Características estructurales de los sistemas insulares de de los sistemas insulares de

Canarias

Integración en red: soluciones para altas penetraciones eólicas en

sistemas insulares Las Palmas 8 y 9 de noviembre

Índice

Generación y red de transporte

Seguridad y coste del suministro

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Regulación

Integración de EERR

Características estructurales de los SEI de Canarias : generación y RdT

■ Sistemas eléctricos aislados, de tamaño reducido a medio y escaso desarrollo de la red de transporte

� El SEI de El Hierro es 80 veces más pequeño que el SEI de G. Canaria (o de Tenerife) y este 75 veces más pequeño que el SEPE.

� Tecnologías de generación ordinaria: turbinas de vapor, ciclos combinados, motores de diésel y turbinas de gas (en los sistemas “pequeños” sólo motores diésel, en los “medianos” sólo motores diésel y turbinas de gas). Diferentes

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diésel, en los “medianos” sólo motores diésel y turbinas de gas). Diferentes características técnicas (min. técnico, tiempo de arranque, rampas de subida/bajada) condicionan su mayor o menor flexibilidad;

� Tamaño del sistema y de los grupos generadores directamente relacionado con la estabilidad;

� Elevado nº de incumplimientos de criterios de seguridad en las redes de transporte. Los incumplimientos en “N-1” se resuelven mediante automatismos de desconexión de carga (mercado) de los que hay actualmente 19 en servicio.

� Elevada concentración de riesgos en determinadas subestaciones. Por ejemplo, el 40-50% del mercado de los SEI de G. Canaria y de Tenerife “cuelga” de las subestaciones de Jinámar 66kV y de Candelaria 66kV respectivamente

�Elevada vulnerabilidad del suministro eléctrico (TIM (T) acumulado 2010 es 260 veces superior al TIM (T) del SEPE en 2009)

Características estructurales de los SEI de Canarias : regulación

■ Inexistencia de un mercado de producción

� Posibilidad de competencia en generación de régimen ordinario muy limitada (fuertes barreras de entrada : emplazamientos, índices de cobertura máximos,..)

� El despacho de generación lo realiza el Operador del Sistema (REE) atendiendo a los costes variables reconocidos de cada grupo generador con el objetivo de garantizar la seguridad de suministro optimizando el coste de explotación

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garantizar la seguridad de suministro optimizando el coste de explotación (atendiendo a lo dispuesto en la normativa de aplicación en los SEIE: RD 1747/2003, ITC/913/2006, ITC/914/2006y Procedimientos de Operación) y maximizando la integración de EERR.

■ Progresiva desintegración de la estructura vertical del suministro

� La estructura del sector eléctrico de Canarias se ha transformando a raíz del RD 1747/2003 que designa a REE como OS y de la Ley 17/2007 que designa a REE como Transportista Unico (*).

� Esta transformación resuelve los potenciales conflictos de interés entre el agente principal y los nuevos entrantes (fundamentalmente EERR)

(*) Esta última se materializa en julio de 2010 con el traspaso de la totalidad de los activos de transporte de los SEIE

(aquellos cuya tensión de explotación ≥ 66kV) a REE.

Características estructurales de los SEI de Canarias : seguridad y

coste del suministro

■ Elevado sobrecoste del suministro eléctrico

� El coste variable medio de generación en los SEIC en el año 2008 (valor máx. en

■ Nula diversificación de materias primas energéticas

� El 94% de la demanda eléctrica se cubre utilizando 2,1MTm de combustibles derivados del petróleo (aprox. 65% fuel-oil y 35% gas-oil, con tendencia a incrementarse la proporción de este último);

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� El coste variable medio de generación en los SEIC en el año 2008 (valor máx. en el período 2006-2009) fue de 146€/MWh (aprox. 2,1 veces el precio medio final, en el mismo período en el SEPE que fue de 69,6€/MWh)

� El coste variable medio de generación de base en el SEI de G. Canaria fue de 114€/MWh

� SIN EMBARGO, el precio de la energía eólica a mercado en 2008 resultó ser de aprox. 100,4€/MWh ;

� El coste fijo medio de generación en los SEIC en 2008 fue de aprox. 32€/MWhAsí el coste medio total del SEIC en 2008 fue 2,5 veces superior al del SEPE

�Elevada vulnerabilidad ante subidas de precio del barril/crisis de oferta

Características estructurales de los SEI de Canarias : integración de EERR (I)

■ Plan Energético de Canarias establece objetivos de integración de EERR

� Instalación de potencia fotovoltaica (AA) : actual 100MW → H2015 160 MW (“mínimo”)

� Instalación de potencia eólica (concurso) : actual 136MW → H2011 678MW → H2015 1025MW (“máximo”)

� Solamente la eólica supondrá el 135% y el 60% de las demandas valle y

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� Solamente la eólica supondrá el 135% y el 60% de las demandas valle y punta (SEI de G. Canaria, similar para otros SEI) en el H2015

�Severas limitaciones “globales”– estabilidad de frecuencia, cobertura de nudo único – a la integración de EERR si no se introducen mejoras sustanciales en la gestión, en las teconologías y sobre todo en la estructura de los SEIC.

�Mejoras en la gestión de los SEIC :

� mejoras en la previsión de las producciones eólica y fotovoltaica;

� introducción de técnicas probabilísticas de programación de la cobertura;

�Modificación del “mix” de generación con el que se realiza la cobertura incorporando más TG en ciclo abierto en detrimento de TV;

Características estructurales de los SEI de Canarias : integración de EERR (II)

�Mejoras en las tecnologías de producción basadas en EERR

� Mejoras en cuanto a la observabilidad/controlabilidad (potencias agregadas – por punto de conexión- superiores a 1MW);

� Mejoras en las características de respuesta (nuevos requisitos en PO SEIE 12.2 orientados a que estas tecnologías contribuyan al funcionamiento estable del sistema, pendiente de aprobación).

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estable del sistema, pendiente de aprobación).

�Mejoras en la estructura de los SEIC :

� desarrollo de las interconexiones submarinas entre islas (propuesta interconexión entre SEI de G. Canarias y SEI Lanzarote-Fuerteventura en la planificación H2012-2020);

� incorporación de sistemas de almacenamiento y regulación a gran escala (fundamentalmente instalaciones de bombeo puro con el único objetivo de estabilizar los SEIC). REE está impulsando su desarrollo desde 2007 (propuestas de modelo regulatorio) y su ejecución desde 2009 (proyectos contemplados en el “Plan Canarias”);

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www.ree.es

GRACIAS POR SU ATENCION

PUNTAS DE POTENCIA MEDIA HORARIA

Punta Periodo(MW)

Fecha Punta Histórica

(MW)Fecha

Gran Canaria 577 12-08-10 604 31-07-07

Tenerife 579 26-01-10 601 08-11-07

9

Fuerteventura 119 12-08-10 126 30-07-07

Lanzarote 143 12-08-10 146 31-07-07

La Palma 49,9 12-08-10 = =

La Gomera 12,5 12-08-10 13,0 31-12-08

El Hierro 7,55 12-08-10 7,76 06-07-09

COBERTURA POR TECNOLOGIA Y POR COMBUSTIBLE

4% 3%

23%

4%

36%

28%

0% 2%

Producción acumulada 2009 por tecnología. Canariasenero - diciembre

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Generación Eólica Resto Régimen Especial Motor Combustión Interna (MCI)

Turbinas Gas (Gas-Oil) Vapor (Fuel-Oil) Ciclo Combinado (Gas-Oil)

Grupos auxiliares Generación Fotovoltaica

65%

34%

1%

FUEL-OIL GAS-OIL DIÉSEL-OIL

�ESTRUCTURA DE LA GENERACIÓN. RÉGIMEN ORDINARIO

37%

4%

44%

15%

Estructura de la generación en régimen ordinario. G ran Canaria

Turbinas de vapor

Motores Combustión Interna

Ciclos Combinados

Turbinas de gas

40%

6%

28%

26%

Estructura de la generación en régimen ordinario. T enerife

Turbinas de vapor

Motores Combustión Interna

Ciclos Combinados

Turbinas de gas

Estructura de la generación en régimen ordinario.

PARQUE GENERADOR (III)

11

77%

23%

Estructura de la generación en régimen ordinario. Lanzarote - Fuerteventura

Diésel oil

T.G. (Gas oil)

100%

Estructura de la generación en régimen ordinario. L a Gomera

Motores Combustión Interna

78%

22%

Estructura de la generación en régimen ordinario. La Palma

Motores Combustión Interna

Turbinas de gas

100%

Estructura de la generación en régimen ordinario. El Hierro

Motores Combustión Interna

Coste variable medio del régimen ordinario en los SEIC

150

90.8100.4

116.1 118.3

146.3

102.6115.1

Comparativa Retribución Eólica Vs Régimen ordinario

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(*) Fuente CNE Información estadística sobre las Ve ntas de Energía del Régimen Especial. Junio de 20 10 (precios para la eólicaacogida a la opción de ventas en el mercado de prod ucción)

(**) Los precios medios de la generación de régimen ordinario en los SEIC pueden consultarse a través de la página web de REE (www.ree.es en el apartado e-sios)

0

50

100

2006 2007 2008 2009 2010 (ene-jul)

90.878.1

100.4

80.568.9

€/M

Wh

EÓLICA RÉGIMEN ORDINARIO

El comportamiento de la fotovoltaica (SEI de Tenerife)

29-11-200912-10-200916-09-2009

Comportamiento de las producciones eólica y fotovoltaica

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El comportamiento de la eólica (SEI de G. Canaria)

En ambos casos se

producen

variaciones muy

importantes y de

difícil predicción

La previsión de la producción eólica (GC).

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Horizonte de previsión: 12 horas

“banda” de error

(relativo) ≤ ±90%

Así por ejemplo, con 300MW de potencia eólica instalada y una previsión a 12h de

producción horaria de 120MWh podríamos encontrarnos (con un 90% de confianza) entre 15MWh y 240MWh de producción real

M1

Diapositiva 14

M1 Animación

1º la tabla,

2º los intervalos de error relativo y los recuadros (rótulo)

3 la flecha blanca y el mensaje de textoMARFERSA; 18/10/2008

HORAS EQUIVALENTES (h)TAMAÑO BOMBEO (MW)

0 50 100 150 164ESCENARIO SUPERIOR

1.309 1.004 722 478 418

ESCENARIOINFERIOR

35 0 0 0 0

ESCENARIO MÁS

INDICADORES DE RIESGO DE LIMITACIÓN RÉGIMEN ESPECIA L�Gran Canaria – 2015: Comparación tamaños bombeo

15

ESCENARIO MÁS PROBABLE

512 298 154 67 50

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Ho

ras

Tamaño instalación bombeo (MW)

Evolución horas equivalentes limitación

ESCENARIO SUPERIOR ESCENARIO INFERIOR ESCENARIO MÁS PROBABLE