-fotovoltaico.

Figura 184 Fracción solar y factor de capacidad como función del múltiplo solar para los tressistemas de generación autónomos y sin capacidad de almacenamiento considerados: eólico,fotovoltaico y eólico-fotovoltaico. Comparativa entre sistemas de generación.

En la Figura-185 mostramos la evolución dela energía disipada y del déficit energético,en valor relativo a la demanda, y como fun-ción del SM. Como vemos, operar con gran-des múltiplos solares intentando cubrir todala demanda requiere, en este tipo de aplica-ción, el disipar entre 11 y 14 veces lademanda anual de energía. Esta gran disipa-ción conlleva un elevado coste de la pocaenergía que se consigue aprovechar, y pro-porciona una clara indicación sobre la conve-niencia de integrar el sistema de suministroenergético. En efecto, en esta misma aplica-ción, el hecho de usar todo este excedentede electricidad para cubrir las demandas deACS, calefacción y refrigeración, permitiríauna mejor amortización del parque genera-dor con grandes SM. Esta también es unaconclusión relevante para el sistema penin-sular: buscar cubrir una elevada fracción dela demanda eléctrica con energías renova-bles conlleva la disipación de una cantidadsignificativa de energía, por lo que cobra ungran interés un planteamiento integrado delsuministro energético donde estos exce-dentes eléctricos puedan valorizarse para

cubrir otras demandas energéticas. [VerFigura 185].

Finalmente, en la Figura-186 mostramoslos LEC y los CECO2 de los tres sistemas degeneración considerados en función delSM. Como podemos observar, los costescrecen muy rápidamente al aumentar elSM de parque generador, y en cualquiercaso son mucho más elevados que loscostes al operar los parques generadoresen modo MPPT (presentados en la Tabla-25). Es más, como podemos observar, elorden de mérito de los distintos parquesgeneradores se modifica al operar enmodo regulación para cubrir la demandarespecto al que teníamos en modo MPPT:en efecto, la tecnología eólica que enmodo MPPT era con diferencia la más eco-nómica con un LEC = 26,42 c€/kWhe, pasaa ser la más cara a igualdad de SF alcanza-da (para SF elevadas). Esto no se apreciacorrectamente en la Figura-186 porquepara una determinada SF los requerimien-tos de SM son muy distintos entre los dis-tintos parques generadores. [Ver Figura 186].

Análisis temporal

167

Figura 185 Disipación requerida y déficit energético como función del SM para los tres sistemas degeneración autónomos y sin capacidad de almacenamiento considerados: eólico, fotovoltaico yeólico-fotovoltaico.

En la Figura-187 mostramos la dependenciadel LEC y los CECO2 con la SF para apreciarlas diferencias de costes a igualdad de servi-cio prestado. Como podemos ver en estafigura, para SF elevadas el sistema híbrido, apesar de incorporar una tecnología como lafotovoltaica con costes en modo MPPT con-siderablemente superiores a los de la eólica(59,10 c€/kW.he frente a 26,42 c€/kW.he en

el emplazamiento considerado), conduce aLEC totales del sistema muy inferiores a losalcanzados con un sistema de generaciónmono-tecnología. [Ver Figura 187].

La forma de las curvas presentadas en laFigura-187, con un codo muy pronunciadoa partir del cual se disparan los costes,recomendaría realizar diseños, que en este


168 Figura 186 LEC y CECO2 como función del SM para los tres sistemas de generación autónomos y sincapacidad de almacenamiento considerados: eólico, fotovoltaico y eólico-fotovoltaico.

Figura 187 LEC y CECO2 como función de la SF para los tres sistemas de generación autónomos y sincapacidad de almacenamiento considerados: eólico, fotovoltaico y eólico-fotovoltaico.

Análisis temporal

169caso sin capacidad de acumulación, tuvie-ran la fracción solar limitada al orden del80% para el sistema híbrido y al 60% paralos sistemas eólico o fotovoltaico: el costemarginal de la energía adicional a partir deestos valores de cobertura se dispara. Lascurvas en concha mostradas en la Figura-187 nos permiten ver de un vistazo elbalance entre las actuaciones técnicas delsistema de generación (cobertura de lademanda) y sus costes, por lo que resultanlas más apropiadas para tomar decisionesde diseño.

Para terminar, en la Tabla-27 mostramos lasactuaciones técnico-económicas de los tressistemas de generación consideradosdimensionados para obtener una SF delorden del 60%. Como podemos ver, a medi-da que vamos hacia un sistema de genera-ción menos correlacionado con la demanda,los requerimientos de sobre-dimensionado(SM) van aumentando de forma muy signifi-cativa, lo cual trae la consecuencia de queincluso el sistema con menor LEC en modoMPPT pase a convertirse en el sistema máscaro en modo regulación. [Ver Tabla 27].

Tabla 27 Actuaciones técnico-económicas delos tres sistemas de generación autónomosconsiderados (eólico, fotovoltaico e híbridoeólico-fotovoltaico), sin almacenamiento, ydimensionados para obtener una SF del ordendel 60%.

TecnologíaSF SM CF LEC CECO2

(%) (%) (%)(c€/kWhe)(€/Tm-CO2 )

Eólica 60,40 10 2,33 208,49 5.182

Fotovoltaica 61,73 5 4,75 193,56 4.804

Eólica + Fotovoltaica 62,61 2,65 9,11 78,90 1.898

4.1.1.3. Sistema con capacidadde almacenamiento. Efectodel almacenamiento

En este apartado vamos a analizar el efectodel sistema de almacenamiento sobre lasactuaciones de los tres sistemas de genera-ción considerados para satisfacer la demandade una aplicación autónoma (suministro eléc-trico a vivienda aislada). El sistema de almace-namiento considerado son baterías electro-químicas, con una profundidad de descargamáxima del 60%, un límite del modo decarga-descarga del 85% (por debajo de estevalor del estado de carga de la batería el siste-ma da prioridad a recargar la batería frente acubrir la carga), así como un rendimiento decarga del 70% y un rendimiento del inversordel 90%. Para no camuflar los efectos delalmacenamiento, en este punto vamos a con-siderar un múltiplo solar constante (SM = 5)en todos los sistemas de generación analiza-dos (eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-foto-voltaico), por lo que la potencia nominal de lossistemas generadores considerados es PN =3517 Wp en todos los casos. En el caso delsistema híbrido mantendremos constante elratio de potencias nominales entre ambas tec-nologías en el valor Peólica / PPV = 0,861, por loque las potencias nominales en este caso sonPeólica = 1627 Wp y PPV = 1890 Wp.

Al igual que en el caso anterior, vamos aempezar por presentar algunas visualizacio-nes de las actuaciones temporales de los dis-tintos sistemas, para posteriormente mos-trar los resultados de un estudio paramétricocon la capacidad de almacenamiento.

En la Figura-188 mostramos las actuacio-nes, en términos de potencia disipada ydeficitaria a lo largo del año, de un sistema


170 híbrido con SM = 5 y sin ninguna capacidadde almacenamiento. Como vemos, enestas condiciones, y a pesar del elevadoSM, tanto la potencia disipada como la defi-citaria son elevadas y están presentes todoel año. En términos de actuaciones anua-les, este sistema nos proporciona SF =74,34% y utiliza la potencia instalada conun factor de capacidad bajo: CF = 5,73%.La potencia disipada en base anual es con-siderablemente superior a la deficitaria, locual indica que con una gestión adecuadade este excedente sería posible cubrir unamayor fracción de la demanda. Este es pre-cisamente el cometido del sistema dealmacenamiento, desfasar la generacióndesde el momento en que se dispone delrecurso al momento en que se demanda laenergía. Evidentemente, este trasiegoenergético conlleva una serie de pérdidasenergéticas, pero en base anual, el sistemahíbrido considerado tiene capacidad degenerar una cantidad de electricidad equi-valente a 218,9% la demanda anual, por loque queda margen suficiente para coparcon las pérdidas del sistema de almacena-miento electroquímico. [Ver Figura 188].

En la Figura-189 mostramos las actuacionesde este sistema generador al añadirle unacapacidad de acumulación de 1 día de auto-nomía. Como podemos observar, inclusocon una capacidad de acumulación relativa-mente pequeña, ya conseguimos reducirmucho la potencia deficitaria, lo cual es unaconsecuencia directa del hecho de que elsistema generador dispone de una capaci-dad de generación potencial considerable-mente superior a la demanda anual y a quela mayoría de los desfases entre capacidadde generación y demanda tienen una escalatemporal del orden del día. Como podemos

ver en esta figura, en los meses centralesdel año en los que la producción fotovoltai-ca se encuentra en su máximo, práctica-mente se consigue una cobertura completade la demanda. Sin embargo, en los mesesinvernales en los que el sistema generadorqueda dominado por la generación eólicacon baja correlación con la demanda, el défi-cit de demanda sigue siendo elevado, indi-cando que los desfases entre generacióneólica y demanda tienen una escala superiora la diaria, y que además el múltiplo solarefectivo en los meses de invierno quedamuy reducido por las bajas prestacionesfotovoltaicas. De hecho, en la Figura-190,podemos observar cómo el estado de cargade la batería en los meses de invierno seacerca a la máxima profundidad de descar-ga admitida, lo cual impide seguir emplean-do el almacenamiento para cubrir la carga.Por contra, en los meses centrales del añovemos cómo el estado de carga de la bate-ría está siempre muy por encima del míni-mo estado de carga permitido, por lo que elalmacenamiento siempre está disponiblepara cubrir el déficit de demanda dejado porla falta de acoplamiento entre capacidad degeneración y demanda. [Ver Figuras 189 y 190].

Las actuaciones anuales del sistema híbridocon un día de autonomía son de SF =88,54% y CF = 6,82% que, como vemos,son considerablemente superiores a las queobteníamos sin capacidad de acumulación(SF = 74,34%).

En el caso de emplear un generador basadoexclusivamente en la tecnología fotovoltaica(SM = 5; PPV = 3517 Wp), en la Figura-191mostramos la evolución del estado de cargade la batería con la misma capacidad de acu-mulación (1 día de autonomía). [Ver Figura 191].

Análisis temporal

171Figura 188 Evolución temporal de la potencia a disipar y del déficit de potencia para cubrir la demanda alo largo del año. Sistema híbrido eólico-fotovoltaico con SM = 5 (Peólica / PPV = 0,861; PN,tot = 3517 Wp), sincapacidad de acumulación, y unas actuaciones anuales de SF = 74,34% y CF = 5,73%.

Figura 189 Evolución temporal de la potencia a disipar y del déficit de potencia para cubrir lademanda a lo largo del año. Sistema híbrido eólico-fotovoltaico con SM = 5 (Peólica / PPV = 0,861; PN,tot =3517 Wp), con una capacidad de acumulación de un día de autonomía, y unas actuaciones anualesde SF = 88,54% y CF = 6,82%.


172 Figura 190 Evolución temporal del estado de carga de la batería (FSOC) para el sistema híbridoeólico-fotovoltaico con SM = 5 (Peólica / PPV = 0,861; PN,tot = 3517 Wp), con una capacidad deacumulación de un día de autonomía, y unas actuaciones anuales de SF = 88,54% y CF = 6,82%.

Figura 191 Evolución temporal del estado de carga de la batería (FSOC) para el sistema fotovoltaicocon SM = 5 (PPV = 3517 Wp), con una capacidad de acumulación de un día de autonomía, y unasactuaciones anuales de SF = 79,60% y CF = 6,13%.

La capacidad de generación potencial deeste sistema es del 202,2% de la demandaanual. Como podemos ver, una consecuen-cia de reducir la diversidad tecnológica esque el sistema debe tirar mucho más de lacapacidad de almacenamiento, con la con-secuencia de que en los meses de inviernoen los que la generación fotovoltaica se veconsiderablemente reducida, alcanzamosmucho más a menudo el estado de cargamínimo de la batería, con lo cual aumentasignificativamente el déficit de energía paracubrir la demanda. En este caso, las actua-ciones anuales pasan a ser de SF = 79,60%y CF = 6,13%, que si bien son considerable-mente inferiores a las del sistema híbridocon la misma capacidad de acumulación (SF= 88,54%), representan una mejora muysignificativa respecto a las actuaciones delsistema fotovoltaico de igual SM pero sinalmacenamiento (SF = 61,73%).

En el caso de emplear un generador basadoexclusivamente en la tecnología eólica (SM= 5; Peólica = 3517 Wp), en la Figura-192 mos-tramos la evolución del estado de carga dela batería con la misma capacidad de acu-mulación (1 día de autonomía). La capacidadde generación potencial de este sistema esdel 238,3% de la demanda anual. Comopodemos ver, en este caso, la menor corre-lación entre recurso eólico y demanda haceque la batería alcance su mínimo estado decarga a lo largo de todos los meses del año,conduciendo a un mayor déficit de energía.En base anual, las actuaciones del sistemason SF = 69,47% y CF = 5,35%, considera-blemente inferiores a las del sistema híbridocon igual SM y capacidad de acumulación(SF = 88,54%) y a las del sistema fotovoltai-co con igual SM y capacidad de acumula-ción (SF = 79,60%), pero significativamente

superiores a las del sistema eólico con igualSM pero sin capacidad de acumulación (SF= 52,27%). [Ver Figura 192].

En la Figura-193 mostramos la evolución dela potencia disipada y de la deficitaria para elsistema híbrido eólico-fotovoltaico con SM= 5 y una capacidad de acumulación de 5días de autonomía. Como podemos ver, enestas condiciones prácticamente se consi-gue cubrir toda la demanda (SF = 96,79% yCF = 7,45%), restando solamente unospocos picos en los meses de invierno paralos cuales se alcanza el mínimo estado decarga permitido en la batería. Para cubrirestos picos de déficit de demanda se podíanaumentar el SM y/o la capacidad de acumu-lación, pero estos picos dispersos de esca-so contenido energético acumulado secubren de forma mucho más efectiva y eco-nómica con una adecuada gestión de lademanda. Es de resaltar que con este siste-ma (SM = 5 y acumulación = 5 días) conse-guimos alcanzar una SF superior a la quenos proporcionaba el sistema híbrido sinalmacenamiento y SM = 30 (SF = 91,92%),por lo que debido a la menor inversión nece-saria en el parque generador parece que seobtendrán costes de la electricidad sensi-blemente inferiores (aunque esto dependedel ratio de costes de inversión del sistemagenerador y del sistema de acumulación).En la Figura-194 mostramos para este siste-ma generador la evolución anual de lapotencia de carga (positiva) o de descarga(negativa) de la batería. [Ver Figuras 193 y 194].

En la Figura-195 mostramos la evolución dela potencia disipada y de la deficitaria para elsistema fotovoltaico con SM = 5 y unacapacidad de acumulación de 5 días deautonomía. Como podemos ver, en estas

Análisis temporal

173


174 Figura 192 Evolución temporal del estado de carga de la batería (FSOC) para el sistema eólico conSM = 5 (Peólica = 3517 Wp), con una capacidad de acumulación de un día de autonomía, y unasactuaciones anuales de SF = 69,47% y CF = 5,35%.

Figura 193 Evolución temporal de la potencia a disipar y del déficit de potencia para cubrir lademanda a lo largo del año. Sistema híbrido eólico-fotovoltaico con SM = 5 (Peólica / PPV = 0,861; PN,tot =3517 Wp), con una capacidad de acumulación de cinco días de autonomía, y unas actuacionesanuales de SF = 96,79% y CF = 7,45%.

condiciones se consigue cubrir un elevadoporcentaje de la demanda (SF = 87,00% yCF = 6,70%), restando solamente unospicos en los meses de invierno para los cua-les se alcanza el mínimo estado de cargapermitido en la batería. Estos picos de défi-cit en invierno son, sin embargo, muchomás abundantes que en el caso del sistemahíbrido, debido al hecho de que en esosmeses el aporte fotovoltaico es considera-blemente inferior al eólico. Por contra, enlos meses centrales del año con abundanciade aporte fotovoltaico podemos ver cómo elsistema sólo fotovoltaico consigue cubrircompletamente la demanda. [Ver Figura 195].

En la Figura-196 mostramos la evolución dela potencia disipada y de la deficitaria para elsistema eólico con SM = 5 y una capacidad

de acumulación de 5 días de autonomía.Como podemos ver, en estas condicionesse consigue cubrir un elevado porcentaje dela demanda (SF = 89,18% y CF = 6,87%).De hecho podemos comprobar cómo eneste caso las actuaciones del sistema eólicopasan a ser superiores a las del sistemafotovoltaico de igual SM y capacidad deacumulación, por permitir la capacidad deacumulación sacar partido de la mayor capa-cidad de generación potencial del sistemaeólico respecto al fotovoltaico. La mayorregularidad del recurso eólico respecto alfotovoltaico en base anual hace que ahoralos picos de demanda deficitaria se encuen-tren repartidos de forma más uniforme a lolargo de todo el año, en lugar de acumularseen los meses invernales como sucedía en elcaso fotovoltaico. [Ver Figura 196].

Análisis temporal

175Figura 194 Evolución temporal de la potencia de carga (positiva) y descarga (negativa) de la bateríade acumulación. Sistema híbrido eólico-fotovoltaico con SM = 5 (Peólica / PPV = 0,861; PN,tot = 3517 Wp),con una capacidad de acumulación de cinco días de autonomía, y unas actuaciones anuales de SF =96,79% y CF = 7,45%.


176 Figura 195 Evolución temporal de la potencia a disipar y del déficit de potencia para cubrir lademanda a lo largo del año. Sistema fotovoltaico con SM = 5 (PPV = 3517 Wp), con una capacidad deacumulación de cinco días de autonomía, y unas actuaciones anuales de SF = 87,00% y CF = 6,70%.

Figura 196 Evolución temporal de la potencia a disipar y del déficit de potencia para cubrir lademanda a lo largo del año. Sistema eólico con SM = 5 (Peólica = 3517 Wp), con una capacidad deacumulación de cinco días de autonomía, y unas actuaciones anuales de SF = 89,18% y CF = 6,87%.

Finalmente, en la Figura-197 mostramos losresultados del estudio paramétrico con lacapacidad de acumulación sobre estos 3 sis-temas de generación renovable autónomosdimensionados con SM = 5. Como podemosver, tanto para el sistema eólico como para elhíbrido, con capacidades de acumulación delorden de 15 días ya se consigue cubrir total-mente la demanda energética. Sin embargo,para el sistema fotovoltaico, debido a lamayor irregularidad estacional del recurso,con una capacidad de acumulación de 16días todavía queda un 12,02% de la deman-da anual sin cubrir. De hecho, en el sistemafotovoltaico el efecto de la batería se saturamucho antes que con las otras tecnologías,pues la ausencia de generación nocturna y elSM constante hacen inútil la capacidad dealmacenamiento adicional. En la Figura-198mostramos esta misma información peroreordenada para comparar mejor los distintossistemas generadores. Como podemos ver, apartir de capacidades de acumulación deunos 4 días, el sistema sólo eólico pasa asuperar al sistema fotovoltaico en cuanto asus actuaciones técnicas (SF). En la Figura-199 mostramos la evolución de la energíaanual a disipar y deficitaria con la capacidadde acumulación. Como podemos apreciar, alprincipio la capacidad de acumulación es tre-mendamente efectiva para reducir tanto ladisipación como el déficit, pero su eficacia seva reduciendo a medida que aumentamos lacapacidad de acumulación del sistema, indi-cando que llegará un punto en que otras medi-das como la gestión de la demanda seránmucho más efectivas que la capacidad de acu-mulación. La disipación es menos en el siste-ma fotovoltaico porque la batería se vacíamucho más por la ausencia de generaciónnocturna. Para alcanzar SF = 100% con el sis-tema eólico o el mixto eólico–fotovoltaico se

requiere del orden de 15 días de autonomía,en cuyo caso la disipación es el 104% y el95% de la demanda para los sistemas eólicoy mixto respectivamente. Por tanto, con esteSM la disipación para SF = 100% sigue sien-do muy elevada, recomendando la introduc-ción de sistemas integrales de abastecimien-to energético. Diseños con menor SM ymayor capacidad de almacenamiento conse-guirían alcanzar SF elevadas con menoresrequerimientos de disipación energética. [VerFiguras 197 a 199].

En la Figura-200 mostramos la fracción de lademanda suministrada desde la bateríacomo función de la capacidad de acumula-ción. Como podemos ver, el sistema híbridoes el que menos uso hace de la batería, gra-cias a que la diversidad tecnológica degeneración regulariza la capacidad genera-dora disponible. La fracción de la demandacubierta desde la batería permanece pordebajo del 30% a lo largo de todo el rangoanalizado. El sistema eólico es el que haceuna mayor uso de la batería para cubrir lacarga, consecuencia directa de la menorcorrelación entre recurso y demanda, ten-diendo a valores del orden del 55% a medi-da que aumentamos la capacidad de acu-mulación. [Ver Figura 200].

En cuanto a los costes, en la Figura-201 mos-tramos la evolución del coste de inversióncon la capacidad de acumulación para estossistemas con SM = 5. Como podemosobservar, el coste de la acumulación electro-química es muy elevado. [Ver Figura 201].

En la Figura-202 mostramos la evolución delLEC en función de la capacidad de acumula-ción para estos sistemas de generación.[Ver Figura 202].

Análisis temporal

177


178 Figura 197 SF y CF de 3 tipos de sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico, fotovoltaico ehíbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la capacidad deacumulación de la batería (profundidad de descarga máxima = 60%).

Figura 198 SF y CF de 3 tipos de sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico, fotovoltaico ehíbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la capacidad de acumulaciónde la batería (profundidad de descarga máxima = 60%). Comparación entre tecnologías.

Como podemos ver, para todas las tecnolo-gías de generación aparece un mínimo en elLEC, a partir del cual las mejoras energéticasintroducidas por la capacidad de acumulación(incremento de la SF) ya se ven superadas

por el sobrecoste del sistema de acumula-ción. Cuanto más bajo sea el coste del siste-ma de acumulación, más desplazado haciagrandes capacidades de acumulación (y portanto SF) se encontrará este mínimo del LEC.

Análisis temporal

179Figura 199 Energía anual a disipar y deficitaria en sistemas autónomos de generación eléctrica(eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de lacapacidad de acumulación de la batería (profundidad de descarga máxima = 60%).

Figura 200 Fracción de la demanda anual cubierta desde la batería en sistemas autónomos degeneración eléctrica (eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5,como función de la capacidad de acumulación de la batería (profundidad de descarga máxima = 60%).


180 Figura 201 Costes de inversión total en sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico,fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la capacidadde acumulación de la batería (profundidad de descarga máxima = 60%).

Figura 202 LEC en sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la capacidad de acumulación de labatería (profundidad de descarga máxima = 60%).

Para apreciar mejor el balance entre el LEC ysu efecto útil, esto es la SF, en la Figura-203mostramos el LEC como función de la SFpara estos diseños de sistema generador conSM = 5. Como podemos ver en esta figura,desde el punto de vista de costes, existe undiseño óptimo para cada combinación de tec-nología, emplazamiento y SM empleado.Para el sistema eólico, en el caso de emplearSM = 5, el diseño óptimo desde el punto devista de costes es uno con una capacidad deacumulación de 1,5 días de autonomía, y pro-porciona SF = 74,26% con LEC = 98,09c€/kW.he y CECO2 = 2384 €/Tm-CO2, pero elmínimo es bastante llano, permitiendo ir adiseños de mayor SF con costes parecidos.Para el sistema híbrido, en el caso de emplearSM = 5, el diseño óptimo desde el punto devista de costes es uno con una capacidad deacumulación de 1 día de autonomía, y propor-ciona SF = 88,54% con LEC = 112,86c€/kW.he y CECO2 = 2759 €/Tm-CO2. Para elsistema fotovoltaico, en el caso de emplearSM = 5, el diseño óptimo desde el punto devista de costes es uno con una capacidad deacumulación de 2 días de autonomía, y pro-porciona SF = 84,35% con LEC = 157,28c€/kW.he y CECO2 = 3884 €/Tm-CO2. Estosdiseños óptimos presentan SF suficiente-mente elevadas como para plantearse laadopción de otras medidas, como la gestiónde la demanda, para cubrir / gestionar el défi-cit energético restante. Para cada valor delSM existe un diseño óptimo desde el puntode vista de costes, y de entre todos estos sepodría seleccionar la combinación óptima deSM y capacidad de almacenamiento paracada combinación de emplazamiento,demanda, y sistema generador. [Ver Figura 203].

En términos de costes, la presencia de lacapacidad de acumulación modifica consi-

derablemente la situación respecto al casosin capacidad de acumulación. Por un lado, ya pesar del coste relativamente elevado de laacumulación electroquímica, los costes de laelectricidad producida con acumulación soninferiores a los de la electricidad producidasin acumulación (para valores de SF demedio a altos). Por otro lado, el orden demérito entre las tecnologías de generaciónconsideradas se ve significativamente modi-ficado en este emplazamiento, pasando a serla eólica la que proporciona un valor inferiordel LEC en todo el rango de SF, si bien, paraSF superiores al 90% el LEC eólico práctica-mente es igual al del sistema híbrido.

Para terminar, en la Figura-204 mostramoslos CECO2 de estos diseños con SM = 5 enfunción de la capacidad de acumulaciónempleada. [Ver Figura 204].

4.1.2. El múltiplo solar como medidaadecuada del dimensionado del parquegenerador

En los puntos anteriores hemos hecho unuso extensivo del SM para caracterizar eldimensionado del parque generador. Esteparámetro, por representar de forma adi-mensional una medida de la potencia instala-da relativa a la máxima potencia demandadaresulta conveniente para caracterizar losdimensionados de sistemas de energíasrenovables de tal forma que se pueda reali-zar una evaluación comparativa entre susactuaciones. En este estudio se manejanmuchas tecnologías renovables distintas y eluso del SM nos permitirá tener un patróncomún para los distintos dimensionados.

De hecho, el uso del SM puede llevarsemás allá de las aplicaciones de tecnologías

Análisis temporal

181


182 Figura 203 LEC en sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la fracción solar alcanzada al variar lacapacidad de acumulación.

Figura 204 CECO2 en sistemas autónomos de generación eléctrica (eólico, fotovoltaico e híbrido eólico-fotovoltaico) dimensionados con SM = 5, como función de la capacidad de acumulación de labatería (profundidad de descarga máxima = 60%).

renovables para generar electricidad. Así,en la Figura-205 mostramos la SF como fun-ción del SM para una instalación solar térmi-ca de baja temperatura destinada a cubrir lademanda de ACS en un hotel emplazado enA Coruña (García-Casals X., 2004), en laFigura-206 mostramos la SF como funcióndel SM para instalaciones de energía solartérmica destinada a abastecer sistemas derefrigeración por absorción (García-CasalsX., 2006), y en las Figuras 207 y 208 mostra-mos la SF y el CF como función del SM parainstalaciones de energía solar térmica desti-nada a abastecer sistemas híbridos solar-biomasa de calefacción y ACS (García-Casals X., 2005). [Ver Figuras 205 y 206].

Estos resultados nos muestran cómo tam-bién en otras aplicaciones ya establecidas deluso de las tecnologías renovables, es precisoemplear diseños con SM relativamente eleva-dos (en relación a los implementados en el

sistema de generación eléctrica “convencio-nal”) para alcanzar coberturas importantes dela demanda energética. Por tanto, no debesorprendernos que en el sistema peninsularse requiera emplear SM más elevados al pre-tender cubrir la demanda con renovables queal cubrirla con tecnologías “convencionales”.De hecho, en el fondo no es más que unasimple convención de valores de referencia.En efecto, para las tecnologías renovables,dado que su potencia cambia continuamentecon la disponibilidad del recurso, es precisodesde el punto de vista de caracterización delos equipos tomar un convenio sobre cuál essu potencia nominal. Y en general, se estable-ce como potencia nominal la máxima quepuede proporcionar el equipo generador enlas condiciones más favorables que pudieraencontrar, a pesar de que en algunos casos elequipo no se vea sometido a esas condicio-nes tan favorables a lo largo de toda su vidaútil. Así, en la eólica se asigna como potencia

Análisis temporal

183

Figura 205 Fracción solar como función del SM para una instalación solar térmica de bajatemperatura destinada a cubrir la demanda de ACS en un hotel emplazado en A Coruña(García-Casals X., 2004).

nominal la correspondiente a la zona de regu-lación de potencia del aerogenerador, si biena lo largo de su vida útil trabajará a menudo enla zona de potencia variable con la velocidaddel viento. En los sistemas fotovoltaicos seestablece como potencia nominal la corres-pondiente a una irradiación de 1000 W/m2 yuna temperatura de célula de 25ºC, a pesarde que a lo largo de su vida útil probable-mente nunca se vea sometido a unas condi-ciones tan favorables. En solar termoeléctri-ca se adopta como potencia nominal lacorrespondiente al solsticio de verano, cuan-do a lo largo del resto del año se verá some-tida a condiciones de insolación menos favo-rables… Y así con prácticamente todas lastecnologías renovables.

Por tanto, en el fondo, los valores aparente-mente elevados del SM que se requiere consistemas de energías renovables son sim-plemente debidos a que la potencia que seha elegido para caracterizar las tecnologías

es considerablemente superior a su poten-cia media de operación. Si adoptáramosdicha potencia media para caracterizar lapotencia instalada de cada tecnología, locual tendría más sentido desde el punto devista del usuario o beneficiario del sistemaenergético, los SM de los sistemas basadosen renovables serían del mismo orden demagnitud que los correspondientes a los sis-temas “convencionales”.

Y el mismo argumento es aplicable respectoal CF. A menudo sorprenden los valores apa-rentemente bajos del CF de las tecnologíasrenovables en comparación con las “conven-cionales”, pero esto es simplemente debidoa que para definir el CF se ha adoptado comodenominador una potencia nominal, que paralas renovables es considerablemente supe-rior a su potencia media. Si adoptáramos lapotencia media para caracterizar las tecnolo-gías renovables, su CF sería del mismo ordenque para las tecnologías “convencionales”.


184 Figura 206 SF como función del SM para instalaciones de energía solar térmica destinada aabastecer sistemas de refrigeración por absorción en España (García-Casals X., 2006).

Análisis temporal

185Figura 207 SF y CF como función del SM para instalaciones de energía solar térmica destinada aabastecer sistemas híbridos solar-biomasa de calefacción y ACS en los que el aporte solar sededica sólo a la cobertura de ACS (García-Casals X., 2005).

Figura 208 SF y CF como función del SM para instalaciones de energía solar térmica destinada aabastecer sistemas híbridos solar-biomasa de calefacción y ACS en los que el aporte solar sededica tanto al ACS como a la calefacción (García-Casals X., 2005).

4.1.3. Sistema peninsular: conceptosprevios

En el punto anterior hemos podido apreciarlas peculiaridades de un sistema de genera-ción basado exclusivamente en energíasrenovables, viendo por ejemplo la granimportancia que tienen conceptos dedimensionado del sistema como el múltiplosolar y la capacidad de almacenamiento.

Algunas conclusiones que se pueden extraerdel estudio del sistema autónomo son lassiguientes:

1. Se requiere un gran sobredimensionadodel parque generador para poder cubrir el100% de la demanda eléctrica.

2. El almacenamiento tiene una gran impor-tancia para limitar los requerimientos desobredimensionado del parque generador.

3. La diversidad de tecnologías, dada la faltade correlación entre sus recursos energéti-cos (incluso en un mismo emplazamientocomo es el caso del sistema autónomo),permite reducir muy significativamente losrequerimientos de potencia instalada.

4. El LEC crece rápidamente con la fracciónsolar alcanzada por el sistema, como con-secuencia directa de la reducción en elfactor de capacidad de la instalación, porlo que adquiere gran relevancia poder dis-poner de aplicaciones que den uso alexcedente de la capacidad de generacióndel sistema (gestión de la demanda eintegración del sistema energético).

El sistema autónomo analizado requeríapara su regulación disponer de múltiplossolares y capacidades de almacenamientorelativamente elevados, conduciendo a cos-tes de la electricidad producida también

muy elevados. Sin embargo, al desarrollareste tipo de análisis para el sistema penin-sular entero, afortunadamente no debemosesperar una proporcionalidad con el tamañode los requerimientos de múltiplo solar yalmacenamiento. En efecto, el sistemapeninsular, en contraposición al sistemaautónomo, si bien añade una mayor com-plejidad asociada a la mayor variabilidad tec-nológica y alcance espacial, presenta tam-bién una serie de peculiaridades que comoveremos permitirán realizar el acoplamientotemporal de la capacidad de generación conla demanda con requerimientos muy inferio-res a los de un sistema autónomo en térmi-nos de múltiplo solar y de capacidad dealmacenamiento relativa a la demanda. Veá-mos a continuación algunos de los aspectosdiferenciales que cabe esperar y que ilustra-remos de forma cuantificada en los siguien-tes puntos:

a. Mayor diversidad tecnológica y derecursos energéticos. Por un lado, estamayor diversidad tecnológica conllevauna mayor complejidad de análisis, peropor otro lado proporciona una herramien-ta muy poderosa para regularizar la capa-cidad de generación a lo largo del tiempo.En efecto, en el punto anterior vimoscómo de importante resultaba para el sis-tema autónomo emplear simultáneamen-te las dos tecnologías (fotovoltaica y eóli-ca) para cubrir la demanda, permitiendoalcanzar este objetivo con múltiplos sola-res y capacidades de almacenamientomuy inferiores a las requeridas en el casode pretender cubrir toda la demanda conuna sola tecnología. En el caso peninsularademás de la eólica y la fotovoltaica,entran en juego muchas más tecnologíasasociadas a recursos energéticos con


186

baja correlación temporal, lo cual conducea regularizar mucho en el tiempo la dispo-nibilidad de capacidad de generación, per-mitiendo reducir los sobre-dimensionadosde la potencia y capacidad de almacena-miento instaladas. Por tanto, la diversidadtecnológica va a ser a priori una caracterís-tica importante de un mix de generaciónpeninsular basado en renovables: por logeneral resultará menos apropiado tratarde cubrir la demanda con pocas tecnolo-gía que con muchas. Sin embargo, este“menos apropiado” deberá matizarse ycuantificarse posteriormente en términoseconómicos.

b. Mayor dispersión espacial de demanda.Al pasar la escala espacial de la demandade una vivienda autónoma a toda lademanda peninsular, se experimenta unagran reducción en la variabilidad temporalde la curva de demanda. Este es un fac-tor bien conocido en el diseño de siste-mas de suministro, que se suele caracte-rizar con el denominado coeficiente desimultaneidad, cuyo valor se reduce rápi-damente al aumentar el número de con-sumidores a suministrar por el sistema.En el caso autónomo anteriormente anali-zado, la demanda pasaba de cero a suvalor máximo en un corto intervalo detiempo. En el caso peninsular la demandano llega a anularse a lo largo de todo elaño, reduciendo mucho su desviacióntípica, gracias a la falta de correlaciónentre la dependencia temporal de los dis-tintos consumidores.

c. Mayor dispersión espacial de capaci-dad de generación. La dispersión espa-cial de la capacidad de generación tam-bién tiende a regularizar la dependencia

temporal de la capacidad de generacióndisponible, por la ausencia de correla-ción entre el recurso energético en dis-tintos emplazamientos. Así, para unamisma tecnología, la capacidad de gene-ración va haciéndose más regular con eltiempo a medida que aumenta su dis-persión espacial. Baste para ello con-trastar el gráfico de generación eólica entiempo real disponible en la web deREE, que recoge la generación de losparques telemedidos por red eléctrica(del orden del 80% de la potencia eólicainstalada en el sistema peninsular), conlos gráficos de generación eólica de lainstalación autónoma analizada en elpunto anterior.De hecho, cada tecnología renovabletiene una escala característica a partir dela cual empieza a ser significativa la faltade correlación entre el recurso en distin-tos emplazamientos, lo cual conduce auna regularización temporal de la dispo-nibilidad del recurso (reducción de sudesviación tipo). En efecto, dos empla-zamientos eólicos muy cercanos presen-tan una gran correlación entre la disponi-bilidad del recurso, por lo que lasvariaciones temporales de la potenciadisponible son elevadas. Sin embargo, alir alejando los emplazamientos, va redu-ciéndose la correlación y regularizándo-se la disponibilidad del recurso. Para latecnología eólica, la escala peninsular yaes suficientemente elevada como pararegularizar significativamente la disponi-bilidad del recurso. El mejor ejemplopara entender este importante efecto dela dispersión espacial es el solar. Si elsistema energético está configurado aescala autónoma la variabilidad temporaldel recurso solar es grande, con un ciclo

Análisis temporal

187

diario pasando de máxima disponibilidadenergética a disponibilidad nula (por lanoche). A escala peninsular la correla-ción entre los distintos emplazamientostodavía es bastante elevada de cara alciclo diario (los 11º de diferencia de lati-tud no representan ni una hora), pero yase nota la falta de correlación durante eldía asociado a las distintas condicionesmeteorológicas de los emplazamientos.Sin embargo, a escala mundial, si estu-viéramos considerando un sistema degeneración eléctrica mundial interconec-tado, dispondríamos de una potencia deorigen solar mucho más regular las 24 hdel día en cualquier emplazamiento.

d. Mayor diversidad de capacidad deacumulación. En el sistema autónomoanteriormente considerado, la únicacapacidad de acumulación disponibleeran las relativamente caras bateríaselectroquímicas.En el caso del sistema peninsular surgeuna mayor diversidad en la capacidad deacumulación. Además de los embalses dela hidroeléctrica y el bombeo hidroeléctri-co, surgen otras capacidades de acumula-ción ligadas a otras tecnologías, como lacapacidad de acumulación térmica de lascentrales termosolares (15 horas en nues-tro caso) y la de las centrales de biomasa,y un gran potencial de acumulación aso-ciado a distintas estrategias de gestión dela demanda e integración del sistemaenergético (acumulación en edificios paraACS, calefacción y refrigeración, acumula-ción en baterías electroquímicas, cocheseléctricos, …), y el potencial de introducirnuevos vectores energéticos como elhidrógeno que aumenten la capacidad deacumulación efectiva.

e. Gestión de la demanda en integracióndel sistema energético. En el casopeninsular, la gestión de la demanda abreun potencial tremendo de regular el aco-plamiento generación -demanda al adap-tar la demanda a la capacidad de genera-ción instantánea. En el caso autónomo,debido tanto a la menor variedad de con-sumos como al menor número de usua-rios y menor dispersión espacial, haymuchas menos posibilidades de adaptarla demanda a la capacidad de generación.En el caso peninsular, desde la gestiónadecuada de los sistemas de acumula-ción para ACS, calefacción y refrigeraciónde los edificios, hasta la modulación tem-poral de los distintos electrodomésticossegún capacidad de generación disponi-ble, pasando por la integración con elsector transporte a través de la carga /descarga de las baterías de vehículoseléctricos aparcados, el potencial de lagestión de la demanda para operar efi-cientemente (técnica y económicamen-te) un sistema de generación de elevadacontribución renovable pasa a ser tanimportante o más que la gestión de lageneración. En particular, la integracióndel suministro energético con los secto-res del transporte y la edificación propor-cionan una gran capacidad de aprovecharlos enormes excedentes de generaciónen el caso de intentar satisfacer sólo lademanda eléctrica, añadiendo racionali-dad y reduciendo costes del sistema desuministro energético.Debemos resaltar que en este proyectono hemos incorporado prácticamente nin-guna actuación desde el lado de la ges-tión de la demanda, constituyendo portanto el análisis del caso más desfavorableposible, con el fin de analizar la viabilidad


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técnica del sistema de generación basa-do en renovables incluso en estas condi-ciones. Pero evidentemente sería muyrecomendable para hacer una gestión efi-ciente de los recursos y limitar los costes elincorporar desde el principio en el desarro-llo de este sistema de generación el máxi-mo de actuaciones desde el lado de lagestión de la demanda.

f. Gran capacidad de regulación de lageneración. En efecto, desde un puntode vista técnico, y a diferencia del sistemade generación “convencional”, práctica-mente todas las tecnologías renovablesconsideradas proporcionan una gran capa-cidad de regulación de la generación contiempos característicos de respuesta muycortos. Por tanto, desde un punto de vistatécnico y disponiendo de suficientepotencia instalada, siempre sería posibleacoplar temporalmente la capacidad degeneración con la demanda. Sin embargo,desde un punto de vista económico, estoresulta menos eficiente que las actuacio-nes realizadas desde el lado de la gestiónde la demanda, pues toda regulación porel lado de la generación conduce, en unsistema basado en renovables, a disiparirreversiblemente parte de la capacidadde generación.

g. Mayor versatilidad de los equipos. Laestructura y variedad de las tecnologíasrenovables consideradas a nivel penin-sular respecto a las de la aplicación autó-noma anteriormente analizada proporcio-na una gran mayor versatilidad en el usode los equipos, abriendo la puerta a losconceptos de hibridación que permitenoptimizar los recursos y proporcionanuna tremenda capacidad de regulación.

El ejemplo más relevante lo constituye laposibilidad de hibridar las centrales ter-mosolares para que operen alimentadascon el aporte solar y/o con biomasa. Unaplanificación adecuada del sistema degeneración nos proporciona de estaforma una gran capacidad de regulacióncapaz de hacer frente a cualquier desajus-te generación/demanda.

h. Capacidad de transporte. Respecto alsistema autónomo, en el caso peninsular,a través de la red eléctrica o de otros vec-tores energéticos intermedios, se añadeuna capacidad de transporte energéticoque permite acoplar espacio-temporal-mente la capacidad de generación con lademanda. Sin embargo, esta capacidadde transporte, si no está adecuadamentedimensionada, puede introducir restriccio-nes sobre la distribución espacio-tempo-ral de la capacidad de generación.

i. Disponibilidad de potencia rodante. Enun sistema de generación basado enrenovables hay dos tipos de desacopla-mientos generación-demanda a los quehacer frente: los de energía y los depotencia. Para hacer frente a los desaco-plamientos de energía es para lo que seprecisa disponer de capacidad de almace-namiento, capaz de desfasar en el tiempola capacidad de generación para acoplarproducción y demanda. Sin embargo, apesar de tener suficiente potencia insta-lada para cubrir el total de la demandaanual, y de contar con suficiente capaci-dad de almacenamiento para desfasar lageneración, veremos que uno de los aspec-tos más críticos en este tipo de mix degeneración son los desacoplamientos depotencia. En efecto, a pesar de disponer

Análisis temporal

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de suficiente energía es posible que lalimitación para acoplar generación ydemanda sea precisamente el poderentregar esa energía en el tiempo requeri-do. Estos déficit de potencia se resuelvende la forma más efectiva desde el lado dela gestión de la demanda. Sin embargo, siprescindimos de esta poderosa herra-mienta de regulación, veremos que laúnica forma de garantizar el acoplamientogeneración-demanda durante todo el añoes disponer de una cantidad significativa-mente elevada de potencia rodante, estoes, de centrales que no están generandopero que están en disponibilidad de gene-rar en cualquier momento en que se pro-duzca un déficit de potencia. La cantidadtotal de energía producida por estas cen-trales a lo largo del año es pequeña, perolas puntas de potencia a las que debenhacer frente son grandes. Si hubiera quededicar centrales específicas para cubrirestas puntas de potencia, el coste de laenergía por ellas producida sería tremen-damente elevado, por lo que encareceríansignificativamente el coste total de la elec-tricidad producida por el sistema de gene-ración. Sin embargo, en un mix con eleva-da contribución renovable surgen ciertassinergias entre tecnologías que si se apro-vechan adecuadamente pueden conducira disponer de una elevada potencia rodan-te sin prácticamente coste adicional signi-ficativo. Este es el caso de las centralestermosolares, que dada la configuraciónde su bloque de potencia permiten unafácil hibridación con la biomasa. De estaforma, el bloque de potencia de las centra-les termosolares, que de no estar hibrida-das permanecería ocioso del orden del50% del tiempo (respecto a su potencianominal), permite disponer de una gran

potencia rodante disponible cuando seanecesaria mediante la combustión de labiomasa para completar las necesidadesde potencia. Dado que la energía totalanual requerida para cubrir estas puntasde potencia es muy pequeña, el únicorequerimiento de inversión adicional enesta central es el de un quemador de gaspara subir el nivel térmico del vaporentrando a la turbina del bloque de poten-cia quemando el gas de gasógeno proce-dente de la biomasa (modo de explotaciónde biomasa contemplado en este estudio),lo cual constituye una inversión insignifi-cante frente a cualquier otra opción dedotarse de esta potencia rodante.

j. Capacidad regulación energética termo-solar. La tecnología termosolar, con sucapacidad de acumulación térmica (15 hen la tecnología seleccionada para esteestudio), proporciona una herramienta muyrelevante para conseguir el acoplamientoenergético generación-demanda en basediaria. En efecto, si consideramos unapotencia instalada de 40 GWp, la capacidadde almacenamiento diaria sería del ordende 0,6 TWh, que constituye más de un78% de la demanda peninsular media diariaproyectada para el año 2050. La central ter-mosolar no será capaz de “cargar” su alma-cenamiento todos los días del año, peroeste gran potencial de desfasar la genera-ción en relación a la carga a cubrir proporcio-na una herramienta muy relevante para con-seguir cubrir la demanda con una menorpotencia total instalada. En este estudio, deforma conservadora, no hemos explotadoeste gran potencial, haciendo trabajar a lascentrales termosolares con un modo deoperación preestablecido independiente-mente de la evolución de la demanda.


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Afortunadamente, todos estos factores nosconducirán como veremos a una situaciónmucho más favorable que en el caso del sis-tema autónomo anteriormente discutido,de tal forma que podremos alcanzar cober-turas de la demanda muy superiores conmúltiplos solares muy inferiores, lo cual nosproporcionará costes de la electricidadgenerada muy inferiores a los que vimospara el sistema autónomo.

Conviene recalcar que en un sistema degeneración basado en renovables desapare-cen en cierta medida los conceptos clásicosde punta y valle convencionales, referidosexclusivamente a la evolución temporal de lademanda por disponer de una capacidad degeneración prácticamente fija. En un sistemade generación basado en renovables, lapotencia disponible varía continuamente y deforma significativa a lo largo del año, de talforma que todos los conceptos de cargadeberían relativizarse a la disponibilidad depotencia. De esta forma, podríamos hablar depuntas y valles relativos donde nos encontrá-ramos con valores máximos y mínimos res-pectivamente del cociente (demanda)/(poten-cia disponible). Así, los picos son valoresmáximos del cociente (demanda)/(potenciadisponible), que a menudo se presentarán envalores relativamente bajos de la demanda(por la noche cuando la tecnología solar prác-ticamente no contribuye). Es más, al variar alo largo del tiempo la disponibilidad geográficade potencia, si basamos la distribución deenergía en la red eléctrica, pueden surgircasos de carga críticos para cualquier valor dela demanda.

Respecto a la demanda de energía eléctricapeninsular, en (IIT, 2005) ya presentamoslas hipótesis para generar una previsión de

la demanda para el año 2050, viendo cómoa partir de la demanda del año 2003 (224TW.h/a) pasábamos a una demanda de 280TW.h/a en el año 2050.

Sin embargo, ahora, además de la deman-da total de electricidad requerimos cono-cer su distribución temporal a lo largo detodo el año. Como comentamos en (IIT,2005), de forma conservadora asumiremosque la modulación temporal de la demandaeléctrica en el año 2050 es la del año 2003.Esta suposición, es conservadora porqueasume una gestión de la demanda eléctri-ca nula, lo cual parece muy poco realista ala vista del potencial que tiene la gestiónde la demanda para explotar de formaapropiada cualquier sistema energético,pero especialmente aquellos basados enlas tecnologías renovables como ha queda-do puesto de manifiesto en los puntosanteriores.

En la Figura-209 mostramos la evolucióntemporal de la demanda eléctrica en el año2003. En la Figura-210 mostramos la pro-yección al año 2050 de la evolución de lademanda eléctrica peninsular. El valor máxi-mo de la demanda eléctrica en el año 2050es de Dmax = 45,07 GW, que será el valorempleado para definir el SM del sistemapeninsular. El valor mínimo de la demandaeléctrica en el año 2050 es de Dmin = 19,36GW. Como vemos, la demanda eléctricapeninsular es mucho más regular que la delsistema autónomo analizado en los puntosanteriores, lo cual facilitará mucho el acopla-miento con los sistemas de generaciónrenovables (reduciendo mucho los requeri-mientos de SM). Para apreciar mejor estosaspectos de variabilidad, en la Figura-211mostramos la evolución temporal de la

Análisis temporal

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demanda eléctrica peninsular proyectadapara el año 2050 en términos unitarios refe-ridos a la demanda máxima. La desviación

tipo de la demanda eléctrica unitaria a lolargo de todo el año es de σu = 0,109. [VerFiguras 209 a 211].


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Figura 209 Evolución temporal de la demanda eléctrica en el año 2003.

Figura 210 Proyección para el año 2050 de la evolución temporal de la demanda eléctrica peninsular.Dmax = 45,07 GW y Dmin = 19,36 GW.

4.2. Análisis temporal de la generaciónpor tecnologías

En este punto vamos a iniciar el análisis téc-nico de la viabilidad de cubrir la demandapeninsular con un sistema de generaciónbasado en energías renovables. Como pri-mer paso, y una vez introducidos los con-ceptos básicos con el análisis del sistemaautónomo y discutidos los aspectos genera-les que diferencian el sistema peninsulardel sistema autónomo, vamos a proceder aprofundizar en la caracterización de lasseries temporales de generación potencialcon las distintas tecnologías consideradaspor separado, cuantificando los aspectosasociados a la dispersión espacial y diversi-dad tecnológica.

El único análisis que hemos encontrado enla bibliografía comparable al que vamos a

desarrollar para el sistema peninsular contodas las tecnologías contempladas en esteproyecto, es el que se presenta en (GiebelG., 2000b), una tesis doctoral dedicada aevaluar las posibilidades y beneficios deintegrar energía eólica en la red eléctricaeuropea. Con el fin de hacer hincapié en elhecho de que el planteamiento de cubrir unagran parte de la demanda eléctrica con tec-nologías renovables, por inviable que pudie-ra parecer con los esquemas y planteamien-tos “convencionales” hace tan sólo unospocos años, va cobrando fuerza en el entor-no científico-técnico soportada por estudiosque muestran su viabilidad, vamos a pasar apresentar brevemente algunos de los resul-tados de (Giebel G., 2000b). Además, esteestudio proporciona el otro punto de vistaextremo a esta problemática, en cuanto a loque a tamaño se refiere, que el estudio delsistema autónomo anteriormente discutido.

Análisis temporal

193Figura 211 Proyección para el año 2050 de la evolución temporal de la demanda eléctrica peninsular,expresada en términos unitarios respecto a la demanda máxima. σu = 0,109.

El sistema eléctrico europeo en el que sebasó ese estudio y otros (Czisch G., GiebelG., 2000), (Giebel G., 2000a), consta deuna potencia instalada de unos 350 GWe,de los cuales del orden de 100 GWe corres-ponden a la hidroeléctrica (principalmentede los países escandinavos). Más de lamitad de la potencia hidroeléctrica instala-da está conectada a algún tipo de capaci-dad de almacenamiento. La demanda eléc-trica anual del sistema europeo es de unos1600 TW.h/a.

El análisis de (Giebel G., 2000b) se limitó auna de las tecnologías que nosotros consi-deramos en nuestro estudio: la eólicaterrestre, sacando partido, eso sí, del poten-cial de regulación que proporciona la granpotencia hidroeléctrica disponible a niveleuropeo.

La herramienta en la que están basados losestudios es el NGM (National Grid Model)del Reino Unido: modelo de red de un úniconudo que reparte el despacho de formahoraria optimizando los recursos, evaluandoel mínimo requerimiento de reserva rodanteusando el mínimo consumo de combustiblefósil como función objetivo para que en undeterminado período no acontezca un epi-sodio de pérdida de carga. Por tanto, vemoscómo el NGM es un modelo de explotaciónconvencional pero con posibilidad de tenercálculo cronológico (horario) extendido atodo el año, en lugar de la situación conven-cional de desarrollar el análisis anual en tér-minos monótonos de carga. Esta posibilidadde abarcar el cálculo a nivel horario es loque permite incorporar en el análisis unatecnología renovable con unos niveles departicipación en la cobertura de la demandaque vayan más allá que las participaciones

testimoniales del inicio de la introducción delas renovables en el sistema de generación.Es decir, en los términos que manejamosen este informe, el análisis cronológicoextendido a todo un año es imprescindiblecuando las tecnologías renovables alcanzanun nivel de penetración que las obliga acambiar del modo de operación MPPT almodo regulación. Sin embargo, el efecto delos costes de inversión no aparece en elNGM (modelo de explotación) lo cual, comoveremos más adelante constituye una granlimitación para analizar los sistemas degeneración basados en renovables.

En este análisis desarrollado con el NGM,las centrales de carga base (nuclear + hidro-eléctrica) se mantiene fija, por lo que laaportación eólica sólo desplaza a la genera-ción fósil. Esta es una gran limitación decara a los resultados obtenidos, pues tal ycomo se acaba concluyendo en (Giebel G.,2000b), las centrales de carga base reducende forma importante el aprovechamiento dela potencia eólica instalada, hasta tal puntoque la optimización de una red con elevadapenetración eólica pasa por aumentar sucapacidad pico y reducir su capacidad base.

Uno de los principales aspectos puestos derelieve en (Giebel G., 2000b) es el importan-te efecto de la dispersión espacial de lapotencia eólica instalada de cara a regulari-zar su producción a lo largo del tiempo. En laFigura-212 mostramos la correlación entrelos distintos emplazamientos eólicos analiza-dos en función de la distancia que los sepa-ra. De hecho, en las estaciones empleadaspor (Giebel G., 2000b) hay muchas queestán emplazadas en el Mar del Norte, porlo que la caída de la correlación es inclusomenor de la que cabría esperar en una


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Análisis temporal

195región de mayor variabilidad climática comoes España. En la Figura-213 mostramos elefecto de la dispersión espacial sobre laserie de recurso eólico agrupado a medidaque se van añadiendo estaciones a distintadistancia. Como podemos ver, al aumentarla dimensión espacial del área de aprove-chamiento del recurso eólico, la desviacióntípica de la serie temporal resultante sereduce de forma muy significativa, indican-do una regularización de la distribucióntemporal del recurso. Este efecto, para laescala espacial peninsular ya es muy rele-vante, por lo que la serie eólica resultantede combinar todos los emplazamientospeninsulares es muchísimo más regular quela de un emplazamiento determinado, comoel asociado al análisis del sistema autónomodesarrollado en los puntos anteriores. Si aesto le añadimos el hecho de que la disper-sión espacial y el crecimiento del númerode consumidores también conduce a unagran regularización temporal de la demanda,resulta evidente que en la escala peninsularla eólica tiene un potencial muy superior decubrir la demanda que en la escala del siste-ma autónomo anteriormente analizado.Pero es más, en (Giebel G., 2000b) sólo seconsidera una tecnología renovable, y tal ycomo vimos en el análisis del sistema autó-nomo, la diversidad tecnológica tambiénconduce (incluso en un mismo emplaza-miento) a regularizar mucho la serie tempo-ral de generación potencial. Por tanto, en elsistema peninsular, si añadimos a los aspec-tos de dispersión espacial de la generacióny la demanda, una gran diversidad de tecno-logías disponibles, nos situamos en unasituación tremendamente más favorableque la encontrada en el sistema autónomopara cubrir la demanda con renovables. Y sien el sistema autónomo, añadiendo algo de

capacidad de acumulación, ya resultaba via-ble, no debería sorprendernos que en el sis-tema peninsular dispusiéramos de unamayor viabilidad técnica añadida a unas con-diciones económicas mucho más favora-bles. [Ver Figuras 212 y 213].

Otro de los aspectos que nos han surgidoen el análisis del sistema autónomo es laexigencia de disipar parte de la capacidadde generación renovable al pasar a operarlas instalaciones del modo-MPPT al modo-regulación para alcanzar una mayor contri-bución a la cobertura de la demanda. En laFigura-214 mostramos la exigencia de disi-pación en el sistema eléctrico europeo enfunción de la penetración en el mismo de latecnología eólica. Como vemos, la disipa-ción, si bien significativa, es tremendamen-te inferior a la que experimentábamos en elsistema autónomo. [Ver Figura 214].

En relación con los costes, en la Figura-215mostramos el gasto en combustible fósil(costes del año 2000) en función de la gene-ración eólica introducida en el sistema eléc-trico europeo. Hay dos efectos que, en elmarco del estudio desarrollado en (GiebelG., 2000b), hacen que el ahorro en el gastode combustible fósil crezca cada vez máslentamente al ir aumentando la penetracióneólica: [Ver Figura 215].

· Al aumentar la potencia eólica instalada,aumenta también el porcentaje de lacapacidad de generación eólica que sedebe disipar debido a la incapacidad deregulación de algunas de las centralespresentes en el sistema de generación(nuclear, térmicas en mínimo técnico, …),y por entrar en conflicto con otras tecnolo-gías de menor coste.

En el caso de nuestro estudio, estas centra-les con incapacidad de regulación de cargano están presentes, y la estructura de costes

proyectada sitúa a la eólica como la tecnolo-gía de menor coste, por lo que estas doslimitaciones desaparecerían.


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Figura 212 Correlación ente el recurso eólico de distintos emplazamientos en función de la distanciaque los separa (Giebel G., 2000b).

Figura 213 Desviación típica relativa a la media de las series temporales resultantes de combinartodas las estaciones disponibles dentro de un círculo de radio R en torno a la estación considerada(Giebel G., 2000b).

· Al aumentar la potencia eólica instalada, ybajo los parámetros del NGM, se incre-mentan los requerimientos de reservarodante para acomodar la creciente insegu-ridad asociada a la generación eólica y evi-tar un suceso de pérdida de carga en la red.Debido a que además al aumentar la poten-cia eólica instalada se reduce la potenciafósil instalada, la potencia rodante (cubiertacon centrales fósiles) constituye un por-centaje significativamente superior de lapotencia fósil instalada, por lo que el factorde capacidad medio del parque de genera-ción fósil se reduce significativamente,conduciendo a un incremento de costes.Es decir, se reduce el beneficio económicodel ahorro de combustible por quedar par-cialmente eclipsado por el incremento encostes de inversión, pero no se reduce elbeneficio energético ni ambiental de dejarde consumir ese combustible fósil. En elmarco de nuestro estudio, las necesidadesde potencia rodante pueden quedar cubier-tas por otras tecnologías renovables (enparticular la termosolar hibridada con bio-masa) sin incurrir en costes de inversiónadicionales significativos, por lo que esteefecto desaparece.

Otro aspecto relevante mostrado en (GiebelG., 2000b) es la capacidad de la potenciaeólica de sustituir potencia fósil instalada enel sistema. En la Figura-216 mostramos lapotencia fósil actual del sistema que deja deutilizarse en función de la potencia eólicainstalada. Como puede observarse, paravalores bajos de la potencia eólica instalada,su crédito en factor de capacidad es másdel 60% de la potencia instalada, lo cual nodeja de ser sorprendente teniendo en cuen-ta que el factor de capacidad de la serie eóli-ca considerada es de un 30%. Por contra, al

aumentar la potencia instalada, el crédito ensu factor de capacidad tiende a reducirse,tendiendo hacia un 15%. Este cambio tanabrupto está asociado a que al ir aumentan-do la potencia eólica instalada, se producencambios en el día del año con un máximo enla demanda de combustible fósil, y dadoque la generación eólica potencial cambiahora a hora a lo largo del año, la coberturade la demanda en ese día de máxima cargase va modificando de forma discreta. Sinembargo, estos resultados muestran unafuerte dependencia del modo de operacióndel resto de centrales y de las tecnologíasconsideradas en el análisis. [Ver Figura 216].

A continuación vamos a proceder a desarro-llar un análisis detallado de las series tem-porales de generación con las distintas tec-nologías renovables consideradas ennuestro estudio, con una dispersión espa-cial dada por el alcance peninsular del estu-dio. Este estudio nos va a proporcionar unconocimiento más detallado de las capaci-dades de cada una de las tecnologías consi-deradas para cubrir la demanda eléctrica.Posteriormente pasaremos a juntar losefectos de dispersión espacial con los dediversidad tecnológica para analizar lasactuaciones de distintos mix de generaciónbasados en las renovables.

Al analizar los efectos de la dispersiónespacial, analizaremos el caso de tener lamisma potencia instalada en los distintosemplazamientos disponibles. Este resulta-do nos proporciona una cuantificación sufi-cientemente representativa de los efectosde dispersión espacial, pero no debemosperder de vista de que se trata sólo de unaprimera valoración de estos efectos pordos motivos:

Análisis temporal

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198 Figura 214 Requerimiento de disipación de energía eólica en función de la penetración de la misma en elsistema eléctrico europeo. En ordenadas se muestra el porcentaje de energía eólica que no se puedeaceptar en la red y que por tanto se debe disipar. En abcisas se muestra la capacidad de generacióneólica en modo MPPT como porcentaje de la demanda total. “Persist” y “Perfect” representan las dosopciones de predicción de la generación eólica consideradas. “EU_average” se refiere a la serie eólicarepresentativa de las condiciones medias de las series eólicas Europeas consideradas. “Malin Head”corresponde a la serie temporal de un emplazamiento eólico con elevada variabilidad. (Giebel G., 2000b).

Figura 215 Gasto en combustibles fósiles (costes año 2000) como función de la penetración eólica enel sistema eléctrico europeo. El eje de abcisas del gráfico principal representa la capacidad degeneración eólica de la apotencia instalada en modo-MPPT, como porcentaje de la demanda total,mientras que en el inserto aparece la energía eólica aceptada en el sistema eléctrico, también comoporcentaje de la demanda total. (Giebel G., 2000b).

2

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· Tanto el potencial disponible, como lapotencia que finalmente se vaya a instalarde cada tecnología, son distintos en cadauno de los emplazamientos considerados.Sin embargo, para dar generalidad al análi-sis asumimos que en todos los emplaza-mientos se instala la misma potencia nomi-nal. Evidentemente, ante una distribucióndistinta y no homogénea de la potencia ins-talada en los distintos emplazamientos, losresultados se modificarían ligeramente,pero la tendencia de los efectos de la dis-persión espacial seguiría siendo la misma.

· Para limitar el alcance del análisis realiza-do, debemos recordar que estamos repre-sentando cada provincia por una (o dos enel caso de aplicaciones costeras) seriestemporales del recurso renovable conside-rado. Sin embargo, la dimensión espacial y

diversidad climática dentro de una mismaprovincia ya son suficientemente significa-tivas como para introducir una regulariza-ción de la generación potencial por disper-sión geográfica. Por tanto, el hecho de queestemos representando cada provincia poruna única serie temporal ya constituye depor sí una hipótesis bastante conservadoradesde el punto de vista de la regularizacióndel recurso disponible. La serie temporalobtenida al promediar los distintos empla-zamientos dentro de una provincia esmucho más regular que la serie temporalque estamos usando para representartoda esa provincia.

Con el fin de tener un patrón de compara-ción para los resultados que vamos a pre-sentar a continuación, recordemos aquí la

Análisis temporal

199Figura 216 Potencia fósil del sistema eléctrico europeo que no es utilizada en todo el año comofunción de la potencia eólica instalada. La serie temporal empleada es una selección con losemplazamientos de más de 2000 horas equivalentes a plena carga. Se muestran resultados para dosmétodos de predicción de la generación eólica (persistencia: asumir que en el futuro la generaciónserá igual a la actual; perfecto: asumir un conocimiento perfecto de la evolución de la potenciaeólica disponible). (Giebel G., 2000b).

caracterización de la serie temporal dedemanda proyectada para el año 2050 entérminos análogos a los que vamos aemplear para las distintas tecnologías. Laserie de demanda eléctrica peninsular es,como vimos anteriormente, bastante regu-lar, con una demanda mínima anual que esel 42,96% de la demanda máxima. La des-viación tipo de la serie de demanda anualunitaria (referida a la demanda máxima) esde σu = 0,1092 MW/MWmax.

4.2.1. Eólica marina

Pasamos a desarrollar el análisis temporalde las series de generación eólica marinaobtenidas a partir de las series de velocidaddel viento seleccionadas al emplear lamáquina elegida para aplicaciones marinas(IIT, 2005).

En la Figura-217 mostramos la evolucióntemporal de la potencia eléctrica generada(en valor relativo a la potencia nominal insta-lada) en 4 de los emplazamientos considera-dos (Almería este, Asturias, Coruña oeste yBarcelona). Como podemos ver se corres-ponde con emplazamientos de característi-cas eólicas considerablemente distintos.Así, por ejemplo, mientras que en Coruñaoeste disponemos de un recurso eólico bas-tante regular a lo largo de todo el año, enBarcelona el recurso eólico está claramentedecantado hacia los meses invernales. Esimportante resaltar cómo, al igual que nossucedía en el estudio del sistema autónomo,la potencia eólica en todos los emplazamien-tos oscila continuamente entre la potencianominal instalada y cero. [Ver Figura 217].

Para cuantificar los efectos de la dispersiónespacial de los distintos emplazamientos,

vamos a considerar una serie eólica genera-da al promediar la generación eólica de unamisma potencia instalada en los distintosemplazamientos peninsulares considerados(23 emplazamientos para la eólica off-shoredistribuidos en las distintas provincias coste-ras). En la Figura-218 mostramos la serietemporal resultante. Como podemos obser-var, esta serie es, en virtud de los efectos dela dispersión espacial, mucho más regularque cualquiera de las series provincialesmostradas en la Figura-217. De hecho, laserie promedio no presenta potencias nulasni potencias nominales en ningún instante detiempo. También podemos apreciar en laFigura-218 cómo la potencia eólica off-shorepeninsular constituye en su conjunto unrecurso dominantemente de invierno-otoño,viéndose significativamente reducida la capa-cidad de generación en los meses centralesdel año. En este sentido, el recurso eólicooff-shore presenta un acoplamiento relativa-mente malo con las cargas dominantes en elverano (refrigeración, desalación del agua demar, …). [Ver Figura 218].

Una forma de medir la variabilidad del recur-so energético en un emplazamiento consti-tuye en evaluar la desviación tipo de la seriede potencia en un período de tiempo deter-minado. En la Figura-219 mostramos la des-viación tipo de la serie de generación eólicaanual en cada uno de los emplazamientosconsiderados. Las series anuales estánexpresadas en valor relativo a la potencianominal instalada. Como podemos ver, enlos distintos emplazamientos consideradosexiste una importante variación de la desvia-ción tipo, evolucionando desde σ = 0,266MW/MWinst en el emplazamiento más regu-lar hasta σ = 0,383 MW/MWinst en el empla-zamiento de mayor variabilidad.


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Análisis temporal

201Figura 217 Potencia eléctrica producida por parques eólicos marinos a lo largo del año en 4emplazamientos peninsulares off-shore (Almería este, Asturias, Coruña oeste, Barcelona), en valorrelativo a la potencia nominal instalada.

Figura 218 Potencia eléctrica producida a lo largo del año para la serie temporal obtenida al promediartodos los emplazamientos peninsulares off-shore, en valor relativo a la potencia nominal instalada.

Pero ¿qué es lo que sucede al ir agrupandolos emplazamientos? En la Figura-220 mos-tramos la evolución de la desviación tipopromedio al ir añadiendo más emplazamien-tos peninsulares. El orden en el que se hanido añadiendo los emplazamientos es arbi-trario, pero coincide con el empleado en laFigura-219 en la que mostrábamos la des-viación tipo de cada emplazamiento. Comovemos, en este caso la desviación tipo evo-luciona desde σ = 0,326 MW/MWinst, que esla correspondiente al primer emplazamientoseleccionado, hasta σ = 0,175 MW/MWinst alañadir y promediar todos los emplazamien-tos provinciales (algunos de los cuales tie-nen σ = 0,383 MW/MWinst), o lo que es lomismo al considerar la serie promedio de laFigura-218, lo cual constituye una regulari-zación muy significativa del recurso eólicodisponible en la red eléctrica. En términosde máximos y mínimos, los valores queencontramos en la serie eólica off-shorepeninsular son (P/PN)max = 0,9846 y (P/PN)min =

0,0055. Si en lugar de adimensionalizar laserie de la potencia eólica off-shore con lapotencia nominal instalada lo hacemos conla potencia disponible máxima a lo largo detodo el año, obtenemos (P/Pmax)max = 1 y(P/Pmax)min = 0,0056 y σu = 0,1773MW/MWmax. En la Figura-221 mostramosconjuntamente la evolución de la desviacióntipo de la serie eólica de cada emplazamien-to con la de la serie promedio al ir agrupan-do emplazamientos. [Ver Figuras 219 a 221].

Por último, y aunque es poco relevante decara a analizar los efectos de la dispersiónespacial, en la Figura-222 mostramos laevolución del factor de capacidad anual decada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante de ir agrupandoy promediando los distintos emplazamien-tos. Como vemos, los emplazamientos con-siderados tienen un factor de capacidad queoscila entre CF = 43,79% y CF = 18,68%,mientras que al ir agrupando y promediando


202

Figura 219 Desviación tipo de la serie anual de potencia eólica off-shore adimensionalizada con lapotencia nominal instalada en cada uno de los emplazamientos peninsulares considerados.

Análisis temporal

203Figura 220 Desviación tipo de la serie anual de potencia eólica off-shore, adimensionalizada con lapotencia instalada, obtenida al ir añadiendo y promediando con distintos emplazamientospeninsulares. El orden en el que se han ido añadiendo los emplazamientos es arbitrario, pero coincidecon el empleado en la Figura-219 en la que mostrábamos la desviación tipo de cada emplazamiento.

Figura 221 Evolución de la desviación tipo de la serie eólica de cada emplazamiento y de lacorrespondiente a ir agrupando y promediando las series eólicas de los distintos emplazamientos.


204

las series temporales de los distintos empla-zamientos, el factor de capacidad pasa atener un margen de oscilación muy inferior:CF = 36,48% y CF = 29,42%, siendo CF =31,08% el factor de capacidad de la serietemporal obtenida al promediar todos losemplazamientos peninsulares. [Ver Figura 222].

4.2.2. Eólica terrestre

En la Figura-223 mostramos la evolucióntemporal de la potencia eléctrica generada(en valor relativo a la potencia nominal insta-lada) en 4 de los emplazamientos considera-dos (Almería, Jaén, Zaragoza y La Rioja).Como podemos ver se corresponde conemplazamientos de características eólicasdistintas. Es importante resaltar cómo, aligual que nos sucedía en el estudio del sis-tema autónomo, la potencia eólica en todoslos emplazamientos oscila continuamente

entre la potencia nominal instalada y cero.[Ver Figura 223].

Para cuantificar los efectos de la dispersiónespacial de los distintos emplazamientos,vamos a considerar una serie eólica genera-da al promediar la generación eólica de unamisma potencia instalada en los distintosemplazamientos peninsulares considerados(47 emplazamientos para la eólica terrestre,uno por provincia). En la Figura-224 mostra-mos la serie temporal resultante. Comopodemos observar, esta serie es, en virtudde los efectos de la dispersión espacial,mucho más regular que cualquiera de lasseries provinciales mostradas en la Figura-223. De hecho, la serie promedio no pre-senta potencias nulas ni potencias nomina-les en ningún instante de tiempo a lo largode todo el año. También podemos apreciaren la Figura-224 cómo la potencia eólica

Figura 222 Evolución del factor de capacidad anual de cada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante de ir agrupando y promediando los distintos emplazamientos.

terrestre peninsular constituye en su conjun-to un recurso dominantemente de invierno-otoño, viéndose significativamente reducidala capacidad de generación en los mesescentrales del año. En este sentido, el recursoeólico terrestre presenta un acoplamientorelativamente malo con las cargas dominan-tes en el verano (refrigeración, desalación delagua de mar, …). [Ver Figura 224].

Una forma de medir la variabilidad delrecurso energético en un emplazamientoconstituye en evaluar la desviación tipo dela serie de potencia en un período de tiem-po determinado. En la Figura-225 mostra-mos la desviación tipo de la serie de gene-ración eólica anual en cada uno de losemplazamientos considerados. Las seriesanuales están expresadas en valor relativo

a la potencia nominal instalada. Comopodemos ver, en los distintos emplaza-mientos considerados existe una importan-te variación de la desviación tipo, evolucio-nando desde σ = 0,172 MW/MWinst en elemplazamiento más regular hasta σ =0,389 MW/MWinst en el emplazamiento demayor variabilidad. Pero ¿qué es lo quesucede al ir agrupando los emplazamien-tos? En la Figura-226 mostramos la evolu-ción de la desviación tipo promedio al irañadiendo más emplazamientos peninsula-res. El orden en el que se han ido añadien-do los emplazamientos es arbitrario, perocoincide con el empleado en la Figura-225en la que mostrábamos la desviación tipode cada emplazamiento. Como vemos, eneste caso la desviación tipo evolucionadesde σ = 0,307 MW/MWinst, que es la

Análisis temporal

205Figura 223 Potencia eléctrica producida por parques eólicos terrestres a lo largo del año en 4emplazamientos peninsulares (Almería, Jaen, Zaragoza y La Rioja), en valor relativo a la potencianominal instalada.

correspondiente al primer emplazamientoseleccionado, hasta σ = 0,167 MW/MWinst

al añadir y promediar todos los emplaza-mientos provinciales (algunos de los cualestienen σ = 0,389 MW/MWinst), o lo que es lomismo al considerar la serie promedio de laFigura-224, lo cual constituye una regulari-zación muy significativa del recurso eólicodisponible en la red eléctrica. En términosde máximos y mínimos, los valores queencontramos en la serie eólica terrestrepeninsular son (P/PN)max = 0,9330 y (P/PN)min

= 0,0263. Si en lugar de adimensionalizar laserie de la potencia eólica terrestre con lapotencia nominal instalada lo hacemos conla potencia disponible máxima a lo largo detodo el año, obtenemos (P/Pmax)max = 1 y(P/Pmax)min = 0,0282 y σu = 0,1791 MW/MWmax.En la Figura-227 mostramos conjuntamente

la evolución de la desviación tipo de la serieeólica de cada emplazamiento con la de laserie promedio al ir agrupando emplazamien-tos. [Ver Figuras 225 a 227].

Por último, y aunque es poco relevante decara a analizar los efectos de la dispersiónespacial, en la Figura-228 mostramos laevolución del factor de capacidad anual decada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante al agrupar ypromediar todos los emplazamientos.Como vemos, los emplazamientos consi-derados tienen un factor de capacidad queoscila entre CF = 43,50% y CF = 9,53%,mientras que el factor de capacidad de laserie temporal obtenida al promediar todoslos emplazamientos peninsulares es de CF= 29,78%. [Ver Figura 228].


206 Figura 224 Potencia eléctrica producida a lo largo del año para la serie temporal obtenida alpromediar todos los emplazamientos peninsulares de eólica terrestre, en valor relativo a la potencianominal instalada.

Análisis temporal

207Figura 225 Desviación tipo de la serie anual de potencia eólica terrestre adimensionalizada con lapotencia nominal instalada en cada uno de los emplazamientos peninsulares considerados.

Figura 226 Desviación tipo de la serie anual de potencia eólica terrestre, adimensionalizada con lapotencia instalada, obtenida al ir añadiendo y promediando con distintos emplazamientospeninsulares. El orden en el que se han ido añadiendo los emplazamientos es arbitrario, pero coincidecon el empleado en la Figura-225 en la que mostrábamos la desviación tipo de cada emplazamiento.


208 Figura 227 Evolución de la desviación tipo de la serie eólica de cada emplazamiento y de lacorrespondiente a ir agrupando y promediando las series eólicas de los distintos emplazamientos.

Figura 228 Evolución del factor de capacidad anual de cada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante de ir agrupando y promediando los distintos emplazamientos.

4.2.3. Solar Termoeléctrica

En la Figura-229 mostramos la evolucióntemporal de la potencia eléctrica generada(en valor relativo a la potencia nominal insta-lada) en 2 de los emplazamientos considera-dos (Sevilla y Vizcaya). Como puede verse, ycomo cabía esperar de la disponibilidad derecurso solar, las características de estosdos emplazamientos son significativamentedistintas, aunque ambos tienen en comúnuna mayor disponibilidad de potencia en losmeses centrales del año. En los buenosemplazamientos solares (como Sevilla en laFigura-229) obtenemos una capacidad degeneración continua (24 h/día) en períodosprolongados de los meses de verano, mien-tras que en invierno / otoño, si bien la gene-ración es discontinua con ciclos diarios, sedispone de una potencia significativa duran-te prácticamente todos los días del año. Porcontra, en los emplazamientos solaresmenos favorecidos (como Vizcaya en laFigura-229) no alcanzamos generación con-tinua 24 h/día en prácticamente ningún perí-odo del año, y la disponibilidad de potenciaen los meses de invierno / otoño se ve sig-nificativamente reducida. La caracterizaciónde estas series temporales es para Sevillade (P/PN)max = 0,9925, (P/PN)min = 0 y σ =0,4433 MW/MWinst, y para Vizcaya de(P/PN)max = 1,0005, (P/PN)min = 0 y σ = 0,3675MW/MWinst. [Ver Figura 229].

Para cuantificar los efectos de la dispersiónespacial de los distintos emplazamientos,vamos a considerar una serie termosolargenerada al promediar la generación termo-solar de una misma potencia instalada en losdistintos emplazamientos peninsulares con-siderados (47 emplazamientos para la ter-mosolar, uno por provincia). En la Figura-230

mostramos la serie temporal resultante.Como podemos observar, esta serie es, envirtud de los efectos de la dispersión espa-cial, mucho más regular que cualquiera delas series provinciales mostradas en la Figu-ra-229. De hecho, en la mitad central delaño, la serie promedio no presenta poten-cias nulas ni potencias nominales en ningúninstante de tiempo. Sin embargo, a diferen-cia de las series promedio eólica y eólicamarina, ahora, en los primeros y últimosmeses del año la potencia promedio termo-solar sí que alcanza valores nulos en ciclosprácticamente diarios. También podemosapreciar en la Figura-230 cómo la potenciatermosolar peninsular constituye en su con-junto un recurso dominantemente de prima-vera-verano. En este sentido, el recurso ter-mosolar peninsular presenta un buenacoplamiento con las cargas dominantes enel verano (refrigeración, desalación del aguade mar, …), resultando estacionalmentemuy complementario con el recurso eólicopeninsular. [Ver Figura 230].

Una forma de medir la variabilidad del recur-so energético en un emplazamiento consti-tuye en evaluar la desviación tipo de la seriede potencia en un período de tiempo deter-minado. En la Figura-231 mostramos con-juntamente la evolución de la desviacióntipo de la serie termosolar de cada emplaza-miento con la de la serie promedio al ir agru-pando emplazamientos. Como podemosver, en los distintos emplazamientos consi-derados existe una cierta variación de ladesviación tipo, evolucionando desde σ =0,368 MW/MWinst en el emplazamiento másregular hasta σ = 0,453 MW/MWinst en elemplazamiento de mayor variabilidad, peroen general se observa una mayor regulari-dad entre emplazamientos que con las

Análisis temporal

209

series eólicas terrestres y off-shore. Sinembargo, como vemos la tecnología termo-solar tiene desviaciones tipo superiores a laeólica, lo cual está fundamentalmente aso-ciado al ciclo diario experimentado por elrecurso solar, que a pesar de las 15 h dealmacenamiento implementadas, deja sen-tir su efecto de forma significativa.

Pero ¿qué es lo que sucede al ir agrupandolos emplazamientos? En esta misma figuramostramos también la evolución de la des-viación tipo promedio al ir añadiendo másemplazamientos peninsulares. Comovemos, en este caso la desviación tipo evo-luciona desde σ = 0,445 MW/MWinst, que esla correspondiente al primer emplazamiento


210

Figura 229 Potencia eléctrica producida por centrales termosolares a lo largo de todo el año para 2emplazamientos peninsulares (Sevilla y Vizcaya), en valor relativo a la potencia nominal instalada.

Figura 230 Potencia eléctrica producida a lo largo del año para la serie temporal obtenida alpromediar todos los emplazamientos peninsulares de termosolar, en valor relativo a la potencianominal instalada.

seleccionado, hasta σ = 0,273 MW/MWinst alañadir y promediar todos los emplazamien-tos provinciales (algunos de los cuales tie-nen σ = 0,453 MW/MWinst), o lo que es lomismo al considerar la serie promedio de laFigura-230, lo cual constituye una regulari-zación muy significativa del recurso termo-solar disponible en la red eléctrica a nivelpeninsular. No deja de ser sorprendente elimportante efecto de la dispersión espacialsobre la generación termosolar en la escalapeninsular, permitiendo una gran regulariza-ción de la misma a pesar de que el recursosolar está sometido al ciclo diario con desfa-ses prácticamente despreciables dado elpequeño rango de longitudes implicado. Laexplicación se encuentra en gran medida enla capacidad de almacenamiento implemen-tada, tal y como puede comprobarse por lamayor regularidad de la generación en los

meses centrales del año. En términos demáximos y mínimos, los valores que encon-tramos en la serie termosolar peninsularson (P/PN)max = 0,9330 y (P/PN)min = 0. [Ver Figu-ra 231].

Por último, y aunque es poco relevante decara a analizar los efectos de la dispersiónespacial, en la Figura-232 mostramos laevolución del factor de capacidad anual decada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante al agrupar ypromediar todos los emplazamientos.Como vemos, los emplazamientos conside-rados tienen un factor de capacidad queoscila entre CF = 52,23% y CF = 19,94%,mientras que el factor de capacidad de laserie temporal obtenida al promediar todoslos emplazamientos peninsulares es de CF= 40,56%. [Ver Figura 232].

Análisis temporal

211

Figura 231 Evolución de la desviación tipo de la serie termosolar de cada emplazamiento y de lacorrespondiente a ir agrupando y promediando las series termosolares de los distintosemplazamientos.

4.2.4. Fotovoltaica azimutal

En la Figura-233 mostramos la evoluciónhoraria anual de la irradiación solar sobresuperficie horizontal (arriba) y sobre unasuperficie con seguimiento azimutal en Bur-gos, pudiendo observar la gran regulariza-ción estacional que nos proporciona elseguimiento azimutal. [Ver Figura 233].

Para cuantificar los efectos de la dispersiónespacial de los distintos emplazamientos,vamos a considerar una serie fotovoltaica azi-mutal generada al promediar la generaciónde una misma potencia instalada en los dis-tintos emplazamientos peninsulares conside-rados (47 emplazamientos para la fotovoltai-ca azimutal, uno por provincia). En laFigura-234 mostramos la serie temporalresultante. Como podemos observar, estaserie es, en virtud de los efectos de la disper-sión espacial, más regular que las series pro-vinciales, pero a pesar de que los valores

máximos presentan una mayor regularidad alo largo del año que en la tecnología termoso-lar, en el caso de la fotovoltaica azimutal elciclo diario asociado a la ausencia nocturnadel sol se deja sentir durante todos los díasdel año por la falta de capacidad de acumula-ción, conduciendo a una oscilación diariaentre potencia máxima y mínima mucho máselevada que en la tecnología termosolar a lolargo de todo el año. También podemos apre-ciar en la Figura-234 cómo, a pesar de quehay una mayor disponibilidad de potenciafotovoltaica azimutal peninsular en losmeses centrales del año, la variación estacio-nal es significativamente menor que laobservada en las centrales termosolares. Esde resaltar que las centrales termosolarestambién disponen de seguimiento en un eje(aunque no azimutal). También podemosobservar cómo la serie promedio peninsularde fotovoltaica azimutal se acerca menos a lapotencia nominal en la parte central del añoque la serie de termosolar. [Ver Figura 234].


212 Figura 232 Evolución del factor de capacidad anual de cada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante de ir agrupando y promediando los distintos emplazamientos.

Análisis temporal

213Figura 233 Evolución horaria anual de la irradiación solar sobre superficie horizontal (arriba) y sobreuna superficie con seguimiento azimutal en Burgos.

Una forma de medir la variabilidad del recur-so energético en un emplazamiento consti-tuye en evaluar la desviación tipo de la seriede potencia en un período de tiempo deter-minado. En la Figura-235 mostramos con-juntamente la evolución de la desviacióntipo de la serie fotovoltaica azimutal de cadaemplazamiento con la de la serie promedioal ir agrupando emplazamientos. Comopodemos ver, en los distintos emplazamien-tos considerados existe una cierta variaciónde la desviación tipo, evolucionando desdeσ = 0,219 MW/MWinst en el emplazamientomás regular hasta σ = 0,318 MW/MWinst enel emplazamiento de mayor variabilidad,pero en general se observa una mayor regu-laridad entre emplazamientos que con lasseries eólicas terrestres y off-shore. La tec-nología fotovoltaica azimutal tiene desvia-ciones tipo superiores a la eólica, lo cualestá fundamentalmente asociado al ciclodiario experimentado por el recurso solar.

Pero ¿qué es lo que sucede al ir agrupandolos emplazamientos? En esta misma figuramostramos también la evolución de la desvia-ción tipo promedio al ir añadiendo más empla-zamientos peninsulares. Como vemos, eneste caso la desviación tipo evoluciona desdeσ = 0,310 MW/MWinst, que es la correspon-diente al primer emplazamiento selecciona-do, hasta σ = 0,249 MW/MWinst al añadir ypromediar todos los emplazamientos provin-ciales (algunos de los cuales tienen σ = 0,318MW/MWinst), o lo que es lo mismo al conside-rar la serie promedio de la Figura-234. Comovemos la regularización de la potencia foto-voltaica azimutal asociada a la dispersiónespacial es inferior a la que observábamos enlas centrales termosolares, pero a pesar detodo es significativa, mostrando cómo laescala peninsular es suficiente para reducir lacorrelación entre los distintos emplazamien-tos fotovoltaicos como consecuencia de lasvariaciones meteorológicas.


214 Figura 234 Potencia eléctrica producida a lo largo del año para la serie temporal obtenida alpromediar todos los emplazamientos peninsulares de fotovoltaica azimutal, en valor relativo a lapotencia nominal instalada.

Análisis temporal

215Figura 235 Evolución de la desviación tipo de la serie fotovoltaica azimutal de cada emplazamiento yde la correspondiente a ir agrupando y promediando las series de los distintos emplazamientos.

Figura 236 Evolución del factor de capacidad anual de cada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante al ir agrupando y promediando los distintos emplazamientos.

Debemos destacar que los valores absolu-tos de la desviación tipo no se pueden com-parar directamente entre las tecnologías,por estar tomados sobre la serie de poten-cia relativa a la nominal, y por modificarseentre tecnologías el grado de acercamientoa la potencia nominal a lo largo de la vidaútil de la instalación. Por ejemplo, en elcaso de la fotovoltaica, podemos ver cómolas instalaciones permanecen durante prác-ticamente todo el año significativamentealejadas de su potencia nominal. En térmi-nos de máximos y mínimos, los valoresque encontramos en la serie fotovoltaicaazimutal peninsular son (P/PN)max = 0,7467 y(P/PN)min = 0. [Ver Figura 235].

Por último, y aunque es poco relevante decara a analizar los efectos de la dispersiónespacial, en la Figura-236 mostramos laevolución del factor de capacidad anual de

cada uno de los emplazamientos y el de laserie de potencia resultante al ir agrupandoy promediando los distintos emplazamien-tos. Como vemos, los emplazamientos con-siderados tienen un factor de capacidad queoscila entre CF = 13,27% y CF = 25,06%,mientras que el factor de capacidad de laserie temporal obtenida al promediar todoslos emplazamientos peninsulares es de CF= 21,02%. [Ver Figura 236].

4.2.5. Fotovoltaica edificación

Tal y como se expuso en (IIT, 2005) para laintegración de la fotovoltaica en la edifica-ción asumimos diversas orientaciones(cubierta, fachada S, fachada SE, fachadaSW, fachada E y fachada W). El hecho deincorporar varias orientaciones también nosproporciona un factor de regularización tem-poral de la potencia fotovoltaica generada.


216

Figura 237 Evolución horaria de la irradiación sobre superficie horizontal en Salamanca.

Análisis temporal

217Figura 238 Evolución anual de la irradiación horaria sobre un módulo fotovoltaico colocado encubierta de edificio, orientado al sur y con una inclinación de 30º, y la irradiación incidente sobre unmódulo integrado en una fachada sur (inclinación 90º), en Salamanca.

Para ilustrar este punto, en la Figura-237mostramos la evolución horaria de la irradia-ción sobre superficie horizontal en Salaman-ca, mientras que en la Figura-238 mostra-mos la evolución anual de la irradiaciónhoraria sobre un módulo fotovoltaico coloca-do en cubierta de edificio, orientado al sur ycon una inclinación de 30º, y la irradiaciónincidente sobre un módulo integrado en una

fachada sur (inclinación 90º), ambos en elmismo emplazamiento (Salamanca). Comopodemos observar, la modulación estacionalde la irradiación incidente sobre el módulo, ypor tanto de la potencia generada por elmismo, es radicalmente distinta. Así comola superficie horizontal proporciona un recur-so energético predominantemente centradoen los meses centrales del año, la superficie


218

Figura 239 Evolución de la irradiación solar total en superficies con distinta orientación (γ= ánguloazimutal; β = ángulo de inclinación) durante el día 1 de enero en Salamanca.

orientada al sur e inclinada 30º proporcionauna regularidad estacional considerablemen-te superior, con picos de irradiación en pri-mavera-otoño, y la superficie integrada enfachada sur proporciona un recurso predo-minante en invierno. Por tanto, la integraciónen superficies de distinta orientación en losedificios, no sólo nos permite incrementarmuy significativamente el potencial de latecnología (IIT, 2005), sino que presenta unefecto positivo adicional al regularizar lacapacidad de generación a lo largo de lasestaciones anuales. Sin embargo, estodeberá sopesarse con la variación de loscostes de la electricidad generada en cadauna de las orientaciones, que como mostra-mos en el capítulo de costes son significati-vamente distintos. [Ver Figuras 237 y 238].

A nivel diario, la diversidad de orientacio-nes también nos proporciona una regulari-zación de la capacidad de generación, tal ycomo podemos observar en la Figura-239correspondiente a las condiciones del día1 de enero en Salamanca para el año

meteorológico tipo que estamos empleando(IIT, 2005). Como podemos observar, a medi-da que vamos cambiando la orientacióndesde el este hacia el oeste, el recurso ener-gético se va desplazando desde las primerashoras del día hacia las últimas. Pero estaregularización de la capacidad de generacióndiaria no diluye el mayor efecto temporal aescala diaria para esta tecnología que es lainexistencia de capacidad de generaciónentre la puesta y salida del sol. [Ver Figura 239].

Otro aspecto relevante para evaluar lasactuaciones de la fotovoltaica integrada enla edificación es el hecho de que los pane-les fotovoltaicos integrados en los edificiosno siempre tienen acceso a la irradiacióndisponible por encontrarse sombreados porotros edificios, lo cual tiene efectos tantosobre la cantidad de energía total disponiblecomo sobre su distribución temporal. Real-mente, para cada edificio hay una problemá-tica específica asociada a los sombreamien-tos del entorno, y en un estudio conenfoque macro como el aquí desarrollado

Análisis temporal

219

Figura 240 Efecto de la altura del horizonte sobre el factor de capacidad (basado en potencia de inversor)y el rendimiento de sombreamiento en módulos fotovoltaicos con distintas orientaciones en Salamanca.

es totalmente inviable bajar al detalle de laproblemática de cada uno de los edificios.Por tanto, a fin de retener en cierta medidalos efectos del sombreamiento en nuestroanálisis, asumiremos que todos los panelesfotovoltaicos integrados en la edificación seencuentran sometidos a un horizonte radia-tivo medio de altura constante e igual a αhori-

zonte = 22º. Evidentemente habrá panelesfotovoltaicos que no se vean expuestos aefecto alguno de sombreamiento por elentorno (por ejemplo los instalados en lacubierta de edificios de gran altura o aisla-dos), y otros paneles fotovoltaicos que sevean sometidos a un horizonte de alturamucho más elevada (por ejemplo los inte-grados en fachadas de edificios bajos o enla zona baja de las fachadas), pero el valorseleccionado de αhorizonte = 22º nos pareceadecuado para representar los efectos delsombreamiento en valor medio de formabastante conservadora. Todas las actuacio-nes técnicas y económicas de la fotovoltaicaintegrada en la edificación que se presentan

en este informe tienen en cuenta los efec-tos de este sombreamiento. En la Figura-240 mostramos el efecto de la altura delhorizonte sobre el rendimiento de sombrea-miento y el factor de capacidad (basado enpotencia de inversor) de módulos fotovoltai-cos de la tecnología indicada en (IIT, 2005)instalados en distintas orientaciones yemplazados en Salamanca. Como podemosobservar, el valor de la altura del horizonteseleccionada tiene un efecto significativosobre las actuaciones de los módulos foto-voltaicos. [Ver Figura 240].

En la Figura-241 mostramos los efectos deañadir distintas orientaciones en la regulariza-ción de la generación de potencia por partede la fotovoltaica integrada. Para ello presen-tamos los resultados de la evolución de ladesviación tipo y del factor de capacidad al irañadiendo las series temporales de potenciagenerada con distintas orientaciones en Llei-da. Como podemos ver, la desviación tipo dela serie temporal de potencia resultante al ir


220

Figura 241 Evolución de la desviación tipo de la serie de potencia anual y del factor de capacidad alir añadiendo orientaciones en la fotovoltaica integrada (1 cubierta + 1S + 1SE + 1SW + 1E + 1W). Semuestra también la desviación tipo y factor de capacidad de cada orientación por separado. Losresultados son para Lleida.

añadiendo orientaciones se va reduciendo.Pero esto es un efecto de dos factores: porun lado la regularización de la generaciónde potencia al incorporar distintas orienta-ciones, y por otro lado el hecho de que paralas orientaciones más desfavorables la des-viación tipo se reduce por aumentar la dife-rencia entre la potencia generada y la nomi-nal a lo largo de todo el año. Comopodemos observar, en Lleida, la serie tem-poral de potencia pasa de tener σ = 0,2441MW/MWinst para una instalación colocada encubierta (orientada al sur e inclinada 30º), aser de σ = 0,1280 MW/MWinst al considerarla serie resultante de promediar la siguientecombinación de áreas (1 cubierta + 1S + 1SE+ 1SW + 1E + 1W). El empeoramiento de lasactuaciones al realizar esta agrupación quedareflejado por la reducción del factor de capa-cidad desde CF = 14,90% para la orientaciónmás favorable (cubierta orientado a sur con

30º inclinación), hasta CF = 8,51% para laserie promedio de todas las orientaciones(aunque la orientación de peores prestacio-nes tiene CF = 5,45%). En la Figura-242mostramos la evolución horaria de la serietemporal resultante de promediar la genera-ción en todas estas orientaciones. Comovemos, en conjunto el recurso energéticoasociado está centrado en otoño-primaveraen cuanto a potencias máximas, si bien esen los meses centrales del año cuando hayuna mayor densidad de días con generación.[Ver Figuras 241 y 242].

Teniendo en cuenta que las orientacionesmás favorables desde el punto de vista degeneración energética y de potencial de cos-tes son la cubierta y las fachadas Sur, SE ySW, parece razonable asumir que del total depotencia instalada, la mayoría estará en estasorientaciones. Por tanto, en las Figuras 243 y

Análisis temporal

221

Figura 242 Evolución horaria de la potencia fotovoltaica integrada en edificación. Serie resultante depromediar las siguientes orientaciones: 1 cubierta + 1S + 1SE + 1SW + 1E + 1W. Emplazamiento: Lleida.

244 mostramos los resultados de generaruna serie temporal de potencia al combinarlas siguientes relaciones de área en cadaorientación para el emplazamiento de Lleida:4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W.Como podemos observar, la serie temporal

de potencia pasa de tener σ = 0,2441MW/MWinst para una instalación colocada encubierta (orientada al sur e inclinada 30º), aser de σ = 0,1561 MW/MWinst al considerar laserie resultante de promediar las distintasorientaciones en los ratios especificados.


222

Figura 243 Evolución de la desviación tipo de la serie de potencia anual y del factor de capacidad alir añadiendo orientaciones en la fotovoltaica integrada (4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W). Semuestra también la desviación tipo y factor de capacidad de cada orientación por separado. Losresultados son para Lleida.

Figura 244 Evolución horaria de la potencia fotovoltaica integrada en edificación. Serie resultante depromediar las siguientes orientaciones: 4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W. Emplazamiento: Lleida.

El empeoramiento de las actuaciones alrealizar esta agrupación queda reflejado porla reducción del factor de capacidad desdeCF = 14,90% para la orientación más favo-rable (cubierta orientado a sur con 30º incli-nación), hasta CF = 10,06% para la seriepromedio de todas las orientaciones (aun-que la orientación de peores prestacionestiene CF = 5,45%). Como vemos, en conjun-to el recurso energético asociado es algo másregular y está algo más desplazado para losmeses centrales del año. [Ver Figuras 243 y 244].

En la Figura-245 mostramos la evolucióntemporal de las series de potencia resultan-tes de combinar distintas orientaciones (4cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W) parala tecnología fotovoltaica integrada en edifi-cación y ubicada en distintos emplazamien-tos peninsulares. Los factores de capacidadanuales también aparecen indicados. Alagrupar todas las series fotovoltaicas provin-ciales resultado de promediar las distintasorientaciones con la relación indicada, obte-nemos la serie peninsular de potencia foto-voltaica integrada, cuya distribución mostra-mos en la Figura-246. Como podemos ver, ladispersión espacial asociada a las modifica-ciones meteorológicas con la escala penin-sular conducen a una significativa regulariza-ción de la potencia disponible a lo largo detodo el año. Merece la pena insistir en elhecho de que a pesar de que el recurso solarsobre superficie horizontal es claramentedominante en los meses centrales del año,debido a las distintas orientaciones de losmódulos fotovoltaicos empleados en la inte-gración arquitectónica, la serie horaria pro-medio peninsular resulta estacionalmentemucho más regular, mostrando sus picos enlas estaciones de primavera-otoño. [Ver Figu-ras 245 y 246].

En la Figura-247 mostramos la evolución delfactor de capacidad anual (basado en poten-cia de inversor), tanto en cada emplazamien-to peninsular, como en la serie temporalresultante al ir añadiendo y promediando losdistintos emplazamientos peninsulares(orientaciones: 4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW+ 1E + 1W). Este factor de capacidad, que anivel provincial oscila entre CF = 10,81% yCF = 5,88%, para la serie promedio peninsu-lar pasa a ser de CF = 9,20%. [Ver Figura 247].

En la Figura-248 mostramos la evolución dela desviación tipo de las series temporalesde potencia fotovoltaica integrada (orienta-ciones: 4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E+ 1W) en los distintos emplazamientos pro-vinciales y en la serie resultante de ir aña-diendo y promediando las series de los dis-tintos emplazamientos. Como vemos, lasseries de potencia adimensionalizadas conla potencia nominal tienen una desviacióntipo que oscila entre σ = 0,162 MW/MWinst yσ = 0,108 MW/MWinst, mientras que la seriepeninsular resultante de promediar las dis-tintas series provinciales tiene σ = 0,126MW/MWinst. Sin embargo, al comparar lasFiguras 248 y 247 podemos ver claramentecómo los emplazamientos con peoresactuaciones son los que presentan un valormás bajo de la desviación tipo, consecuen-cia directa de que en esos emplazamientosseguimos empleando la misma definiciónde potencia nominal para caracterizar lapotencia instalada, a pesar de que a lo largodel año las actuaciones de estos panelesestán mucho más alejadas del valor nomi-nal. Esta es una manifestación más de losresultados ficticios a los que conduce ladefinición adoptada para la potencia nomi-nal en la mayoría de tecnologías renovables.Es en la fotovoltaica integrada donde el

Análisis temporal

223


224 Figura 245 Evolución temporal de las series de potencia resultantes de combinar distintasorientaciones (4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W ) para la tecnología fotovoltaica integrada enedificación y ubicada en distintos emplazamientos peninsulares. Los factores de capacidad anualestambién aparecen indicados.

Figura 246 Serie peninsular de potencia fotovoltaica integrada obtenida al agrupar todas las seriesfotovoltaicas provinciales resultado de promediar las distintas orientaciones con la relaciónindicada (4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W ).

Análisis temporal

225Figura 247 Evolución del factor de capacidad anual (basado en potencia de inversor), tanto en cadaemplazamiento peninsular, como en la serie temporal resultante al ir añadiendo y promediando losdistintos emplazamientos peninsulares (orientaciones: 4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W).

Figura 248 Evolución de la desviación tipo de las series temporales de potencia fotovoltaica integrada(orientaciones: 4 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E + 1W) en los distintos emplazamientos provincialesy en la serie resultante de ir añadiendo y promediando las series de los distintos emplazamientos.Se muestran resultados tanto para la serie de potencia adimensionalizada con la potencia nominalcomo de los resultados asociados a adimensionalizar con la potencia media anual.

efecto de esta convención se hace más pro-nunciado porque es la tecnología que pre-senta emplazamientos peninsulares conactuaciones más alejadas del valor nominal.

En estas condiciones parecería más apro-piado caracterizar la potencia instalada encada emplazamiento por el valor de supotencia media anual (que para un módulodado depende del emplazamiento). Siadoptamos esta definición de potencianominal para caracterizar la instalación depotencia, la evolución de las desviacionestipo de las series temporales es radical-mente distinta. En el gráfico de la derechade la Figura-248 mostramos estos resulta-dos. En estas condiciones, la desviacióntipo de las series temporales provincialesoscila entre σ = 1,834 MW/MWmedio y σ =1,488 MW/MWmedio, mientras que la seriepeninsular resultante de promediar las dis-tintas series provinciales tiene σ = 1,375MW/MWmedio.

Por tanto, como vemos, el efecto de la dis-persión geográfica incluso para la fotovol-taica integrada en la edificación es signifi-cativo a escala peninsular. Los elevadosvalores numéricos de esta desviación tiporespecto a la potencia media también nosdejan ver que la tecnología fotovoltaicaintegrada en la edificación es de las quepresentan una mayor variabilidad de todaslas tecnologías renovables consideradas.[Ver Figura 248].

Finalmente, de cara al desarrollo del restodel informe, hemos adoptado una seriepeninsular de fotovoltaica integrada en laedificación algo más conservadora, obteni-da al combinar las distintas orientaciones encada emplazamiento con los siguientes

ratios: 3 cubierta + 2S + 2SE + 2SW + 1E +1W. El factor de capacidad anual de la seriepeninsular resultante es de CF = 9,04%, ladesviación tipo referida a la potencia nomi-nal de s = 0,124 MW/MWinst y las potenciasmáximas y mínima anual, referidas a lapotencia nominal son de (P/PN)max = 0,4003 y(P/PN)min = 0.

4.2.6. Olas

En las Figuras 249 a 251 mostramos la evo-lución horaria a lo largo del año de la alturade ola, período de ola y potencia eléctricaproducida por la tecnología considerada en5 emplazamientos peninsulares de factorde capacidad creciente (Barcelona, Cádizoeste, Guipúzcoa, Asturias y A Coruñaoeste). En la Figura-252 mostramos porseparado y para dos emplazamientos (Bar-celona y A Coruña oeste), las series depotencia horaria adimensionalizada con lapotencia nominal y adimensionalizada conla potencia media. En las Figuras 253 y 254mostramos las series horarias de potenciade la serie resultante a promediar los 22emplazamientos provinciales, tanto en tér-minos de potencia relativa a la potencianominal, como de potencia relativa a lapotencia media.

Como vemos, el recurso de las olas es anivel peninsular un recurso energéticodominante en los meses de invierno, finalde otoño y principio de primavera, que ade-más muestra una gran variabilidad. En laFigura-255 mostramos la evolución de ladesviación tipo de la serie temporal depotencias, tanto en valor relativo a la poten-cia nominal como a la potencia media, paralos distintos emplazamientos peninsularesy para la serie de potencia resultante de ir


226

Análisis temporal

227Figura 249 Evolución horaria de la altura de ola, período de ola y potencia eléctrica producida a lolargo del año en los emplazamientos de Barcelona y Cádiz oeste. (Altura en rojo, período en azul ypotencia eléctrica en valor relativo a la potencia nominal instalada en rosa).


228 Figura 250 Evolución horaria de la altura de ola, período de ola y potencia eléctrica producida a lolargo del año en los emplazamientos de Guipúzcoa y Asturias. (Altura en rojo, período en azul ypotencia eléctrica en valor relativo a la potencia nominal instalada en rosa).

Análisis temporal

229Figura 251 Evolución horaria de la altura de ola, período de ola y potencia eléctrica producida a lolargo del año en el emplazamiento de Coruña oeste. (Altura en rojo, período en azul y potenciaeléctrica en valor relativo a la potencia nominal instalada en rosa).

Figura 252 Series de potencia horaria adimensionalizada con la potencia nominal yadimensionalizada con la potencia media para dos emplazamientos (Barcelona y Coruña oeste).


230 Figura 253 Serie de potencia horaria adimensionalizada con la potencia nominal de la seriepeninsular resultante de promediar los 22 emplazamientos provinciales.

Figura 254 Serie de potencia horaria adimensionalizada con la potencia media anual de la seriepeninsular resultante de promediar los 22 emplazamientos provinciales.

Análisis temporal

231Figura 255 Evolución de la desviación tipo de la serie temporal de potencia eléctrica de las olas, tantoen valor relativo a la potencia nominal como a la potencia media, para los distintos emplazamientospeninsulares y para la serie de potencia resultante de ir añadiendo y promediando emplazamientos.

Figura 256 Evolución del factor de capacidad en cada uno de los 22 emplazamientos peninsularesconsiderados para la tecnología de las olas, y de la serie de potencias resultante al ir añadiendo ypromediando los distintos emplazamientos.

añadiendo y promediando emplazamien-tos. Como vemos, las series de potenciaadimensionalizadas con la potencia nomi-nal tienen una desviación tipo que oscilaentre σ = 0,2516 MW/MWinst y σ = 0,0525MW/MWinst, mientras que la serie peninsu-lar resultante de promediar las distintasseries provinciales tiene σ = 0,0839MW/MWinst. La evolución de la potenciarelativa a la nominal está para esta tecno-logía comprendida entre (P/PN)max =0,4888 MW/MWinst y (P/PN)min = 0. [Ver Figu-ras 249 a 255].

Pero con la tecnología de las olas pasa algoparecido a lo que encontramos con la foto-voltaica azimutal, pero todavía más acen-tuado: la potencia desarrollada a lo largo delaño es tan baja respecto a la potencia nomi-nal que la potencia nominal no resulta unabuena referencia para evaluar la variabilidadde las series temporales. Al adoptar comoreferencia la potencia media anual, la des-viación tipo de las series temporales pro-vinciales oscila entre σ = 3,3876MW/MWmedio y σ = 0,9364 MW/MWmedio,mientras que la serie peninsular resultantede promediar las distintas series provincia-les tiene σ = 0,8823 MW/MWmedio. Estaselevadas desviaciones tipo son una claraindicación de la variabilidad temporal deesta tecnología. Por último, en la Figura-256 recogemos la variación del factor decapacidad en cada uno de los 22 emplaza-mientos peninsulares considerados, y dela serie de potencias resultante al ir aña-diendo y promediando los distintosemplazamientos. El factor de capacidad,que para los distintos emplazamientososcila entre CF = 26,87% y CF = 2,27%,para la serie promedio peninsular pasa aser de CF = 9,51%.

4.2.7. Hidroeléctrica

La hidroeléctrica es una de las tecnologías,junto a la biomasa y la geotérmica, que apriori, en un mix de generación basado enrenovables, deberían desempeñar un papel deregulación dominante en virtud de su capaci-dad de acumular energía para desfasar la pro-ducción en el tiempo según necesidades.

En particular, la hidroeléctrica asociada aembalses, así como la capacidad de bom-beo hidroeléctrico ya implementada, al sercentrales que ya están construidas, consti-tuyen la primera herramienta de regulaciónque habría que explorar en un mix de gene-ración con gran contribución de las renova-bles. Es por ello que en un escenario comolos aquí considerados, el modo de genera-ción de las centrales hidroeléctricas, e inclu-so de las de bombeo, puede llegar a sermuy distinto que el actual.

De hecho, la explotación hidroeléctrica ade-cuada a cada contexto de generación es laque resulta de un procedimiento de optimiza-ción del despacho de las distintas tecnologí-as, manejando como objetivo la minimiza-ción de los costes de operación de todo elsistema. Al cambiar de los combustibles fósi-les y las centrales nucleares a un mix basadoprincipalmente en tecnologías renovablescon sus costes dominados por la inversión,el despacho hidroeléctrico óptimo es deesperar que experimente grandes modifica-ciones. Además, este despacho hidroeléctri-co óptimo dependerá significativamente delparque generador implementado, indetermi-nado a estas alturas del proyecto.

Una forma conservadora de aproximarnosal análisis temporal del acoplamiento


232

generación–demanda es asumir una gene-ración hidroeléctrica independiente de losrequerimientos de regulación del resto delparque generador. Basándonos en que la

potencia hidroeléctrica implementada en unmix de generación basado en renovablesserá relativamente pequeña en comparacióncon la de otras tecnologías, esta forma de

Análisis temporal

233

Figura 257 Producible medio histórico mensual en el año 2003 comparado con el produciblehidráulico diario en ese mismo año (REE, 2004).

Figura 258 Series horarias de potencia hidroeléctrica en régimen ordinario y en régimen especial anivel peninsular obtenidas al modular la generación potencial asumida para el año 2050 (IIT, 2005)con el producible medio histórico en el año 2003. Estas series de potencia hidroeléctrica no asumenregulación alguna del sistema eléctrico con esta tecnología.

desacoplar la generación hidroeléctrica delparque generador implementado nos permi-te un primer acercamiento al análisis tem-poral. Sin embargo, como veremos a conti-nuación, la capacidad de acumulación delsistema hidroeléctrico, aunque su potenciasea pequeña frente al resto de tecnologías,jugará un papel muy relevante para conse-guir cubrir la demanda en momentos pun-tuales de déficit de potencia. Más adelanteya acometeremos el análisis de optimiza-ción del despacho de todas las tecnologías,que como veremos no resulta tan obviocomo con los sistemas “convencionales”.

Para adoptar, por ahora, una serie temporalde producción hidroeléctrica independientedel resto del sistema generador, lo queharemos es asumir una modulación estacio-nal de la generación potencial hidroeléctricaasumida para el 2050 (IIT, 2005) que seaproporcional al producible hidroeléctricomedio histórico hasta el año 2003 (año dereferencia adoptado en este estudio). En laFigura-257 mostramos el producible mediohistórico en el año 2003 comparado con elproducible hidráulico diario en ese mismoaño (REE, 2004). En la Figura-258 presenta-mos las series horarias de potencia hidroe-léctrica en régimen ordinario y en régimenespecial a nivel peninsular obtenidas deesta forma. Debemos recordar que estasseries temporales de potencia hidroeléctri-ca asumen que no ejercemos regulaciónsignificante, en términos de energía, delparque generador con esta tecnología. Sinembargo, la regulación de potencia en inter-valos cortos de tiempo, al implicar cantida-des de agua embalsada pequeñas, sí quepodría quedar integrada dentro de estasseries temporales de generación hidroeléc-trica. [Ver Figura 257].

4.2.8. Biomasa y Geotérmica

La biomasa y la geotérmica, a diferencia delresto de las tecnologías renovables, permi-ten una generación prácticamente a poten-cia constante a lo largo del año, pues no seven sometidas a fluctuaciones en la disponi-bilidad del recurso energético.

En el caso de la geotérmica estas fluctuacio-nes en la capacidad de generación no exis-ten porque el propio recurso energéticocarece de fluctuaciones en su disponibilidad.En la biomasa, en cambio, sí que existe unafluctuación en el recurso energético primario(temporadas de recolección), pero dada lafacilidad de almacenamiento del recursoenergético (energía química), la central degeneración de potencia puede disponer delmismo prácticamente a voluntad, proporcio-nando un importante potencial de regulaciónde potencia en el sistema generador.

Por tanto, estas dos tecnologías podríanfuncionar prácticamente a potencia cons-tante durante todo el año, alcanzando facto-res de capacidad muy elevados, por lo queno tiene sentido desarrollar un análisis devariabilidad de las series de potencia penin-sulares (σ ≈ 0).

En el caso de requerir estas tecnologíaspara regular la potencia del sistema eléctri-co, su factor de capacidad anual puede lle-gar a disminuir significativamente, lo cuallleva asociado un incremento de coste de laenergía generada con estas tecnologías,entrando en competencia directa con lacapacidad de regulación de las otras tecno-logías renovables implementadas en el par-que generador (a costa de sobredimensio-nar su potencia instalada).


234

Respecto a la operación en modo regula-ción, los planteamientos son distintos antesy después de haber realizado la inversión enel parque generador. Antes de realizar lainversión puede compensar invertir más entecnologías más baratas puesto que propor-cionan margen de regulación reduciendo sufactor de capacidad hasta igualar los costesanuales de las tecnologías más caras. Des-pués, una vez hecha la inversión, convienedejar la regulación en las tecnologías conmayor coste de operación, como la bioma-sa, pues el reducir su factor de capacidadproporciona un mayor ahorro que en otrastecnologías cuya estructura de costes estádesplazada hacia la inversión. Otra caracte-rística diferencial de la biomasa y geotérmi-ca es su capacidad de proporcionar unagarantía de potencia en cualquier momentodel año. Sin embargo, para la potenciarodante del sistema hay alternativas demenor coste que implementar estas tecno-logías, como la hibridación de las centralestermosolares.

Como una primera aproximación conser-vadora en línea con la desarrollada con lascentrales hidroeléctricas, podemos asumirpara iniciar el análisis temporal del acopla-miento generación–demanda, que las tec-nologías de biomasa y geotérmica operana potencia constante durante todo el añode tal forma que alcancen el factor decapacidad deseado. Esta aproximación esconservadora en el sentido de que despre-cia la capacidad de regulación en términosenergéticos para estas tecnologías, si bienesto no descarta la posibilidad de que par-ticipen en regulación de potencia duranteinstantes cortos de tiempo para cubrirdéficits puntuales de capacidad generado-ra del sistema.

4.3. Acoplamiento temporal generación-demanda.

4.3.1. Introducción

Dada la gran diversidad de tecnologías, que-dando cada una de ellas representada poruna gran cantidad de emplazamientos dis-persos con distintas características de gene-ración y un elevado potencial de desarrollo,surgen infinidad de opciones de configurarun mix de generación basado en las renova-bles para cubrir la demanda energética.

La propia demanda energética está llamadaa desarrollar un papel protagonista en estetipo de sistemas de generación basados enrenovables, configurando mediante una ade-cuada gestión de la demanda la propia cons-titución adecuada del mix de generación. Eneste proyecto hemos eliminado este actorprincipal al no considerar los efectos de lagestión de la demanda. Por tanto, nuestroanálisis se va a ceñir en buscar mix tecnoló-gicos que nos permitieran cubrir una deman-da energética “ciega” a las posibilidades degeneración de las tecnologías implementa-das, lo cual representa con mucho el casotécnicamente más desfavorable, y conduci-rá a un coste superior de la energía por lasmayores necesidades de regulación de lageneración, que en el caso de las renovablesen un sistema no integrado y adecuadamen-te gestionado implica disipar irreversible-mente la capacidad de generación.

Pero incluso dejando bloqueado el grado delibertad de la gestión de la demanda, siguenquedando una gran cantidad de opcionespara cubrir la demanda. Pensemos porejemplo en el grado de discretización espa-cial que hemos adoptado (el provincial).

Análisis temporal

235


236 En cada una de las provincias disponemosde una serie temporal distinta de capacidadde generación potencial para cada tecnolo-gía, lo que nos proporciona del orden de500 series de generación potencial distin-tas, y cada una de ellas representando unagran cantidad de recurso disponible. Eviden-temente, en estas condiciones hay muchasopciones distintas de configurar un mixenergético con capacidad de cubrir lademanda, lo cual abre el camino a un proce-so de optimización para encontrar el mejormix de generación con una función objetivodeterminada, como por ejemplo el minimi-zar los costes de la electricidad producida.Aunque inicialmente no estaba planteadoen este proyecto, más adelante abordare-mos este proceso de optimización, pero lorealmente importante es ganar experienciasobre las características del acoplamientogeneración-demanda con este tipo de siste-mas de generación.

Otro aspecto a resaltar es que el análisistemporal que vamos a desarrollar está basa-do en unas series temporales específicas,representando un año concreto (aunquealgunas de ellas representan un año mediocaracterístico). Por tanto, en otro año distin-to, con otra disponibilidad temporal distintadel recurso energético, los resultados, yespecialmente los de los procesos de opti-mización, podrían ser distintos.

Sin embargo, el análisis temporal a nivelpeninsular basado en series específicas conresolución provincial, gracias a los importan-tes efectos de regularización de la capaci-dad de generación aportados tanto por ladispersión espacial como por la diversidadtecnológica, es de esperar que nos conduz-ca a las conclusiones generales sobre las

principales características técnico-económi-cas de estos sistemas de generación basa-dos en renovables. Es decir, un mix de gene-ración que sea capaz de cubrir la demandade forma satisfactoria asumiendo estasseries temporales del recurso, en otro añodistinto, aunque a nivel horario operara deforma distinta dada la modificación de lasseries temporales de disponibilidad delrecurso, es de esperar que tuviera la mismacapacidad de cubrir la demanda siempre ycuando esté basado en una dispersión espa-cial y diversidad tecnológica suficientes.

Por tanto, y a modo general, característicasimportantes de un mix de generación reno-vable serán la dispersión espacial y la diversi-dad tecnológica, a lo cual habría que añadir lacapacidad de contar con una cantidad sufi-ciente de potencia rodante a lo largo de todoel año. Tecnologías que a priori podrían apor-tar esta potencia rodante, bien sea por sucapacidad de acumulación o por la regulari-dad de disponibilidad de su recurso energéti-co serían la hidroeléctrica con embalse (inclu-yendo el bombeo), la biomasa y lageotérmica. Entre las tres, estas tecnologíasrepresentan un potencial de generaciónsuperior a 190 TW.h/a (IIT, 2005), que al com-pararlo con la demanda anual para el 2050 de280 TW.h/a nos muestra la existencia de uncolchón energético más que suficiente paracubrir los desacoplamientos esporádicosentre capacidad de generación y demanda.Sin embargo, mantener cualquiera de estastecnologías en modo de operación de poten-cia rodante para cubrir posibles contingen-cias representa dar un bajo uso a la inversiónen ellas realizadas (bajo CF) y por tantoaumentar el coste de la electricidad genera-da. Existe sin embargo otra opción de acce-der a una gran cantidad de potencia rodante

(mayor que las tres tecnologías anteriormen-te mencionadas) y con costes significativa-mente inferiores: la hibridación de centralestermosolares con biomasa. En efecto, comovimos en (IIT, 2005) el potencial de esta tec-nología es con mucho el más importante ennuestro país, por lo que cabe esperar unaparticipación relevante de estas centrales enel mix de generación elegido. Introducir unaporte térmico procedente de la biomasa(gasificada) al ciclo de potencia de estas cen-trales representa una pequeña inversión adi-cional y proporciona una gran disponibilidadde potencia rodante efectiva.

Nosotros vamos a limitar el análisis a estudiarel acoplamiento temporal generación-deman-da entre distintos mix de generación con elfin de obtener el máximo de informaciónsobre las características y viabilidad de estos

sistemas. En una fase posterior que quedafuera del alcance de este proyecto, una vezelegido un mix de generación concreto, seríaconveniente realizar un análisis de sensibilidadsobre la respuesta del sistema de generaciónal cambiar las series temporales del recursoenergético disponible. Sin embargo, en estetipo de análisis posteriores, y con el fin deacercarse más a las condiciones de operaciónque realmente cabe esperar, creemos quesería conveniente dejar que la gestión de lademanda asumiera el rol dominante que estállamada a desarrollar en estos sistemas degeneración basados en las renovables.

4.3.2. Una primera aproximación con mixhomogéneo

En este punto, como una primera aproxima-ción al análisis temporal de cobertura de la

Análisis temporal

237

Figura 259 Factor de capacidad peninsular de cada una de las tecnologías consideradas en el mixhomogéneo, así como de las series obtenidas al ir añadiendo y promediando las series temporalespeninsulares de las distintas tecnologías.

demanda, vamos a asumir mix de genera-ción eléctrica homogéneos entre las distintastecnologías, esto es, mix de generación conigualdad de potencia instalada de todas lastecnologías. Este supuesto, si bien resultaapropiado para empezar a analizar los efec-tos de la diversidad tecnológica del mix degeneración, no resulta adecuado ni desde elpunto de vista del potencial disponible, nidesde el punto de vista de los costes asocia-dos a las distintas tecnologías.

El mix considerado en este punto es portanto homogéneo tanto en términos de tec-nologías (igual potencia nominal de cada tec-nología), como en términos de reparto espa-cial, pues hemos asumido que para cadatecnología se instala la misma potencia entodas las provincias con recurso. Por tanto,

constituye una situación especialmente des-favorable, porque tanto entre tecnologías,como entre las distintas provincias para unatecnología dada, existe una gran variedad dedisponibilidad de recurso energético.

En la Figura-259 mostramos el valor del fac-tor de capacidad peninsular de cada una delas tecnologías consideradas, así como delas series obtenidas al ir añadiendo y pro-mediando las series temporales peninsula-res de las distintas tecnologías. El factor decapacidad oscila entre CF = 90% y CF =9,04% para las distintas tecnologías, yalcanza un valor de CF = 37,25% para elmix. [Ver Figura 259].

En la Figura-260 mostramos la cuantifica-ción de la variabilidad temporal del mix de


238

Figura 260 Desviación tipo de la serie temporal peninsular de cada una de las tecnologíasconsideradas en el mix homogéneo, así como de las series obtenidas al ir añadiendo y promediandolas series temporales peninsulares de las distintas tecnologías.

Análisis temporal

239Figura 261 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada a un mix homogéneo(provincial y tecnológicamente) basado en las siguientes tecnologías: hidroeléctrica en régimenespecial, eólica terrestre, eólica marina, termosolar, fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.

Figura 262 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada a un mix homogéneo(provincial y tecnológicamente) basado en las siguientes tecnologías: hidroeléctrica en régimenordinario, hidroeléctrica en régimen especial, eólica terrestre, eólica marina, termosolar,fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.

generación considerado, en términos de ladesviación tipo de la serie temporal degeneración potencial resultante, comparadacon la serie de cada una de las tecnologías.La desviación tipo oscila entre σ = 0,2730MW/MWinst y σ = 0 para las distintas tecno-logías, y alcanza un valor de σ = 0,0655MW/MWinst para el mix tecnológico, mos-trando el importante efecto de la regulariza-ción de la capacidad de generación asociadoa la diversidad tecnológica. [Ver Figura 260

En la Figura-261 mostramos la serie temporalde disponibilidad de potencia peninsular aso-ciada a un mix homogéneo (provincial y tec-nológicamente) basado en las siguientes tec-nologías: hidroeléctrica en régimen especial,

eólica terrestre, eólica marina, termosolar,fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificacióny olas. En la Figura-262 mostramos la seriede potencias resultante al añadir la hidroe-léctrica en régimen ordinario operada sinasumir participación en la regulación, y en laFigura-263 mostramos la serie de potenciasresultante al añadir la biomasa y la geotérmi-ca. En este último caso, la potencia disponi-ble a nivel peninsular a lo largo de todo elaño oscila entre (P/PN)max = 0,6049 y (P/PN)min

= 0,2074, o bien, en términos de la máximapotencia disponible (P/Pmax)max = 1 y (P/Pmax)min

= 0,3428. Como podemos observar, la serieresultante de potencia disponible a nivelpeninsular es bastante más regular, tanto anivel diario como estacional, que la que nos


240 Figura 263 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada a un mix homogéneo(provincial y tecnológicamente) basado en las siguientes tecnologías: biomasa, geotérmica,hidroeléctrica en régimen ordinario, hidroeléctrica en régimen especial, eólica terrestre, eólicamarina, termosolar, fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.

Análisis temporal

241Figura 264 Visualización cualitativa de la evolución horaria del déficit de generación al sustraer de laserie de demanda adimensionalizada con la demanda máxima la serie de capacidad de generaciónadimensionalizada con la capacidad de generación máxima.

Figura 265 Visualización cualitativa de la evolución horaria del déficit de generación al sustraer de laserie de demanda adimensionalizada con la demanda máxima la serie de capacidad de generaciónadimensionalizada con la capacidad de generación nominal.

proporcionaban la mayoría de las tecnologí-as a nivel peninsular. También podemosobservar en estas figuras cómo el mixhomogéneo representa un recurso energéti-co ligeramente dominante en los primerosmeses del año, aunque la regularidadaumenta durante los meses centrales delaño. [Ver Figuras 261 a 263].Con la finalidad de obtener una primera eva-luación del acoplamiento temporal de laserie de generación peninsular potencial y lade la demanda eléctrica peninsular, en laFigura-264 mostramos una primera visualiza-ción cualitativa de la evolución horaria deldéficit de generación al sustraer de la serie dedemanda adimensionalizada con la demandamáxima la serie de capacidad de generaciónadimensionalizada con la capacidad de gene-ración máxima. En la Figura-265 mostramosla misma información pero adimensionalizan-do la capacidad de generación con la potencianominal instalada. [Ver Figuras 264 y 265].

Estas figuras tan sólo nos proporcionanuna primera visualización del acoplamien-to generación-demanda, pero de ningúnmodo permiten concluir sobre la existen-cia de déficit de capacidad de generaciónreal en un momento determinado, puescada una de las dos series está adimensio-nalizada con una referencia distinta (Dmax

para la demanda y Pmax o PN para la gene-ración). Esto puede apreciarse claramen-te al comparar las Figuras 264 y 265: alcambiar el valor de referencia para laserie de generación pasando de Pmax a PN

aparentemente aumenta mucho el tiem-po con déficit positivo, lo cual está sim-plemente asociado al hecho de haberaumentado el valor de la referencia adop-tada para adimensionalizar la serie degeneración potencial (Pmax < PN).

A pesar de esto, si como primera aproxima-ción7 adoptáramos como instante crítico a lolargo del año el que presenta un valor máxi-mo del déficit en los términos de {D/Dmax -P/PN}, la potencia nominal mínima del mixde generación considerado para cubrir lademanda en ausencia de otra regulaciónque no sea el disipar el exceso de capacidadde generación, sería de PN,min = 147 GWp.Sin embargo, como mostraremos en elsiguiente punto, esta potencia nominal esinviable de implementar con un mix homo-géneo en tecnologías por superar lostechos de potencia disponible peninsular enalgunas de las tecnologías.

4.3.3. Evaluación preliminar del mix-1

En (IIT, 2005) propusimos un primer mixdestinado a cubrir la demanda eléctrica, conuna potencia nominal de PN = 180 GWp yuna capacidad de generación de 500TW.h/a, lo cual nos proporcionaba margenaparentemente suficiente (rendimiento deregulación de 56%) para cubrir la demandade 280 TW.h/a. Sin embargo, para poderdefinir la potencia nominal realmente nece-saria es preciso proceder a analizar el aco-plamiento temporal entre generación ydemanda.

En este punto vamos a realizar un análisispreliminar de un mix de generación homo-géneo espacialmente (igual potencia entodas las provincias para cada tecnología),pero con un reparto de potencias entre lasdistintas tecnologías como la del mix preli-minar propuesto en (IIT, 2005). Denomina-remos mix-1 a este mix de generación.

En la Figura-266 mostramos el factor decapacidad peninsular de cada una de las


242

7 Tal y como comentaremos más adelante, éste no constituye realmente el instante crítico, requiriéndose realmente lacomparación dimensional entre demanda y capacidad de generación.

Análisis temporal

243Figura 266 Factor de capacidad peninsular de cada una de las tecnologías consideradas en el mix-1,así como de las series obtenidas al ir añadiendo y promediando las series temporales peninsularesde las distintas tecnologías empleadas.

Figura 267 Desviación tipo de la serie temporal peninsular de cada una de las tecnologíasconsideradas en el mix-1, así como de las series obtenidas al ir añadiendo y promediando las seriestemporales peninsulares de las distintas tecnologías empleadas.

tecnologías consideradas en el mix-1, asícomo de las series obtenidas al ir añadiendoy promediando las series temporales penin-sulares de las distintas tecnologías emplea-das. El factor de capacidad del mix peninsu-lar resultante es de CF = 30,96%. En laFigura-267 mostramos la desviación tipo dela serie temporal peninsular de cada una delas tecnologías consideradas en el mix-1, asícomo de las series obtenidas al ir añadiendoy promediando las series temporales penin-sulares de las distintas tecnologías emplea-das. La desviación tipo de la serie de poten-cia del mix peninsular resultante es de σ =0,1111 MW/MWinst. [Ver Figuras 266 y 267].

En la Figura-268 mostramos la serie tempo-ral de disponibilidad de potencia peninsularasociada al mix-1 (provincialmente homogé-neo) basado en las siguientes tecnologías:hidroeléctrica en régimen especial, eólicaterrestre, eólica marina, termosolar, fotovol-taica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.En la Figura-269 mostramos la serie depotencias resultante al añadir la hidroeléctri-ca en régimen ordinario operada sin asumirparticipación en la regulación, y en la Figura-270 mostramos la serie de potencias resul-tante al añadir la biomasa y la geotérmica. Eneste último caso, la potencia disponible anivel peninsular a lo largo de todo el año osci-la entre (P/PN)max = 0,6171 y (P/PN)min = 0,0649,o bien, en términos de la máxima potenciadisponible (P/Pmax)max = 1 y (P/Pmax)min = 0,1051.Como podemos observar, la serie resultantede potencia disponible a nivel peninsular parael mix-1 es bastante más irregular, que lacorrespondiente al mix homogéneo analiza-do en el punto anterior. Esto constituye unaclara indicación de la gran relevancia de ladiversidad tecnológica de cara a regularizar lacapacidad de generación anual.

También podemos observar en estas figu-ras cómo el mix-1 proporciona un recursoenergético dominante en los meses centra-les del año, en los que también hay unamayor regularidad de la capacidad de gene-ración. Por tanto, al comparar con el mixhomogéneo analizado en el punto anterior,vemos cómo la modificación del mix conlle-va una modificación que puede llegar a sersignificativa de la distribución temporal de lacapacidad generación. [Ver Figuras 268 a 270].

Con la finalidad de obtener una primera eva-luación del acoplamiento temporal de laserie de generación peninsular potencial y lade la demanda eléctrica peninsular, en laFigura-271 mostramos una primera visuali-zación cualitativa de la evolución horaria deldéficit de generación al sustraer de la seriede demanda adimensionalizada con lademanda máxima la serie de capacidad degeneración adimensionalizada con la capaci-dad de generación máxima. En la Figura-272mostramos la misma información pero adi-mensionalizando la capacidad de genera-ción con la potencia nominal instalada. [VerFiguras 271 y 272].

Estas figuras tan sólo nos proporcionan unaprimera visualización del acoplamientogeneración-demanda, pero de ningún modopermiten concluir sobre la existencia dedéficit de capacidad de generación real enun momento determinado, pues cada unade las dos series está adimensionalizadacon una referencia distinta (Dmax para lademanda y Pmax o PN para la generación).Esto puede apreciarse claramente al compa-rar las Figuras 271 y 272: al cambiar el valorde referencia para la serie de generaciónpasando de Pmax a PN aparentemente aumen-ta mucho el tiempo con déficit positivo, lo


244

Análisis temporal

245Figura 268 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada al mix-1 (provincialmentehomogéneo) basado en las siguientes tecnologías: hidroeléctrica en régimen especial, eólica terrestre,eólica marina, termosolar, fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.

Figura 269 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada al mix-1(provincialmente homogéneo) basado en las siguientes tecnologías: hidroeléctrica en régimenordinario, hidroeléctrica en régimen especial, eólica terrestre, eólica marina, termosolar,fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.


246 Figura 270 Serie temporal de disponibilidad de potencia peninsular asociada al mix-1(provincialmente homogéneo) basado en las siguientes tecnologías: biomasa, geotérmica,hidroeléctrica en régimen ordinario, hidroeléctrica en régimen especial, eólica terrestre, eólicamarina, termosolar, fotovoltaica azimutal, fotovoltaica edificación y olas.

Figura 271 Visualización cualitativa de la evolución horaria del déficit de generación al sustraer de laserie de demanda adimensionalizada con la demanda máxima la serie de capacidad de generaciónadimensionalizada con la capacidad de generación máxima.

Análisis temporal

247Figura 272 Visualización cualitativa de la evolución horaria del déficit de generación al sustraer de laserie de demanda adimensionalizada con la demanda máxima la serie de capacidad de generaciónadimensionalizada con la capacidad de generación nominal.

Figura 273 Potencias nominales requeridas por el mix homogéneo y el mix-1 (con homogeneidadprovincial) como porcentaje de los techos de potencia disponibles, al asumir como instante crítico elcorrespondiente al valor máximo de {D/Dmax - P/PN} y despreciar toda capacidad de regulaciónexcepto la disipación del excedente de capacidad de generación.

cual está simplemente asociado al hecho dehaber aumentado el valor de la referenciaadoptada para adimensionalizar la serie degeneración potencial (Pmax < PN).

A pesar de esto, si como primera aproxima-ción8 adoptáramos como instante crítico a lolargo del año el que presenta un valor máxi-mo del déficit en los términos de {D/Dmax -P/PN}, la potencia nominal mínima del mixde generación considerado para cubrir lademanda en ausencia de otra regulaciónque no sea el disipar el exceso de capacidadde generación, sería de PN,min = 308 GWp

(significativamente superior a los 180 GWp

preliminarmente asumidos). Sin embargo,como mostramos en la Figura-273, estapotencia nominal es inviable de implemen-tar con el mix-1 por superar los techos depotencia disponible peninsular en algunasde las tecnologías, al igual que sucede en elcaso del mix homogéneo. En concreto, elmix homogéneo requiere un uso excesivo

de hidroeléctrica en régimen especial y degeotérmica, mientras que el mix-1 conduce aun requerimiento excesivo de las dos hidro-eléctricas. Sin embargo, esta figura tam-bién nos muestra como otras tecnologíasestán infrautilizadas en estos dos mix. [VerFigura 273].

Debemos recordar que esta evaluación delmix-1 se ha basado en una suposición dehomogeneidad provincial, cuando para cadatecnología existen diferencias muy importan-tes en la disponibilidad de recurso energéticoen cada emplazamiento. Eligiendo para cadatecnología las provincias de mejor potencialenergético se consigue reducir mucho elrequerimiento de potencia nominal a instalar(si bien se pierde algo del efecto de regulari-zación asociado a la dispersión espacial). Porotro lado, esta evaluación se ha basado endespreciar toda capacidad de regulación delsistema excepto la disipación del excedentede capacidad de generación.


248

Figura 274 Disponibilidad de potencia, en relación a la potencia nominal instalada, de las distintastecnologías (con homogeneidad peninsular) en el instante de tiempo crítico en términos de {D/Dmax -P/PN}max para el mix-1 (t = 8276 h; 11 diciembre a las 20 h).

8 Tal y como comentaremos más adelante este no constituye realmente el instante crítico, requiriéndose realmente lacomparación dimensional entre demanda y capacidad de generación.

Aprovechando las capacidades de regula-ción que ofrecen algunas de las tecnologíasempleadas existe un gran potencial dereducción de la necesidad de potencianominal a instalar. En concreto, y dejandode lado la capacidad de regulación que pro-porcionan las 15 h de almacenamiento enlas centrales termosolares, las tecnologíashidroeléctrica, biomasa y geotérmica pro-porcionan una importante capacidad deregulación, que en términos energéticos yde potencia supone 191,7 TW.h/a y 38,5GWp para el potencial disponible y 91,0TW.h/a y 25,0 GWp para el mix-1 dimensio-nado con 180 GWp de potencia nominal.Veremos que el aspecto más crítico de laregulación será en términos de potencia(cobertura de picos aislados de déficit depotencia con pocas implicaciones energéti-cas). En estas tres tecnologías (hidroeléctri-ca, biomasa y geotérmica) es posibleaumentar la capacidad de regulación depotencia disponible a lo largo de todo el añoal instalar mayor potencia, utilizada conmenor CF, a fin de no superar el techo degeneración disponible (IIT, 2005).

Para el mix-1 el instante crítico en términosde {D/Dmax - P/PN}max tiene lugar en la hora t =8276 h, que corresponde a las 20 h del 11de diciembre, y es por tanto un pico asocia-do a los sistemas de calefacción que sepodría resolver fácilmente desde el puntode vista de la gestión de la demanda y la efi-ciencia energética. En cuanto al resto detecnologías, en la Figura-274 mostramos ladisponibilidad de potencia, en relación a lapotencia nominal instalada, de las distintastecnologías (con homogeneidad peninsular)en este instante de tiempo. Como podemosver, las tecnologías que mayor disponibili-dad presentan en este instante de tiempo

para cubrir la demanda son además de lasya comentadas (hidroeléctrica, biomasa ygeotérmica), las dos eólicas (marina yterrestre). [Ver Figura 274].

Reduciendo el CF anual de la biomasa ygeotérmica y aprovechando la capacidad deregulación de la hidroeléctrica, podemosreducir la capacidad instalada de otras tec-nologías muy poco efectivas en el instantecrítico, consiguiendo cubrir la demanda conuna potencia total instalada significativa-mente inferior. Respecto a la hidroeléctricadebemos resaltar que hasta ahora hemosconsiderado que está explotada de formaproporcional al producible, lo cual conduce aque en el instante crítico para el mix-1 (t =8276 h) esté operando con potencia consi-derablemente inferior a la instalada (P/PN =0,459 para el régimen especial y P/PN =0,275 para el régimen ordinario), mientrasque realmente toda la potencia nominal ins-talada está disponible para cubrir un déficitpuntual de potencia (efecto despreciable entérminos de volumen de agua).

4.3.4. Otros mix de generación

Vamos a modificar el mix-1 en la líneacomentada en el punto anterior con el fin depoder reducir la potencia nominal instaladagarantizando la cobertura de la demandadurante todo el año. Vamos a denominar aeste mix-2. En concreto, las modificacionesintroducidas son:

· Aumentar la potencia de biomasa de 12,7GWp a 16 GWp con CF = 0,85 (todavía lejosdel techo de 19,45 GWp) y reducir su CFanual del 85% al 75% con el fin de poder dis-poner de una potencia instalada de 18,1 GWp

para cubrir puntas de déficit de potencia.

Análisis temporal

249

· Aumentar la potencia geotérmica de 1,7GWp hasta su techo peninsular, y reducirsu CF anual del 90% al 75% con el fin depoder disponer de una potencia instaladade 2,98 GWp para cubrir puntas de déficitde potencia.

· Aumentar la contribución porcentual deeólica y olas en el mix peninsular.

En estas condiciones, considerando la capaci-dad de regular en potencia con las hidroeléc-tricas, añadiendo una capacidad de bombeohidroeléctrico de 4 GW, y sin tener en cuentalos incrementos de la eólica y olas introduci-dos en el mix, ya dispondríamos para el ins-tante crítico en términos de {D/Dmax - P/PN}max

del mix-1 (t = 8276 h; 11 diciembre a las 20 h)de una potencia adicional de 21,29 GW paracubrir esa punta de déficit, por lo que se redu-ciría mucho el requerimiento de potencianominal total a instalar.

Pero al modificar los repartos porcentualesentre tecnologías se modifica también elinstante crítico en términos de {D/Dmax -P/PN}max, que para el mix-2 pasa a ser t = 357h (14 enero a las 21 h), que sin embargosigue correspondiendo a un pico de la tem-porada de calefacción. En estas condicio-nes, y teniendo en cuenta la capacidad deregular introducida para la hidroeléctrica, labiomasa y la geotérmica, la potencia nominalrequerida para conseguir cubrir la demandaes de 146 GWp, mientras que sin considerarla capacidad de regulación de potencia deestas tres tecnologías, la potencia nominaltotal requerida sería de 286 GWp (la gran dife-rencia está asociada a la exigencia de verseobligados a cubrir el déficit de potencia contecnologías que tienen un valor muy bajo deP/PN en el instante crítico, conduciendo a ungran sobredimensionado de la potencia

nominal de estas tecnologías (a lo largo delaño se usan con CF muy bajo).

Este mix con 146 GWp de potencia nominalusa el recurso energético de todas las tecno-logías consideradas considerablemente pordebajo de su techo recogido en (IIT, 2005).

Es de resaltar que en este mix no hemosaumentado la potencia hidroeléctrica insta-lada respecto a la que figura en el techopara 2050 (IIT, 2005). Todavía sería posibleaumentar más la potencia hidroeléctrica ins-talada, operándola con un menor CF anual afin de no superar el recurso anual disponi-ble, para disponer de mayor potencia desti-nada a la cobertura de los picos de déficit depotencia, lo cual nos conduciría a un menorrequerimiento de potencia nominal total ins-talada en el sistema de generación al dedicartecnologías de elevada disponibilidad a lacobertura de estos picos. De hecho los resul-tados anteriores se obtuvieron para un mixcon repartos porcentuales de tecnologíasdeducidos de la disponibilidad de cada unade ellas, pero el requerimiento considera-blemente inferior de potencia nominal totalconlleva una reducción de la potencia nomi-nal de cada tecnología, y en concreto se venreducidas las potencias de las tres tecnolo-gías consideradas para regulación (hidroe-léctrica, biomasa y geotérmica), conducien-do a una exigencia de potencia totalinstalada mayor de la que sería necesaria. Siimponemos las potencias de hidroeléctrica,biomasa, geotérmica y olas en el mix, lastres primeras en los valores anteriormentecomentados y la última incrementada res-pecto al valor de partida del mix-1 por sumayor disponibilidad en el instante crítico, yrespetando la participación porcentual delas otras tecnologías establecidas para el


250

mix-2, el instante crítico en términos de{D/Dmax - P/PN}max vuelve a ser el del mix-1 (t =8276 h; 11 diciembre a las 20 h), y el reque-rimiento de potencia nominal total a instalarpara cubrir la demanda es de 119 GWp.

En estas condiciones (mix-2 con 119 GWp) eldesarrollo requerido de la biomasa a nivelpeninsular ocupa un 15,37% del territorio. Siintentamos reducir las necesidades de ocu-pación de superficie peninsular acotando eldesarrollo de la biomasa desde un 75% desu potencial hasta un 60% la potencia nomi-nal total requerida para cubrir la demanda enel instante crítico en términos de {D/Dmax -P/PN}max pasaría a ser de 125 GWp.

En la Figura-275 mostramos la posibleconfiguración de un mix-2 con 185 GWp depotencia nominal instalada, valor que a la

vista de los resultados anteriormente pre-sentados supone un sobredimensionado(55,5%) suficientemente elevado comopara garantizar la seguridad de suministro.Las tecnologías con capacidad de regula-ción aportan 153 TW.h/a y 35 GWp congran disponibilidad a lo largo de todo elaño, valores que parecen más que sufi-cientes para hacer frente a una demandaanual de 280 TW.h/a con una punta dedemanda de 45 GW. En la Figura-276 mos-tramos gráficamente la distribución depotencias y de capacidad de generaciónpotencial de este mix-2, y en la Figura-277la evolución horaria a lo largo de todo elaño de la potencia disponible por este mix.[Ver Figuras 275 y 276].

En la Figura-278 mostramos la evolucióntemporal del déficit adimensional del mix-2

Análisis temporal

251

Figura 275 Composición, capacidad de generación y ocupación del territorio del mix-2 con 185 GWp

de potencia nominal instalada.

Potencia (GWp) Generación (TW.h/año) Desarrollo potencial (%) Ocupación territorio (%)

Demanda eléctrica - 280 - -

Hidroeléctrica (P >10 MW) 16,6 30,7 100,0 -

Minihidráulica (P < 10 MW) 2,2 6,9 100,0 -

Eólica Terrestre 37,1 96,8 4,1 2,3

Eólica marina 11,1 30,3 6,8 -

Fotovoltaica integrada 10,0 7,9 2,0 -

Fotovoltaica azimutal 9,6 17,6 1,4 0,1

Biomasa residual y biogás 8,3 54,2 100,0 -

Cultivos energéticos 3,2 21,1 60,0 3,8

Cultivos forestales de rotación rápida 2,9 19,1 50,0 2,9

Monte bajo 1,3 8,6 50,0 4,7

Biomasa total 15,7 103,0 - 11,4

Solar termoeléctrica 37,0 131,5 1,4 0,2

Chimenea solar 0,0 0,0 0,0 0,0

Olas 42,2 35,2 50,0 -

Geotérmica HDR 3,0 19,6 100,0 0,0002

TOTAL renovables 185 480 - 14,0


252 Figura 276 Reparto porcentual de potencias y capacidad de generación de las distintas tecnologíasconsideradas en el mix-2 con 185 GWp de potencia nominal instalada.

Figura 277 Evolución temporal de la potencia disponible a nivel peninsular con el mix-2, en términosrelativos a la potencia nominal instalada.

Análisis temporal

253Figura 278 Evolución temporal del déficit adimensional del mix-2 en términos de {D/Dmax - P/PN}. Lapotencia nominal mínima para cubrir la demanda en el instante crítico es PN,min = 125 GWp al haceruso de la capacidad de regulación de la hidroeléctrica, biomasa y geotérmica, mientras que sinemplear esta capacidad de regulación se requeriría una PN,min = 231 GWp.

Figura 279 Evolución horaria anual del déficit dimensional para el mix-2 con PN = 185 GWp.

en términos de {D/Dmax - P/PN}, mientras queen la Figura-279 mostramos la evoluciónhoraria anual del déficit dimensional para elmix-2 con PN = 185 GWp. Como podemosobservar, el déficit dimensional de potenciase encuentra repartido por las temporadasde invierno-otoño, con una punta máxima de14,1 GW, del orden de 7 GW inferior a lapotencia rodante disponible con hidroeléctri-ca, biomasa y geotérmica, por lo que existemargen más que suficiente para su cobertu-ra, y un contenido energético relativamentepequeño. [Ver Figura 277].

En la Figura-280 mostramos la evolución dela capacidad de generación horaria anual delmix-2 con 185 GWp, junto a la de la demandapeninsular. Como podemos ver, el mix-2 pro-porciona un gran exceso de capacidad degeneración a lo largo de todo el año. En tér-minos energéticos, la capacidad de genera-ción anual de este mix supone un exceso de

201 TW.h/a que es preciso disipar en un sis-tema de suministro eléctrico, pero quepodrían aprovecharse en un sistema integra-do de suministro energético. En términos depotencia, el mix-2 proporciona un máximode {P-D}max = 79,25 GW en t = 2464 h (12abril a las 16 h). Como vemos, este excesode potencia disponible es muy elevado (un176% de la demanda peninsular máxima),incidiendo todavía más en lo apropiado deintegrar el suministro eléctrico con el restode suministros energéticos. [Ver Figura 280].

En la Figura-281 mostramos un mix degeneración (mix-3) con menor participaciónde las olas, y mayor participación termoso-lar y eólica, con 260 GWp de potencia nomi-nal total instalada. [Ver Figura 281].

En la Figura-282 mostramos el reparto por-centual de potencias y capacidad de genera-ción de las distintas tecnologías consideradas


254 Figura 279 Evolución horaria anual del déficit dimensional para el mix-2 con PN = 185 GWp.

Análisis temporal

255Figura 280 Evolución de la capacidad de generación horaria anual junto a la de la demandapeninsular, para el mix-2 con 185 GWp de potencia nominal instalada.





Hidroeléctrica (P >10 MW) 16,6 30,7 100 -

Minihidráulica (P < 10 MW) 2,2 6,9 100 -

Eólica Terrestre 73,2 191,0 8 4,5

Eólica marina 33,0 89,7 20 -


Fotovoltaica azimutal 14,2 26,1 2 0,18

Biomasa residual y biogás 8,25 54,2 100 -

Cultivos energéticos 3,75 24,6 70 4,4

Cultivos forestales de rotación rápida 2,91 19,1 50 2,9

Monte bajo 0,26 1,7 10 0,9

Biomasa total 15,2 99,7 - 8,2


Olas 16,9 14,1 20 -

Geotérmica HDR 2,7 17,6 90 0,0

TOTAL renovables 259,6 755,3 - 13,3

en el mix-3. Este mix-3, con una capacidadanual de generación de 733 TW.h/a (262%de la demanda eléctrica peninsular para elaño 2050), permite en el caso de una integra-ción energética, proporcionar una fracciónsignificativa del resto de demanda total. [VerFigura 282].

En la Figura-283 mostramos la evoluciónhoraria anual del déficit dimensional para elmix-3 con PN = 260 GWp. El déficit máximose sitúa en t = 346 h (14 de enero a las 10 h)y alcanza un valor de 11,4 GW, considera-blemente inferior a la potencia rodante pro-porcionada por la hidroeléctrica, biomasa y

geotérmica implementadas en este mix,que asciende a 19,3 GW (169% del déficitmáximo) en este instante de tiempo (poten-cia obtenida al incrementar la potencia deestas tecnologías desde su valor previstoen este instante de tiempo con el modo deoperación elegido, hasta su potencia nomi-nal). De hecho, si añadimos la posibilidad dehibridar la termosolar con biomasa, la poten-cia rodante en el instante de tiempo crítico(t = 346 h) ascendería a 87,8 GW, que cons-tituye un 770% del déficit de potencia exis-tente por la generación regular, por lo que elmix-3 con 260 GWp podría considerarsemuy sobredimensionado para cubrir la


256

Figura 282 Reparto porcentual de potencias y capacidad de generación de las distintas tecnologíasconsideradas en el mix-3 con 260 GWp de potencia nominal instalada.

demanda eléctrica, lo cual se aprecia gráfi-camente en la Figura-284 en la que se com-paran la capacidad de generación horariaanual con la demanda. [Ver Figuras 283 y 284].

En las Figuras 285 y 286 mostramos lacontribución de las distintas tecnologíasdel mix-3 con 260 GWp a la cobertura de lademanda en dos instantes de máximovalor del déficit de potencia regular, el t =346 h (14 de enero a las 10 h), y el t =6441 h (25 septiembre a las 9 h). [Ver Figu-ras 285 y 286].

Resulta ilustrativo comparar a nivel anual lascantidades de energía asociadas al déficit, lacapacidad de regulación y la disipación. Parael mix-3 con 260 GWp de potencia nominalinstalada, el déficit acumulado a lo largo detodo el año por los picos de potencia defici-taria es sólo de 0,4 TW.h/a, mientras quelos requerimientos de disipación anual en elcaso de dedicar este mix a la cobertura sólo

de la demanda eléctrica asciende a 453,1TW.h/a. Resulta evidente que con una míni-ma capacidad de acumulación sería posiblecubrir toda la demanda trasvasando unafracción prácticamente despreciable delexcedente hacia los instantes de potenciadeficitaria, lo cual evitaría recurrir a la poten-cia rodante de otras tecnologías con eleva-da disponibilidad (obtenida a base de dismi-nuir su CF anual). De hecho, en el mix-3, lacapacidad de generación de las tecnologíaselegidas para regular (hidroeléctrica, bioma-sa y geotérmica) asciende a 148 TW.h/a.

Como criterio de dimensionado para un mixde generación basado en renovables, podría-mos adoptar el que cumpliera con unosexcesos suficientes de potencia rodanterespecto a la potencia deficitaria máxima, yde energía disponible con capacidad deregulación respecto a déficit energéticoanual. Unos valores apropiados podrían serlos siguientes:

Análisis temporal

257

Figura 283 Evolución horaria anual del déficit dimensional para el mix-3 con PN = 260 GWp.


258

Figura 285 Contribución de las distintas tecnologías del mix-3 con 260 GWp a la cobertura de lademanda en t = 346 h (14 enero a las 10 h).

Figura 284 Evolución de la capacidad de generación horaria anual junto a la de la demandapeninsular, para el mix-3 con 260 GWp de potencia nominal instalada.

Bajo estos parámetros, el mix-3 estaría muysobredimensionado si su función fueraexclusivamente la cobertura de la demandaeléctrica.

Sin embargo, como ya hemos apuntadoanteriormente, el hecho de que los siste-mas de generación basados en renovablesconduzcan a un elevado requerimiento dedisipación energética para regular la gene-ración igualándola a la demanda a lo largode todo el año (lo cual queda claramenteilustrado por la Figura-284 en el caso del

mix-3), apunta la conveniencia de integrarel sistema de suministro energético paravalorizar esta capacidad de generación.Además, como indicábamos en (IIT, 2005)esto tendría la gran ventaja de permitirencaminar hacia la sostenibilidad simultá-neamente a todo el sistema energético, ycon el ritmo asumible por el sector eléctri-co (bastante mayor que el que cabe espe-rar en otros sectores dispersos como edifi-cación y transporte), en lugar de limitar latransición hacia la sostenibilidad en los pla-zos de tiempo disponibles sólo al porcenta-je relativamente bajo del sistema energéti-co representado por la demanda eléctricacon los patrones de uso eléctrico actuales.La demanda de energía final para el año2050 que estamos asumiendo es de 1.525TW.h/a (IIT, 2005). Asumiendo que lademanda adicional a la eléctrica se reparta

Eregulación

Edéficit ≥125

Prodante

{Pdéficit }max ≥115

Análisis temporal

259

Figura 286 Contribución de las distintas tecnologías del mix-3 con 260 GWp a la cobertura de lademanda en t = 6441 h (25 septiembre a las 9 h).

en un 60% para la demanda térmica (sectoredificación) y un 40% para el sector trans-porte, y que la demanda térmica cubiertacon energía eléctrica proporcione un rendi-miento total9 de conversión del 90%, mien-tras que la demanda del sector transportese cubra en un 75% con vehículos eléctri-cos (rendimiento global del 70% para el2050, cuando en la actualidad se encuentraen torno a un 66%) y un 25% con hidrógeno(rendimiento global del 25% para el año2050, cuando en la actualidad se encuentraen torno a un 22%)10, la demanda eléctricaadicional para el 2050 sería de 1862 TW.h/a.La energía disipada con el mix-3 de 260GWp de potencia nominal (453 TW.h/a) yapermitiría cubrir un 24,3% de esta demandaenergética adicional.

4.3.4.1. Cobertura demanda eléctrica

En este apartado vamos a centrarnos en elanálisis de algunos mix destinados a lacobertura sólo de la demanda eléctrica.

Como hemos visto en el punto anterior,intentar cubrir prácticamente toda la potenciademandada con la potencia regular del mixrenovable nos conduce a una situación con laexigencia de una gran disipación de energía alo largo del año (basta echar un ojo a las Figu-ras 280 y 284 para los mix-2 y mix-3). Ade-más, esos mix incorporan tecnologías conuna capacidad de regulación importante,tanto en términos energéticos como depotencia, quedando en general muy sobre-dimensionados los excesos de energía ypotencia para regular. Todo esto hace pen-sar que, en el caso de que estuviéramosinteresados en la cobertura de sólo la

demanda eléctrica, eligiendo de forma ade-cuada las tecnologías que componen el mix,sería posible llegar a mix energéticos conpotencia nominal considerablemente infe-rior y seguir cubriendo la demanda apoyán-donos en la capacidad de regulación de tec-nologías como la hidroeléctrica, la biomasa,la geotérmica y la termosolar hibridada.

En la Figura-287 mostramos la composición,capacidad de generación y territorio peninsu-lar ocupado por el mix-4a con 134 GWp depotencia nominal instalada, ocupando un5,7% de la superficie peninsular. Este mixpresenta el instante crítico, desde el puntode vista del máximo déficit de potencia nomi-nal, en t = 346 h (14 enero a las 10 h), con undéficit de potencia de 21,1 GW. La potenciarodante disponible en este instante de tiem-po (excesos de potencia regular hasta nomi-nal en la hidroeléctrica de RO, la biomasa y lageotérmica, junto con el bombeo hidroeléc-trico y la hibridación termosolar) asciende a59,2 GW, representando un porcentaje del281% del déficit, considerablemente supe-rior al 115% que nos habíamos marcadocomo objetivo. El déficit energético de lapotencia regular en este mix es de 11,72TW.h/a, mientras que la generación disponi-ble en las tecnologías regulables asciende a117 TW.h/a, representando un porcentaje del998% del déficit regular, considerablementesuperior al 125% que nos habíamos marcadocomo objetivo. Los requerimientos de disipa-ción de la capacidad de generación de estemix son de 124 TW.h/a. Por tanto podemosconsiderar que incluso este mix con 134GWp de potencia nominal sigue estandosobredimensionado para cubrir sólo lademanda eléctrica. [Ver Figura 287].


260

9 Este valor representa un valor medio muy conservador para la cobertura de demandas térmicas de ACS, calefacción yrefrigeración. En efecto, en el caso de la cobertura de demanda térmica para ACS y calefacción con electricidad exceden-te, este rendimiento incorporaría las pérdidas térmicas en el almacenamiento y transporte, y teniendo en cuenta la capa-cidad de acumulación de los propios edificios, podría ser algo superior al 90%. En el caso de la demanda térmica pararefrigeración, empleando equipos de refrigeración por compresión mecánica, el rendimiento sería del orden del 300%para los equipos actuales, pudiendo llegar al 500% en equipos de refrigeración más eficientes (COP de los equipos derefrigeración).

10 La hipótesis de mejora del rendimiento global de vehículos eléctricos y de vehículos basados en hidrógeno desde susvalores actuales a los del año 2050 es, en línea con el resto de las hipótesis del proyecto, bastante conservadora.

Figura 288 Evolución de la capacidad de generación horaria anual junto a la de la demandapeninsular, para el mix-4a con 134 GWp de potencia nominal instalada.

Análisis temporal

261Figura 287 Composición, capacidad de generación y ocupación del territorio del mix-4a con 134 GWp













Monte bajo 0,0 0,0 0 0,00



Olas 2,5 2,1 3 -



En la Figura-288 mostramos para este mixla evolución horaria anual de la capacidadde generación y la demanda eléctrica.Podemos observar cómo ahora la capaci-dad de generación ya es mucho más acor-de a la demanda, aunque sobre todo en losmeses centrales del año sigue siendonecesaria una gran disipación de capacidadde generación. En la Figura-289 mostramospara este mix la evolución horaria anual deldéficit de potencia, y en la Figura-290 lacontribución de las distintas tecnologías ala cobertura con potencia regular de lademanda en el instante de máximo déficit

de potencia (t = 346 h). Por tanto todavíaqueda margen para reducir la potencianominal instalada. En la Figura-291 mostra-mos la composición tecnológica, capaci-dad de generación y superficie ocupadapor el mix-4b, con 94 GWp de potencianominal, ocupando el 4,4% del territoriopeninsular. En la Figura-292 mostramos lacomposición porcentual por tecnologías dela potencia total instalada y la capacidad degeneración anual. Como vemos, este mixtiene una capacidad de generación poten-cial de 294 TW.h/a, que ya está muy ajus-tada a la demanda. [Ver Figuras 288 a 292].


262

Figura 289 Evolución horaria anual del déficit de potencia dimensional para el mix-4a con PN = 134GWp de potencia nominal instalada.

Análisis temporal

263Figura 290 Contribución de las distintas tecnologías del mix-4a con 134 GWp a la cobertura de lademanda en t = 346 h (14 enero a las 10 h).

Figura 291 Composición, capacidad de generación y ocupación del territorio del mix-4b con 94 GWp








Fotovoltaica integrada 4,9 5,7 1 -

Fotovoltaica azimutal 3,5 6,9 0,5 0,04




Monte bajo 0,0 0,0 0 0,00



Olas 2,5 8,9 3 -




264 Figura 292 Reparto porcentual de potencias y capacidad de generación de las distintas tecnologíasconsideradas en el mix-4b con 94 GWp de potencia nominal instalada.

Análisis temporal

265Figura 293 Evolución de la capacidad de generación horaria anual junto a la de la demandapeninsular, para el mix-4b con 94 GWp de potencia nominal instalada.

Figura 294 Evolución horaria anual del déficit de potencia dimensional para el mix-4b con PN = 94GWp de potencia nominal instalada.

En la Figura-293 mostramos la evoluciónhoraria de capacidad de generación ydemanda a lo largo del año, comprobandoque ahora ambas series están mucho másajustadas. [Ver Figura 293].

En la Figura-294 podemos observar la evo-lución horaria anual del déficit de potenciadimensional, y en la Figura-295 la contribu-ción de cada una de las tecnologías quecomponen el mix a la cobertura de lademanda en el instante crítico de máximodéficit de demanda, que para este mix est = 8276 h (10 diciembre a las 20 h). El mix-4b, con 94 GWp de potencia nominal, pre-senta un déficit anual de energía de 24,4TW.h/a y un requerimiento de disipación decapacidad de generación de 38,6 TW.h/a.

Estos dos valores están ya mucho másequilibrados que en los mix anteriores, ypermitirían plantarse la cobertura total dela demanda con un sistema de acumula-ción que podría llegar a tener un rendi-miento total del 63,2% (=24,4/38,6). [VerFiguras 294 y 295].

Las tecnologías con capacidad de regula-ción que participan en este mix (hidroeléctri-ca RO, biomasa y geotérmica) tienen unacapacidad de generación de 111 TW.h/a.

En cuanto a la potencia, en el instante demáximo déficit de potencia de la capacidadde generación regular (t = 8276 h; 10diciembre a las 20 h), el déficit de 23,6 GWpuede cubrirse con una potencia rodante


266 Figura 295 Contribución de las distintas tecnologías del mix-4b con 94 GWp a la cobertura de lademanda en t = 8276 h (10 diciembre a las 20 h), el instante de máximo déficit de potencia.

(excesos de potencia regular hasta nominalen la hidroeléctrica de RO, la biomasa y lageotérmica, junto con el bombeo hidroeléc-trico y la hibridación termosolar) que en esteinstante de tiempo asciende a 49,2 GW.

4.3.4.2. Cobertura demanda total

Como ya hemos comentado en repetidasocasiones, la existencia de un excedente decapacidad de generación al emplear un mixenergético basado en energías renovables,que alcanza valores muy significativos amedida que vamos aumentando la potenciainstalada con el fin de conseguir una mayorseguridad de suministro, indica la conve-niencia de integrar el sistema energéticopara cubrir de forma coordinada las distintasdemandas. En esta situación, todo el exce-dente de la capacidad de generación reno-vable podría valorizarse conduciendo a unamejora significativa de los costes totales delsistema de suministro energético, y a unaaceleración del crecimiento de la fracciónde cobertura renovable en otros sectoresmás difíciles de reconducir hacia la sosteni-bilidad que el de suministro eléctrico (edifi-cación, industrial y transporte).

La demanda de energía final para el año2050 que estamos asumiendo es de 1.525TW.h/a (IIT, 2005).

Asumiendo que la demanda adicional a laeléctrica se reparta en un 60% para lademanda térmica (sector edificación e indus-trial) y un 40% para el sector transporte, y

que la demanda térmica cubierta con ener-gía eléctrica proporcione un rendimientototal11 de conversión del 90%, mientras quela demanda del sector transporte se cubraen un 75% con vehículos eléctricos (rendi-miento global del 70% para el 2050, cuandoen la actualidad se encuentra en torno a un66%) y un 25% con hidrógeno (rendimientoglobal del 25% para el año 2050, cuando enla actualidad se encuentra en torno a un22%)12, la demanda eléctrica adicional parael 2050 sería de 1.862 TW.h/a, conduciendoa un rendimiento global de transformaciónen el resto de sectores energéticos del66,9%13. Esta demanda constituiría el objeti-vo de energía a disipar por un mix de gene-ración eléctrica destinado a la coberturasimultánea de la demanda energética total.

En la Figura-296 mostramos la composición,capacidad de generación y ocupación delterritorio del mix-5 con 851 GWp de potencianominal instalada, que ocupa el 14,9% delterritorio peninsular. En la Figura-297 presen-tamos el reparto porcentual de potencias ycapacidad de generación de las distintas tec-nologías consideradas en este mix.

En la Figura-298 mostramos la evolución dela capacidad de generación horaria anualjunto a la de la demanda eléctrica peninsu-lar, y en la Figura-299 la evolución horariaanual del déficit de potencia dimensionalrespecto a la demanda eléctrica peninsular.Como podemos apreciar es en estas dosfiguras, a pesar del gran exceso de potenciaregular disponible a lo largo de todo el año,

Análisis temporal

267

11 Este valor representa un valor medio muy conservador para la cobertura de demandas térmicas de ACS, calefaccióny refrigeración. En efecto, en el caso de la cobertura de demanda térmica para ACS y calefacción con electricidad exce-dente, este rendimiento incorporaría las pérdidas térmicas en el almacenamiento y transporte, y teniendo en cuenta lacapacidad de acumulación de los propios edificios, podría ser algo superior al 90%. En el caso de la demanda térmicapara refrigeración, empleando equipos de refrigeración por compresión mecánica, el rendimiento sería del orden del300% para los equipos actuales, pudiendo llegar al 500% en equipos de refrigeración más eficientes (COP de los equiposde refrigeración).

12 La hipótesis de mejora del rendimiento global de vehículos eléctricos y de vehículos basados en hidrógeno desde susvalores actuales a los del año 2050 es, en línea con el resto de las hipótesis del proyecto, bastante conservadora.

13 Notar que este rendimiento global depende de la estructura final y rendimientos de proceso de la demanda energéti-ca adicional a la eléctrica, y puede estar comprendido entre valores por encima del 90% para la cobertura de demandade energía térmica y valores del 70 al 25% para el sector transporte, dependiendo el valor global resultante del peso rela-tivo de cada uno de estos componentes.


268

el mix-5 sigue presentando unos pocos ins-tantes con déficit de potencia regular res-pecto a la demanda eléctrica. Podrían elimi-narse estos picos de déficit aumentando lapotencia nominal instalada de las tecnologíascon mayor contribución en el instante crítico(t = 7584 h; 12 noviembre a las 0 h) como laeólica terrestre (Figura-300), pero esto con-duciría a un incremento innecesario de lapotencia a disipar durante el resto del año yde la ocupación del territorio peninsular.Estos pequeños déficit de demanda eléctri-ca se cubren de forma mucho más efectivacon una gestión de la demanda adecuada, yen ausencia de esta, usando la enormecapacidad de potencia rodante disponibleen este mix o mediante la gestión adecuadade los sistemas de almacenamiento ener-gético. [Ver Figuras 296 a 300].

El déficit eléctrico anual de la potenciaregular del mix-5 es de 0,1 TW.h/a, mien-tras que la generación asociada a las tec-nologías regulables es de 110 TW.h/a.Los requerimientos de disipación de estemix respecto a la demanda eléctrica sonde 2048 TW.h/a, que como vemos permi-tirían hacer frente con creces a la deman-da del resto de sectores energéticos en elcaso de ser cubierta con energía eléctrica(1.862 TW.h/a).

Respecto a la cobertura de la potenciaeléctrica, el instante crítico en términos demáximo déficit es t = 7584 h (12 noviem-bre a las 0 h), y en él el déficit de potenciaregular es de 11,1 GW, mientras que lareserva rodante incluyendo la hibridaciónde la termosolar es de 432 GW.









Fotovoltaica integrada 123,6 142,3 25 -





Monte bajo 0,0 0,0 0 0,00


Solar termoeléctrica 410,8 1.484,6 15 1,99

Olas 8,4 29,6 10 -


TOTAL renovables 850,7 2.389,7 - 14,9

Análisis temporal

269Figura 297 Reparto porcentual de potencias y capacidad de generación de las distintas tecnologíasconsideradas en el mix-5 con 851 GWp de potencia nominal instalada.


270

Figura 299 Evolución horaria anual del déficit de potencia dimensional para el mix-5 con PN = 851GWp de potencia nominal instalada.

Figura 298 Evolución de la capacidad de generación horaria anual junto a la de la demandapeninsular, para el mix-5 con 851 GWp de potencia nominal instalada.

Para terminar este análisis preliminar de losmix de generación basados en renovables,conviene recordar que todos los mix hastaaquí considerados suponen un reparto uni-forme de la potencia de cada tecnología portodas las provincias peninsulares, cuandorealmente se dispone de emplazamientoscon prestaciones muy superiores a otros yque por tanto son los primeros que conven-dría desarrollar. Es decir, todos los resulta-dos presentados hasta aquí son muy conser-vadores por considerar para cada tecnologíalas prestaciones medias peninsulares.A partir de este punto procederemosseleccionando para cada tecnología losemplazamientos en orden de mérito desus actuaciones técnico-económicas ante-riormente presentadas.

Análisis temporal

271Figura 300 Contribución de las distintas tecnologías del mix-5 con 851 GWp a la cobertura de lademanda en t = 7584 h (12 noviembre a las 0 h), el instante de máximo déficit de potencia.

4. Análisis temporal -...

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