Javier de Quinto, Gerente General Red Eléctrica España Latinoamérica, REE Congreso Andesco de Servicios Públicos y TIC 14º Nacional y 5º Internacional, Cartagena Colombia, Junio 27, 28 y 29 de 2012

1. LOS RETOS Y CAMBIOS QUE NOS TRAEN LA INTRODUCCIÓN DE LAS
ENERGÍAS RENOVABLES PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
JAVIER DE QUINTO (PhD)
Universidad Externado (Bogotá)
Cartagena (Colombia)
28 de junio de 2012

2. De que es de lo que NO vamos a hablar:
- La necesidad / obligación de introducir las EERR
- Análisis coste – beneficio de las EERR
Las EERR presentan muchas tecnologías. Nos referiremos a:
Para la generación de electricidad:
- Eólica / aerogeneradores En Europa estas son las
- Solar térmica EERR más relevantes
- Solar fotovoltaica
Perfil de demanda para una penetración de un millón
- Biomasa recarga simultánea 8 horas
de vehículos eléctricos en 2014,
- Mini hidráulica 60 000
MW
Perfil medio laborable H2014 Vehículos eléctricos
- Cogeneración
- Geotèrmica
50 000
Combustibles:
- Biocombustibles
- Hidrógeno 40 000
- Paneles solares
- Vehículo eléctrico (híbrido o total)
30 000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

3. Las obligaciones asumidas The 20-20-20 EU policy
implican un gran crecimiento
futuro de las EERR
By 2020
Greenhouse Energy Renewables
gas levels consumption in energy mix
100%
-20% -20%
20%

4. Hay potencial
para el desarrollo
De las EERR
Wind energy
onshore
Solar energy
Wave energy
EU strongest renewable
energy potentials

5. En España el crecimiento de las EERR ha sido
importante. Sobre todo la eólica y muy recientemente la
solar
Evolución de la potencia eólica instalada 1996-2008
16.000 14.889
14.000 13.467
12.000 11.099
9.653
10.000
8.304
MW
8.000
6.138
6.000 4.927
4.000 3.442
2.298
2.000 1.525
428 798
183
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

6. En España el crecimiento de las EERR también será importante.
Horizonte 2020
Hidráulica Nuclear Carbón Fuel-Gas Ciclos combinados y Turbinas de gas Renovables
50%
45%
Historia Previsión 2020; 42%
40%
35% 2016; 36%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

7. En España la eólica supondrá el 47% de la EERR en 2020 y la solar el 16%
… horizonte 2020 (renovables)
1.587; 2% 2.185; 3%
3.000; 4%
Minihidráulica
Hidráulica
Bombeo
Energía geotérmica
20.170; 25%
Fotovoltaica
35.000; 43% Termosolar
5.700; 7%
Energía hidrocinética
8.367; Eólica en tierra
10% 50; 0%
Eólica mar adentro
Biomasa
100; 0% 5.079; 6%
% Energías renovables/Energía Final Avance del Plan de Energías
2008 2012 2016 2020 Renovables 2011-2020
actualmente en elaboración
10,5 15,5 18,8 22,7

8. Lo que a continuación se argumenta se basa en la experiencia española y solo es válido para
sistemas con una alta penetración de las EERR eólica y solar
En LATAM los sistemas eléctricos están lejos de esta situación

12. Los retos :
1 - La necesidad de subvenciones porque sus coste total excede el coste marginal
del sistema, si bien hay otras energías también subvencionadas
2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos de
renovables a acometer de acuerdo a algún plan de desarrollo de las energías
renovables
3 - La intermitencia y la necesidad de un gran back up en días en el que el recurso
no se presenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y que
ese back up, está habitualmente infrautilizado)
4 - La difícil estimación (a corto y a largo plazo) de su aportación
5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta
los requerimientos de reserva rodante
6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de los
aerogeneradores)
7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación en
momentos delicados para el sistema
8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a las
inflexibilidades en la localización de los proyectos de EE.RR.

13. 1 - La necesidad de subvenciones porque sus coste total excede el coste marginal del sistema,
si bien hay otras energías también subvencionadas
C (t) = C (f) + C (v)
C (t) anualizado
C (f) = coste inversión total / años de vida útil + gastos OMA
C (v) = coste de combustible = 0
C (t) EERR C (t) EECC
C (f) EERRR C (f) + C (v) EECC

14. 16
Precios cobrados por eólicos (España)
14
12
10
C€/kWh
8
6
Precio mercado
4
Primas 2011
2 Primas 2010
Prima RD436
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

15. 2 - La dificultad para encontrar la mejor metodología que discrimine proyectos de
renovables a acometer de acuerdo a algún plan de desarrollo de las energías renovables
METODOLOGÍAS:
- Feed - in tariff: el regulador fija el precio (para una serie de años predeterminada) y
hay obligación de compra (durante esos años) a ese precio (que puede indizarse o
revisarse de acuerdo a una metodología) de toda la energía renovable que se pueda
producir
- Feed - in premium: el regulador fija el precio (para una serie de años predeterminada)
pero no hay obligación de compra sino que la energía se vende en el mercado, en la
medida de lo posible
- Quota: el regulador subasta una cantidad de potencia renovable predeterminada por
el PER y se otorga la autorización de construcción a aquellos proyectos que menos
subvención solicitan. La energía se vende en el mercado. A veces se ayuda a la venta
con algún tipo de obligación de % de renovables en el total de la energía
comercializada (certificados verdes)

18. 3 - La intermitencia y la necesidad de un gran back up en días en el que el recurso no se
presenta, o en otras palabras, la alta variabilidad de su aportación (y que ese back up, está
habitualmente infrautilizado)
12000
10000
8000
MW
6000
4000
2000
0
20/05/2007
20/06/2007
20/07/2007
20/08/2007
20/09/2007
20/10/2007
20/11/2007
20/12/2007
20/01/2008
20/02/2008
20/03/2008
20/04/2008
20/05/2008
Date

19. Intermittency & Operation
12000
10000
Producción en MW
8000
6000
4000
2000
0
E F M A M J J A S O N D
1-1-09 1-2-09 1-3-09 1-4-09 1-5-09 1-6-09 1-7-09 1-8-09 1-9-09 1-10-09 1-11-09 1-12-09
0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:002009 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00 0:00
Cobertura max Cobertura min
08/11/2009 3.29 h 30/09/2009 13.21 h

20. Intermittency & Operation
43% of demand
coverage by wind
Maximum production: 11.203 MW (05/03/2009) energy
45000 45.00%
40000 40.00%
35000 35.00%
30000 30.00%
25000 25.00%
MW
20000 20.00%
15000 15.00%
10000 10.00%
5000 5.00%
0 0.00%
1: 0
2: 0
3: 0
4: 0
5: 0
6: 0
7: 0
8: 0
9: 0
10 00
00
11 :00
12 :00
13 :00
14 :00
15 :00
16 :00
17 :00
18 :00
19 :00
20 :00
21 :00
22 :00
23 :00
0: 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
:0
0:
Wind Production Demand Wind Production/Demand

21. Intermittency & Operation
Minimum production in one year: 204 MW (30/05/2008)
45,000 50.00%
40,000 45.00%
35,000 40.00%
35.00%
30,000
30.00%
25,000
25.00%
20,000
20.00%
15,000
15.00%
10,000 10.00%
5,000 5.00%
0 0.00%
01 00
02 00
03 00
04 00
05 00
06 00
07 00
08 00
09 00
10 00
11 00
12 00
13 00
14 00
15 00
16 00
17 00
18 00
19 00
20 00
21 00
22 00
23 00
00 00
0
:0
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
00
Wind Production 24/11/2008 Demand 24/11/2008 Wind Prod./Demand

22. 4 - La difícil estimación (a corto y a largo plazo) de su aportación

23. 5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
40,000
3,900
38,000
36,000 3,400
34,000
2,900
32,000
2,400
30,000
1,900
28,000
26,000 1,400
01 0
02 0
03 0
04 0
05 0
06 0
07 0
08 0
09 0
10 0
11 0
12 0
13 0
14 0
15 0
16 0
17 0
18 0
19 0
20 0
21 0
22 0
23 0
00 0
0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
00
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008

24. 5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
40,000
3,900
38,000
36,000 3,400
34,000
2,900
32,000
2,400
30,000
1,900
28,000
26,000 1,400
01 0
02 0
03 0
04 0
05 0
06 0
07 0
08 0
09 0
10 0
11 0
12 0
13 0
14 0
15 0
16 0
17 0
18 0
19 0
20 0
21 0
22 0
23 0
00 0
0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
00
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008
Necesidad de reserva rodante:
39.000 - 26.000 = 13.000 Mw en 5 horas

25. 5 - Que a veces van contra de la tendencia de la curva de carga, lo que aumenta los
requerimientos de reserva rodante
40,000
3,900
38,000
36,000 3,400
34,000
2,900
32,000
2,400
30,000
1,900
28,000
26,000 1,400
01 0
02 0
03 0
04 0
05 0
06 0
07 0
08 0
09 0
10 0
11 0
12 0
13 0
14 0
15 0
16 0
17 0
18 0
19 0
20 0
21 0
22 0
23 0
00 0
0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
:0
00
Demand 06/02/2008 W ind Production 06/02/2008
Necesidad de reserva rodante:
39.000 - 26.000 = 13.000 Mw en 5 horas
+ (3.900 – 1.400 = 2.500 Mw, que es un
19,25% más)

26. 6 - El problema de los huecos de tensión (en la antigua tecnología de los
aerogeneradores)
Disparo de generación eólica por huecos de tensión
Aerogeneradores que no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su tensión
nominal con duración inferior a 100 ms.

27. Disparo de generación eólica por huecos de tensión
Huecos de tensión ocasionados por faltas trifásicas en ciertas subestaciones de 400 kV pueden afectar a la mayor
parte del sistema.
Desde 1/1/2008 los nuevos PP.EE. instalados deben cumplir con los requisitos técnicos del PO 12.3.
12.350 MW de generación eólica instalados con antelación al 1/1/2008 han conseguido el certificado de
cumplimiento con el PO 12.3.
Todavía 750 MW de aerogeneradores no poseen capacidad de soportar huecos de tensión inferiores al 85 % de su
tensión nominal con duración inferior a 100 ms.

28. Situations where generators must remain
Voltage (pu) start of disturbance
connected
1
0,95 pu
0,8
0,6
2 ph isolated fault
0,2
Fault length
Clearance of the fault
0 0,5 1 15 Time (sec)
The “grid code” (PO 12.3) establishes the required level for Low
Voltage Through Capability

29. Interconexiones internacionales del sistema eléctrico español
(*) Información publicada con carácter orientativo en www.ree.es ; Información detallada capacidad de
intercambio www.esios.ree.es

30. Las interconexiones en el sistema eléctrico español (2009-2016)
Capacidad
Capacidad de prevista de
intercambio comercial intercambio
2009-2010 comercial 2016
1500/1100 MW 2900-3000 MW
Cap. Importación / Potencia total
1300/1200 MW 2800-3000 MW instalada: 3,9 %
900MW
600MW
2,0% 1,6% 1,6%
900MW
700MW
1,5%
1,0% 0,7%
0,5%
0,0%
Invierno /Verano MW Rango de valores MW Portugal Francia Marruecos

31. CECRE

32. Objetivo y funciones del CECRE
Función Principal: articular la integración de la producción de energía eléctrica de régimen especial
en función de las necesidades del sistema eléctrico
– Ser interlocución única en tiempo real con el CECOEL y con los Despachos Delegados,
encargados de telemandar las instalaciones, para realizar el seguimiento y gestión correcta
del sistema eléctrico
– Recibir la información sobre las unidades de producción necesaria para la operación en
tiempo real y remitirlos al CECOEL
– Satisfacer la necesidad de supervisión y control de todos los generadores, mediante su
agrupación en Centros de Control y coordinar a los mismos
– Aportar desde la Operación del Sistema, seguridad y eficiencia Operativa
– Realizar la captación de programas de generación gestionable y proporcionar previsiones de
generación no gestionable
– Poner a disposición del Centro de Control al que están conectadas los generadores, la
consigna máxima por nudo
– Coordinar los planes de mantenimiento de las instalaciones de la RdT con el mantenimiento
de las instalaciones de conexión y las de generación, minimizando afección a los generadores
– Permitir sustituir hipótesis de simultaneidad zonal (necesariamente conservadoras) y criterios
preventivos, por control de la producción real

33. 7 - La dificultad (por motivos económicos) de restringir su aportación en momentos
delicados para el sistema
Los vertidos de régimen especial
En días con elevado recurso renovable disponible, no es posible integrar toda la producción de
R.E. con prioridad de despacho (debe interrumpirse producción de R.E. para equilibrar
generación y demanda)
[MW] Resto de tecnologías del R.O.
Vertido de R.E. que participan en mercado EERR disponibles
Régimen ordinario necesario
por seguridad
El programa de generación debe garantizar:
Factibilidad balance generación
Reservas de operación
Estabilidad del sistema ante faltas
Control de tensión
Potencia de cortocircuito
Amortiguación de oscilaciones
[h]

34. Bombeo: instrumento para la integración de energías renovables
Turbinación
36,000.00
34,000.00 Bombeo
32,000.00
30,000.00
28,000.00
26,000.00
24,000.00
22,000.00
20,000.00
00:00
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
Bombeo: utiliza energía renovable y minimiza el riesgo de no utilización
Turbinación: sustituye la ausencia de recurso renovable en punta

35. 8 - El incremento de demanda de red, debido a la dispersión y a las inflexibilidades en la
localización de los proyectos de EE.RR.
Distribución de inversión en RdT
según necesidad
22% mallado de la RdT e
interconexiones
46% apoyo a distribución
7% alimentación TAV
14% evacuación
generación reg. Ordinario
11% evacuación
generación reg. Especial
Fuente: “Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016” (Ministerio de Industria, Turismo y Comercio – Mayo 2008)

36. JAVIER DE QUINTO
dequintojavier@gmail.com