1. Gestión de parques eólicos desde el CGE
14 de septiembre de 2007

2. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

3. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

4. Potencia eólica instalada
TOTAL ESPAÑA PENINSULAR : 12.323 MW
TOTAL ESPAÑA INSULAR: 139 MW
TOTAL ESPAÑA: 12.462 MW
TOTAL PENINSULAR : 932,0 MW
TOTAL INSULAR: 38,9 MW
TOTAL : 970,9 MW
Galicia
25 parques, 482,3 MW
Cataluña
1 parque, 0,6
MW
Aragón:
Castilla y León:
10 parques,
12 parques, 128,7 MW
127,0 MW
Castilla-La Mancha
1 parque, 32,0 MW
Canarias
Andalucía 15 parques, 38,9
13 parques, 161,8 MW
MW

5. Datos de Mercado
MERCADO ENDESA
EÓLICA ENDESA 932 MW
TOTAL EÓLICA SISTEMA 12.323 MW
MERCADO OTROS
MERCADO
TARIFA
TARIFA
97.1% 18.1%
75.5% 6.3%
2.9%
MERCADO : 11.965,3 MW ENDESA GESTIONA EN MERCADO 759,7 MW ,
TARIFA: 357,4 MW 703,9 MW PROPIOS Y 55,8 MW DE TERCEROS
ERRORES DE PREVISION DE PRODUCCIÓN
DESVÍO PROGRAMA vs PRODUCCIÓN
DEL SISTEMA:
• SEMANAL: 34%
17,5%
acumulado Endesa 2007 :
• DIARIA: 20%

6. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

7. Programación y despacho de la generación eólica
• Programación: planificación de la producción a corto plazo de una central
o conjunto de ellas (parque de generación)
• Despacho: instrucciones sobre régimen de carga impartidas en tiempo
próximo al real a una central o conjunto de ellas.
Conforme a estas definiciones, la energía eólica no es despachable pero
¿se puede programar?

8. Operación de parques
Las tareas que realiza el CGE en relación con la operación de parques son:
• Programación:
Sólo activos
– Previsiones, ventas, construcción y comunicación
propios
del programa
– Planificación del mantenimiento y descargos
• Despacho:
– Conexión con CECRE
– Alarmas:
• Parada y rearranque de aerogeneradores
Activos propios
• Mantenimiento eólico (técnico de parque)
y de terceros
• Mantenimiento eléctrico – interlocución con la
distribuidora
– Control de potencia por saturación de la red
– Reducciones excepcionales de carga

9. Programación semanal
• Semanal y diariamente se actualizan las previsiones y se programa el resto
del equipo (térmico e hidráulico)
– Las previsiones semanales tienen escasa fiabilidad más allá del tercer
o cuarto día
– La fiabilidad de las previsiones diarias dependen del estado de la
atmósfera y de la bondad de los modelos de previsión

10. Previsiones
• Las previsiones las tenemos contratadas con
Meteológica, que nos envía previsiones
individualizadas para cada parque y
previsiones del total de eólica nacional.
• Por periodos temporales, disponemos de
previsiones semanales (10 días), diarias e
intradiarias 7 veces al día (sólo en dos de
ellas se actualizan los parámetros
meteorológicos. A nivel diario contamos
adicionalmente con la previsión nacional que
realiza REE.

11. La oferta diaria e intradiaria
• Las previsiones diarias se integran en la programación del resto de la cartera:
– Mediante la previsión del total eólica nacional, que afecta la demanda total del
sistema: cálculo de elasticidades y estrategia de cartera
– Para la programación de cada uno de los parques en función de su previsión
individual.
• En los intradiarios se ajusta el programa de los parques en función de las
previsiones, de 4 en 4 horas. La desviación de la previsión nacional se utiliza como
referencia para mercados posteriores.
Ficheros
Aplicación ofertas RE
Previsio-
nes
Producción
Eólica
BD Programas Ficheros
CARGA ENVIO OFERTA
GENERACIÓN
a ofertar
DATOS AL OMEL
oferta .xml
FICH. OFERTA
SGO
Hoja de cálculo de
PDMs
Hidráulica RE
Microsoft Excel
Precio
Modificación
según
según
Limitaciones estrategia
estrategia
evacuación
Limitaciones
parques
WEB
Autopro-
ductores

12. Ajustes
• Las previsiones recibidas se filtran en función de la disponibilidad extraordinaria del
equipo y, eventualmente, de consideraciones económicas sobre el impacto del
desvío.
• Los mantenimientos se reciben mediante la web de autoproductores (internet), al
igual que los programas de la cogeneración.

13. Operación de parques
• La operación de parques se realiza desde Montearenas, con los mismos
procedimientos que para la hidráulica.
• Disponemos de un sistema de control específico para parques, el OPEN,
conectado al sistema de control principal del CGE, desde el que lo
supervisamos.
OPEN opera directamente cada uno de los molinos y es utilizado por
Montearenas y los técnicos de parque para labores de mantenimiento.

14. Relación con las Distribuidoras
• Gran cantidad de PPEE conectados a red de distribución (no observable
por el OS)
• La distribuidora supervisa su red e informa al OS ante:
– Descargos programados que afecten a generación eólica
– Incidentes en tiempo real que afecten a generación eólica
– Sobrecarga por congestión en la red (exceso de generación)
El OS procede a la reprogramación de la generación que corresponda
• El mismo procedimiento puede aplicarse para el control de tensiones
(reactiva), obteniendo el propietario del parque bonificaciones en la prima.

15. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

16. Volatilidad de la eólica
• Los desvíos eólicos son la principal fuente de volatilidad de los precios del
mercado diario.
• La producción eólica diaria oscila entre 3 y 169 GWh/día, con una media de
63,5 GWh/día. Las variaciones (en valor absoluto) de un día al siguiente
son también altas, con una media de 22 GWh de diferencia.
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97
Variación diaria de la producción eólica (GWh)

17. Modelos meteorológicos
• El modelo de Meteológica es un modelo
mixto meteorológico-estadístico. Está
basado en el modelo de predicción
numérica del ECMWF.
• Los Modelos de Predicción Numérica
(MPNs) son la herramienta de predicción
meteorológica a nivel mundial
– Centro Europeo (ECMWF)
– Americano (NCEP)
• Se ejecutan en potentes computadoras
simulando flujos de masa y energía entre
puntos contiguos de una red tridimensional
virtual, que se extiende por las capas
superiores del suelo, océanos, criosfera y
atmósfera.
• Adolecen de fidelidad topográfica

18. Sistemas de reinterpretación
4.
-199
961 cipitación
1
para Precumulada
cia, ia.
a
ren diar
refe ura de l
e
tos d Alt tencia
da o .
geop 00 hPa
s de
co e5
Ban a nivel d
ión
Pres el mar.
d
Día 12.418
Día 12.418
Día quot;kquot;
Día quot;jquot;
...
Día quot;iquot;
Dí a 1
Dí a 1
El método busca, entre todos los días del banco
de datos de referencia, los días con configuraciones
atmosféricas más similares al día problema quot;Xquot;.
El campo de alta resolución de precipitación
estimado para el día quot;Xquot; se obtiene a partir de los
Configuraciones atmosféricas de baja resolución del
campos de precipitación observados los días
día problema quot;Xquot;, cuyos campos de efectos en
i,j,k..., obtenidos del banco de datos de referencia.
superficie de alta resolución se desean estimar.

19. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

20. Realimentación de los modelos
Los modelos de previsión se realimentan de la realidad para la mejora
estadística. De dicha realimentación hay que aislar las incidencias de
operación.
Incidencias a reportar:
– El mantenimiento programado es relativamente constante y lo absorbe
el modelo
– Incidencias eléctricas
– Disparos por sobrevelocidad
– Influencia de la historia (puesta en marcha)

21. Ejemplo de seguimiento de previsiones
Galicia
24.42 MW
Mar 2007 (29.8%)

22. Problemática asociada a las previsiones
P.E. Castilla-León
21.25 MW
Mar 2007 (43.5%) Problemas de modelado por poca historia

23. Problemática asociada a las previsiones
P.E. Andalucía
24.0 MW
Mar 2007 Descargos

24. Problemática asociada a las previsiones
P.E. Galicia
45.54 MW
Oct 2005 (--,-%) Problemas de evacuación y pruebas
Medida Previsión Pot. Inst.
MWh
45
40
35
30
Realización de pruebas de potencia
25
máxima de evacuación
20
15
10
5
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31

25. Problemática asociada a las previsiones
P.E. Galicia
45.54 MW
Mar 2007 (31.7%) Mismo parque sin problemas de evacuación (solucionado con teledisparo)

26. Problemática asociada a las previsiones
P.E. Andalucía
13.6 MW
Mar 2007 Disparo por sobrevelocidad

27. Efecto del apantallamiento
Parques propios a mercado
748 MW
Mar 2007 (16.2%) Efecto del apantallamiento

28. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

29. El sistema de control OPEN

36. Contenido
• Datos generales
• Programación y despacho
• Previsiones eólicas
• Realimentación de los modelos de previsión
• Anexo I: El sistema de control OPEN
• Anexo II: Normativa aplicable

37. El RD 661/2007
• El fin de este Real Decreto es mejorar la retribución de aquellas tecnologías menos
maduras, como la biomasa y la solar térmica, para de este modo poder alcanzar los
objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010. También persigue impulsar
definitivamente la cogeneración como herramienta de ahorro y eficiencia energética.
• Sistema de Cap y floor horario para las nuevas instalaciones a mercado (aquellas
que entren a partir de enero de 2008), excepto para la cogeneración
• Desaparición de los pagos por garantía de potencia para la renovable “no
gestionable” a mercado (eólica y minihidráulica fluyente)
• Periodo transitorio para instalaciones existentes:
– Instalaciones a mercado: Pueden mantener las primas e incentivos hasta fin de
2012. Eólicas e hidráulicas fluyentes pierden el pago por garantía de potencia
– Instalaciones a tarifa: Pueden mantener la tarifa del RD 436 hasta fin de vida de
la instalación
• Desaparición definitiva de los regímenes económicos “antiguos” RD 2366/94 y
2818/98. Estas instalaciones pasan al régimen transitorio del 436 o al nuevo régimen
establecido en el RD 661
• Actualización trimestral de las primas y tarifas de las cogeneraciones en función de la
evolución del coste de combustible e IPC, aparece también un complemento por
eficiencia en función del ahorro de energía primaria que exceda del requisito mínimo
• Para el resto de tecnologías, actualización de tarifas y primas anual según IPC-0,25
hasta 2013, IPC-0,50 a partir de entonces

38. El RD 661/2007 (2)
• Se admite la hibridación de combustibles y se introduce la co-combustión
de biomasa con carbón en centrales de régimen ordinario que recibirán una
prima específica para cada instalación (aprobada en Consejo de Ministros).
• Todas las instalaciones de P>10 MW deberán estar adscritas a un centro
de control de generación que actuará como interlocutor con el OS
• Instalaciones a tarifa tienen la obligación de ofertar su producción al
mercado a precio cero, bien directamente o a través de un representante.
Se les repercute el coste horario del desvío fijado en el mercado. Hasta el 1
de enero de 2009, el distribuidor podrá actuar como representante de
último recurso.

39. Procedimientos de Operación (OS)
• P.O. 3.7: Programación de la generación no gestionable:
Objeto: Englobar las unidades de producción no gestionable en la operación
del sistema en su conjunto, asegurando el suministro y la estabilidad en el sistema.
Ámbito de aplicación: REE, empresas propietarias y Centros de Control,
empresas propietarias de instalaciones de red de transporte y distribución y gestores
de distribución.
En cuanto a las instalaciones, aplica a aquellas de generación no
gestionable con potencia mayor de 10 MW, definiéndose como
generación no gestionable aquella cuya fuente primaria no es controlable ni
almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad
de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del OS sin
incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza del perfil de
producción futura no es suficiente para considerarse como programa, aunque
si como previsión. Se consideran no gestionables las siguientes
tecnologías: eólica, hidráulica fluyente y solar.
Información a suministrar al OS: complementario al P.O. 9.0 (Información
intercambiada por REE) Los Centros de Control deben informar al OS, dentro de los
10 primeros días naturales de cada mes, de los cambios de las unidades de
producción.
Programación de las modificaciones de producción: El OS, en su
supervisión del sistema y para evitar riesgos sobre este, actuará sobre la producción
de las unidades no gestionables por medio de los respectivos Centros de Control.

40. Procedimientos de Operación (OS)
• P.O. 3.7: Programación de la generación no gestionable (2):
Criterio base de modificación de producción.Orden de reducción de producción:
-Generación que participa en el Mercado y cuya oferta al MD haya sido a precio
distinto de cero
-Generación en régimen de entrega de energía al distribuidor o que, participando en
el Mercado, no haya presentado oferta en el MD
-Generación que participa en el Mercado y cuya oferta al MD haya sido a precio cero
Tipos de reducción de la producción:
-Congestión en la evacuación
-Estabilidad
-Excedentes de generación no integrables en el sistema...
El OS realizará el reparto de la producción máxima por nudo de forma proporcional a la potencia,
programada o en producción, gestionada en dicho nudo por cada Despacho, según el ámbito temporal en
que tenga lugar la limitación propuesta, informado a éstos de la máxima producción de cada una de las
unidades bajo su control (desagregación). Dicha producción debe ser alcanzada en un plazo máximo de 15
minutos. Alternativamente cada Despacho puede hacer otro reparto interno de la generación de forma que
se respete la limitación en el nudo correspondiente. El orden de levantamiento de la limitación será el
inverso
Mecanismo excepcional de resolución:ante situaciones de emergencia o por razones de
urgencia, el OS podrá adoptar las decisiones de programación que considere oportunas.

41. Procedimientos de Operación (OS)
• P.O. 12.3: Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las
instalaciones eólicas:
Objeto: Establece los requisitos que han de cumplir las distintas instalaciones de
producción en Régimen Especial, a efectos de garantizar la continuidad de suministro frente
a huecos de tensión.
Ámbito de aplicación: Instalaciones de generación en Régimen Especial que utilicen
la energía eólica como fuente exclusiva de energía primaria.
Respuesta frente a cortocircuitos: El titular de la instalación deberá adoptar las
medidas necesarias para que las instalaciones a las que aplica este P.O. se mantengan
acopladas al sistema eléctrico, sin sufrir desconexión por causa de los huecos de tensión
asociados a cortocircuitos