4.3.5. análisis paramétrico del múltiplo...

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

272 4.3.5. Análisis paramétricodel múltiplo solar

En este punto con la finalidad de profundizarmás en las prestaciones de los sistemas degeneración eléctrica peninsulares basadosen energías renovables, vamos a presentarlos resultados de un estudio paramétrico delefecto del múltiplo solar (sobredimensiona-do del parque generador respecto a la máxi-ma demanda eléctrica anual). Para ellohemos elaborado distintos mix de genera-ción y procedido a evaluar sus prestacionestécnico-económicas mediante una simula-ción dinámica a lo largo de todo el año.Como referencia, conviene resaltar que elmúltiplo solar máximo de un mix de genera-ción peninsular basado en renovables es elque nos proporcionan los techos de poten-cia peninsular de todas las tecnologías pre-sentados en (IIT, 2005), que traducido a tér-minos de múltiplo solar relativo a la máximademanda eléctrica peninsular en el año 2050es de SMmax = 122.

Los mix considerados a partir de ahora,incorporan potencia de cada tecnología enorden de mérito de sus actuaciones. Portanto, a diferencia de los mix hasta aquí pre-sentados ya no son mix provincialmentehomogéneos para cada tecnología, de talforma que al ir aumentando en SM se vareduciendo la mejora incremental de lasprestaciones por ir explotando peoresemplazamientos. Sin embargo, para simpli-ficar el análisis y garantizar una mínima dis-persión espacial de la potencia instalada, enlugar de retener la dependencia provincialde las actuaciones de cada tecnología,hemos procedido a agrupar todos losemplazamientos en un máximo de 5 cate-gorías en función de sus prestaciones.

Anteriormente en el análisis económico yase presentó una tabla con las prestacionestécnico-económicas de cada categoría, quecorresponden a las obtenidas con una serietemporal de generación potencial que sea elresultado de promediar las series provincia-les que caen dentro de esta categoría.Reproducimos en la Tabla-28 esta informa-ción por conveniencia, pero ordenando losgrupos tecnológicos por orden de mérito desus prestaciones. Al final de la tabla hemosañadido los costes de las tecnologías hidro-eléctricas sin considerar la inversión (para elcaso en que ya estuviera realizada y amorti-zada). La tabla recoge también el potencialexistente en cada una de las categorías tec-nológicas en términos de potencia nominalpeninsular que podría llegarse a instalar. Laestructura de costes considerada es la delaño 2050.

En los mix energéticos de este apartado seha seguido imponiendo un criterio de diver-sidad tecnológica, por lo que las tecnologíasno han ido entrando en el mix por orden desus prestaciones técnico-económicas, adiferencia de las categorías dentro de unatecnología que sí han sido incorporadas poreste orden. La diversidad tecnológica pro-porciona una regularización de la capacidadde generación que, como mostraremos eneste punto, aporta mejoras de las actuacio-nes económicas globales del mix.

Los mix presentados en este apartado sehan confeccionado de forma heurística, yno corresponden por tanto con mix optimi-zados desde el punto de vista económico.Es decir, para cada valor del SM podríaencontrarse un mix con menor coste queel presentado. También hemos procuradode alguna forma ir recogiendo la evolución

probable de desarrollo de las distintas tec-nologías en nuestro país a medida que seva incrementando el SM del parque reno-vable instalado, partiendo de la situaciónactual dominada por la hidroeléctrica y laeólica terrestre, y evolucionando hacia eldesarrollo que parece adecuado de las dis-tintas tecnologías, manteniendo siempreun criterio de diversidad tecnológica.

En este estudio paramétrico, y a fin de dife-renciar claramente los efectos del múltiplosolar, no vamos a considerar capacidad dealmacenamiento alguna en el mix de gene-ración (ni siquiera hidroeléctrica actualmen-te ya implementada).

Por otro lado, en estos mix no vamos a con-siderar capacidad de regulación por parte delas distintas tecnologías que componen el

mix más allá de la disipación del excedentede capacidad de generación total. Por tanto,todas las tecnologías operarán de formapredeterminada, incluidas las que tienecapacidad de regular como la hidroeléctrica,la termosolar y la geotérmica, y no haremosuso del bombeo hidroeléctrico. La únicaexcepción a estas limitaciones de regula-ción, es que permitiremos a la biomasaregular su generación para no quemar inútil-mente combustible. Por tanto, la biomasasólo entrará a cubrir la demanda cuandohaya un déficit de potencia de las demástecnologías del mix.

En este estudio, además de las prestacio-nes técnicas, empezaremos a presentarresultados económicos del sistema degeneración peninsular en forma del LEC delsistema total. [Ver Tabla 28].

Análisis temporal

273

Tabla 28 Actuaciones técnicas (CF) y económicas (LEC), junto al potencial disponible en términos depotencia nominal, para cada una de las categorías en las que se han agrupado los emplazamientosprovinciales de cada tecnología. Estructura de costes del año 2050.

Tecnología CF (-) Pmax (GWp) LEC (c€/kWhe)

Eólica terrestre llano-1 0,40 90,79 1,67

Eólica terrestre accidentado-1 0,40 172,81 1,97





Eólica marina-1 0,41 33,04 3,18

Termoeléctrica-1 0,49 818,33 3,29


Eólica marina-2 0,36 6,97 3,62



Geotérmica 0,90 3,60 4,12

Eólica marina-3 0,31 53,22 4,20


Biomasa residuos 0,85 7,28 4,60

Continúa en página siguiente


274

Tecnología CF (-) Pmax (GWp) LEC (c€/kWhe)

Eólica marina-4 0,26 15,93 5,01



Bombeo hidráulico 0,30 8,00 5,44

Olas-1 0,24 12,71 6,05


Eólica Marina-5 0,21 55,60 6,20


Biomasa_cultivos (R) 0,85 0,44 6,35

Biomasa_MB (1850 mm/a) 0,85 0,49 6,43

Biomasa_cultivos (SAP) 0,85 0,07 6,59

Biomasa_cultivos (SH) 0,85 0,58 6,64

Biomasa_cultivos (SSA) 0,85 2,12 6,80

Biomasa_MB (1000 mm/a) 0,85 0,46 6,88

Biomasa_MB (700 mm/a) 0,85 0,54 7,27

Biomasa_cultivos (SA+SAF) 0,85 1,52 7,40

Biomasa_CFRR-H 0,85 2,88 7,47

Minihidráulica 0,35 2,23 7,52

Olas-2 0,20 11,81 7,58

Biomasa_MB (550 mm/a) 0,85 0,43 7,61

Biomasa_MB (475 mm/a) 0,85 0,22 7,86

Biomasa_CFRR-S 0,85 2,25 7,93

Biomasa_MB (425 mm/a) 0,85 0,18 8,06

PV_azimutal-1 0,24 277,65 8,45

PV_azimutal-2 0,22 258,63 9,38

Olas-3 0,15 7,42 10,14

PV_azimutal-3 0,19 62,16 10,53

PV_edificación-1 0,15 108,05 11,86

PV_azimutal-4 0,17 27,30 12,01

Hidroeléctrica 0,21 16,57 13,57

PV_azimutal-5 0,15 6,73 13,97

PV_edificación-2 0,13 82,66 14,29

Olas-4 0,10 7,33 15,31

PV_edificación-3 0,10 56,34 17,97

PV_edificación-4 0,07 340,06 24,22

Olas-5 0,05 57,69 31,25

PV_edificación-5 0,05 273,83 37,14

Hidro sin inversión 0,21 16,57 0,87

Bombeo sin inversión 0,30 8,00 1,61

Minihidro sin inversión 0,35 2,23 2,65

Viene de página anterior

Como punto de partida vamos a empezarcon un mix de SM = 0,62 que podría repre-sentar la situación actual en la que sólo lastecnologías hidroeléctrica y eólica han alcan-zado un grado de desarrollo significativo. Enla Figura-301 mostramos la composición delmix junto a los requerimientos de ocupaciónde superficie peninsular, que en total ascien-den a 0,6% de la superficie peninsular. En laFigura-302 se muestra la composición por-centual de la potencia instalada en este mix.En base anual, este mix nos proporciona unacobertura de la demanda de SF = 24,7% conun factor de capacidad de la potencia totalinstalada de CF = 28,3%. En términos depotencia y en valor relativo a la demandamáxima peninsular, el máximo déficit anualde potencia es del 85,8%, mientras que nohay requerimiento de disipar capacidad degeneración en ningún instante a lo largo de

todo el año. El coste de la electricidad gene-rada con este mix es de LEC = 7,53c€/kWhe si tenemos en cuenta la inversiónhidroeléctrica, y de LEC = 1,43 c€/kWhe sino consideramos dicha inversión. Comopodemos ver, ya para estos bajos valores delSM las actuaciones técnico-económicas sonmucho más favorables que para el caso delsistema autónomo anteriormente analizado.[Ver Figuras 301 y 302].

En la Figura-303 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. En la Figura-304mostramos la evolución mensual del CF, SF ydéficit máximo de potencia. Como podemosobservar, si bien el déficit máximo mensualde potencia es bastante regular a lo largo detodo el año, la cobertura de la demanda

Análisis temporal

275

Figura 301 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 0,62. La generaciónenergética presentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).

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

Demanda eléctrica - 280 - -

Hidroeléctrica (P >10 MW) 16,57 30,7 100,0 -

Minihidráulica (P <10 MW) 2,23 6,9 100,0 -

Eólica Terrestre (CF Weibull) 9,15 22,85 1,0 0,57

Eólica marina 0,00 0,0 0,0 -

Fotovoltaica integrada 0,00 0,0 0,0 -

Fotovoltaica azimutal 0,00 0,0 0,0 0,00

Biomasa residual y biogás 0,00 0,0 0,0 -

Cultivos energéticos 0,00 0,0 0,0 0,00

Cultivos forestales de rotación rápida 0,00 0,0 0,0 0,00

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

Biomasa total 0,00 0,0 - 0,00

Solar termoeléctrica 0,00 0,0 0,0 0,00

Chimenea solar 0,00 0,0 0,0 0,00

Olas 0,00 0,0 0,0 -

Geotérmica HDR 0,00 0,0 0,0 0,00

TOTAL renovables 27,95 60 - 0,6


276 energética es bastante más deficitaria en losmeses centrales del año, durante los cualesse reduce significativamente la disponibilidadde potencia en las tecnologías implementa-das (hidroeléctrica y eólica). A este mix levendría muy bien un complemento solar pararegularizar la cobertura de la demanda a lolargo del año. En la Figura-305 mostramos laevolución mensual del ratio entre el factor decapacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar estevalor en caso de operar en modo MPPT.Como podemos ver a lo largo de todo el añoeste ratio se mantiene en el 100% indicandoque ninguna tecnología tiene necesidad deregular disipando exceso de capacidad degeneración. Por tanto, las menores presta-ciones en los meses centrales del año sonsólo una consecuencia de la menor disponi-bilidad del recurso energético para las tecno-logías empleadas. [Ver Figuras 303 a 305].

Figura 302 Composición porcentual de lapotencia del mix con SM = 0,62.

Figura 303 Evolución horaria anual de la capacidad de generación, la demanda, la potenciadeficitaria y la potencia disipada para el mix con SM = 0,62 y SF = 24,7%.

En la Figura-306 mostramos la composi-ción de un mix con SM = 1 y mayor diversi-dad tecnológica, junto a los requerimientosde ocupación de superficie peninsular, queen total ascienden a 2,0% de la superficiepeninsular. En la Figura-307 se muestra lacomposición porcentual de la potencia ins-talada en este mix. En base anual, este mix

nos proporciona una cobertura de lademanda de SF = 59,8% con un factor decapacidad de la potencia total instalada deCF = 42,4%. En términos de potencia y envalor relativo a la demanda máxima penin-sular, el máximo déficit anual de potenciaes del 62,1%, mientras que no hay requeri-miento de disipar capacidad de generación

Análisis temporal

277Figura 304 Evolución mensual del CF, SF y déficit máximo de potencia para el mix con SM = 0,62.

Figura 305 Evolución mensual del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix conSM = 0,62.


278 en ningún instante a lo largo de todo elaño, lo cual resulta sorprendente al compa-rar con el sistema autónomo para estosvalores del SM, reflejo una vez más de laregularización de la capacidad de genera-ción que introducen la dispersión espacialy diversidad tecnológica. El coste de laelectricidad generada con este mix es deLEC = 5,49 c€/kWhe si tenemos en cuentala inversión hidroeléctrica, y de LEC = 2,96c€/kWhe si no consideramos dicha inver-sión. Como podemos ver, las actuacionestécnico-económicas son mucho más favo-rables que para el caso del sistema autó-nomo anteriormente analizado. El hechode que el LEC con inversión hidroeléctricase vea reducido respecto al caso anteriorde menor SM es debido a que ahora elpeso relativo de la hidroeléctrica en el mix

se ha reducido, aumentando el peso relati-vo de tecnologías de menor coste. [Ver Figu-ras 306 y 307].

En la Figura-308 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de genera-ción, la demanda, la potencia deficitaria y lapotencia disipada para este mix. Aquí pode-mos apreciar cómo la potencia disipadapermanece nula a lo largo de todo el año apesar de que alcanzamos instantes conpotencia deficitaria nula. Esta situación esposible gracias a la regulación proporciona-da por la biomasa. De hecho, la biomasaopera en este mix con un CF = 99,53%,indicando el extensivo uso que se hace deella para intentar cubrir la potencia deficita-ria que se extiende prácticamente a lo largode todo el año. [Ver Figura 308].

Figura 306 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 1. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).




Minihidráulica (P < 10 MW) 2,23 6,9 100,0 -








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




Olas 0,00 0,0 0,0 -

Geotérmica HDR 0,00 0,0 0,0 0,00


Análisis temporal

279Figura 307 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 1.

Figura 308 Evolución horaria anual de la capacidad de generación, la demanda, la potenciadeficitaria y la potencia disipada para el mix con SM = 1 y SF = 59,8%.


280 En la Figura-309 mostramos la evoluciónmensual del CF, SF y déficit máximo depotencia. El déficit máximo mensual depotencia es bastante regular a lo largo detodo el año, pero ya se ve reducido en losmeses de primavera en los que la potenciadeficitaria llega a anularse. La cobertura dela demanda energética sigue siendo másdeficitaria en los meses centrales del año,lo cual está asociado a la significativareducción de potencia disponible en lastecnologías que siguen dominando estemix (hidroeléctrica y eólica). En la Figura-310 mostramos la evolución mensual delratio entre el factor de capacidad mensualdel mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operaren modo MPPT. Se presentan dos valores,uno el asociado a operar la biomasa con elvalor deseado de CF (90%), conduciendo aun factor de capacidad máximo del sistemade generación de CFmax,max, el otro valor es elasociado a operar la biomasa con el CF querealmente alcanza a lo largo del año, condu-ciendo a un factor de capacidad máximo delsistema de generación de CFmax. Comopodemos ver a lo largo de todo el año esteratio se mantiene en el 100% indicando queninguna tecnología tiene necesidad de regu-lar disipando exceso de capacidad de gene-

ración. El hecho de que al adoptar comoreferencia el CF de la biomasa del 90%obtengamos ratios superiores al 100% esdebido a que en este mix la biomasa trabajacon CF > 90%. [Ver Figuras 309 a 310].

En la Figura-311 mostramos la composiciónde un mix con SM = 1,5, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 3,0% de lasuperficie peninsular. En la Figura-312 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, para este caso, la eólica terrestreya ha pasado a ser la tecnología dominante,con una potencia instalada de 28 GWp,mientras que la termosolar ha avanzadoposiciones hasta convertirse en la cuartapotencia más importante con 4,1 GWp, perotodavía queda muy alejada de la eólicaterrestre. En base anual, este mix nos pro-porciona una cobertura de la demanda deSF = 82,4% con un factor de capacidad dela potencia total instalada de CF = 39,0%, yun requerimiento de disipación energéticaanual, referida a la demanda eléctrica, del1,0%. En términos de potencia, y en valorrelativo a la demanda máxima peninsular, elmáximo déficit anual de potencia es del56,1%, y la máxima disipación de potencia

Figura 309 Evolución mensual del CF, SF y déficit máximo de potencia para el mix con SM = 1.

es del 41,8%. El coste de la electricidadgenerada con este mix es de LEC = 4,82c€/kWhe si tenemos en cuenta la inversiónhidroeléctrica, mientras que el valor mínimodel LEC si todas las tecnologías operaran enMPPT sería de LECmin = 4,77 c€/kWhe.Si noconsideramos la inversión hidroeléctricatendríamos LEC = 2,99 c€/kWhe y LECmin =2,96 c€/kWhe. Como podemos ver, lasactuaciones técnico-económicas sonmucho más favorables que para el caso delsistema autónomo anteriormente analizado.[Ver Figuras 311 y 312].

En la Figura-313 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y lapotencia disipada para este mix. Aquí pode-mos apreciar cómo empieza a aparecer

potencia disipada en todo el año exceptolos meses de verano y principio de otoño.Los picos de potencia deficitaria siguenestando distribuidos a lo largo de todo elaño. La biomasa opera en este mix con unCF = 81,64%, mostrando cómo ahora yaempieza a verse reducido su CF por lamayor disponibilidad de capacidad de gene-ración de las otras tecnologías. En la Figura-314 mostramos la evolución mensual delCF, SF, fracción de energía disipada en rela-ción a la demanda, factor de capacidad de labiomasa, déficit máximo de potencia y disi-pación máxima de potencia. La cobertura dela demanda energética sigue siendo algomás deficitaria en los meses centrales delaño. Excepto en los meses de verano y prin-cipio del otoño, la biomasa se usa con CFmenor del 90%. [Ver Figuras 313 y 314].

Análisis temporal

281Figura 310 Evolución mensual del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix conSM = 1. Como referencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa:el CFmax,max, que corresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del90%, y el CFmax que incorpora el CF real de la biomasa con su modo de regulación.


282 Figura 311 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 1,5. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












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




Olas 0,97 0,8 1,0 -

Geotérmica HDR 0,25 2,0 10,0 0,00


Figura 312 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 1,5.

Análisis temporal

283Figura 313 Evolución horaria anual de la capacidad de generación, la demanda, la potenciadeficitaria y la potencia disipada para el mix con SM = 1,5 y SF = 82,4%.

Figura 314 Evolución mensual del CF, SF, fracción de energía disipada en relación a la demanda,factor de capacidad de la biomasa, déficit máximo de potencia y disipación máxima de potenciapara el mix con SM = 1,5.

En la Figura-315 mostramos la evoluciónmensual del ratio entre el factor de capaci-dad mensual del mix de generación y elvalor máximo que podría alcanzar este valoren caso de operar en modo MPPT. Se pre-sentan dos valores, uno el asociado a ope-rar la biomasa con el valor deseado de CF(90%), conduciendo a un factor de capaci-dad máximo del sistema de generación deCFmax, max, el otro valor es el asociado a operarla biomasa con el CF que realmente alcanzaa lo largo del año, conduciendo a un factorde capacidad máximo del sistema de gene-ración de CFmax. [Ver Figura 315].

En la Figura-316 mostramos la composiciónde un mix con SM = 2, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie peninsu-

lar, que en total ascienden a 4,4% de lasuperficie peninsular. En la Figura-317 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, este mix está claramente dominadopor la eólica terrestre con sus 50,6 GWp. Enbase anual, este mix nos proporciona unacobertura de la demanda de SF = 91,8% conun factor de capacidad de la potencia totalinstalada de CF = 32,6%, y un requerimientode disipación energética anual, referida a lademanda eléctrica, del 11,3%. Es de desta-car el elevado valor alcanzado de SF con unSM = 2 relativamente tan bajo. De hecho, entodos los meses del año menos julio, agostoy septiembre, la generación potencial essuperior a la demanda, cosa que no sucedeen los meses centrales del año por tratarse


284 Figura 315 Evolución mensual del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix conSM = 1,5. Como referencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa:el CFmax,max, que corresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del90%, y el CFmax que incorpora el CF real de la biomasa con su modo de regulación.

Análisis temporal

285de un mix con baja contribución de tecnologí-as solares. Los efectos de dispersión espa-cial de carga y generación, junto a la diversi-dad tecnológica conducen a una situacióntremendamente más favorable para el siste-ma peninsular basado en renovables quepara un sistema autónomo como el analizadoanteriormente. En términos de potencia, yen valor relativo a la demanda máxima penin-sular, el máximo déficit anual de potencia esdel 54,4%, y la máxima disipación de poten-cia es del 91,7%. El coste de la electricidadgenerada con este mix es de LEC = 4,84c€/kWhe si tenemos en cuenta la inversiónhidroeléctrica, mientras que el valor mínimodel LEC si todas las tecnologías operaran enMPPT sería de LECmin = 4,32 c€/kWhe. Si noconsideramos la inversión hidroeléctrica ten-dríamos LEC = 3,20 c€/kWhe y LECmin = 2,85c€/kWhe. Como podemos ver, las actuacio-

nes técnico-económicas son mucho másfavorables que para el caso del sistema autó-nomo anteriormente analizado. También con-viene resaltar que para SM = 2 tenemos undéficit y una disipación bastante equilibradosen base anual (déficit = 22,97 TWh/a; disipa-ción = 31,52 TW.h/a). En estas condiciones,con una cantidad relativamente pequeña dealmacenamiento ya debería ser posiblecubrir la demanda. Por tanto, el problema deregulación de este tipo de mix basados enrenovables, más que de regulación energéti-ca, lo es de potencias (24,53 GW de potenciadeficitaria máxima para este mix), y el proble-ma de regulación de potencias sin implicacio-nes energéticas relevantes se resuelve enprimera instancia con una adecuada gestiónde la demanda, y a modo de seguridad dispo-niendo de una cierta cantidad de potenciarodante. [Ver Figuras 316 y 317].

Figura 316 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 2. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005)












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




Olas 0,97 0,8 1,0 -

Geotérmica HDR 0,25 2,0 10,0 0,00



286

En la Figura-318 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Con este mix yatenemos potencia disipada a lo largo de todoel año, dominando sobre la potencia deficita-ria en épocas como el invierno y principio deprimavera. Los picos de potencia deficitariasiguen estando distribuidos a lo largo detodo el año, si bien se reducen sensiblemen-te al final del invierno – principio de primave-ra. La biomasa opera en este mix con un CF= 50,09%, mostrando cómo ahora ya se veclaramente reducido su CF por la mayor dis-ponibilidad de capacidad de generación delas otras tecnologías. En la Figura-319 mos-tramos la evolución mensual del CF, SF, frac-ción de energía disipada en relación a lademanda, factor de capacidad de la bioma-sa, déficit máximo de potencia y disipaciónmáxima de potencia. La cobertura de lademanda energética sigue siendo algo más

deficitaria en los meses centrales del año,pero en general se mantiene en valores muyelevados durante todo el año. Excepto enlos meses de verano y principio del otoño, labiomasa se usa con CF muy bajo respecto asus posibilidades, lo cual conllevará un incre-mento del LEC de la biomasa que repercuti-rá negativamente sobre el LEC total. A medi-da que hay una mayor cantidad de potenciaen exceso a disipar procedente de las otrastecnologías, la inversión en biomasa queda-rá menos justificada pues al operar en modoregulación entrará menos horas al año. En laFigura-320 mostramos la evolución mensualdel ratio entre el factor de capacidad men-sual del mix de generación y el valor máximoque podría alcanzar este valor en caso deoperar en modo MPPT. Se presentan dosvalores, uno el asociado a operar la biomasacon el valor deseado de CF (90%), condu-ciendo a un factor de capacidad máximo delsistema de generación de CFmax,max, el otro

Figura 317 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 2.

Análisis temporal

287valor es el asociado a operar la biomasa conel CF que realmente alcanza a lo largo delaño, conduciendo a un factor de capacidadmáximo del sistema de generación de CFmax.Como podemos apreciar, estos ratios ya se

reducen significativamente respecto a suvalor de operación en modo MPPT (100%)durante algunos meses del año, indicando eldominio de la operación en modo regula-ción. [Ver Figuras 318 a 320].


Figura 319 Evolución mensual del CF, SF, fracción de energía disipada en relación a la demanda,factor de capacidad de la biomasa, déficit máximo de potencia y disipación máxima de potenciapara el mix con SM = 2.


288

En la Figura-321 mostramos la composiciónde un mix con SM = 2,5, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 6,2% de lasuperficie peninsular. En la Figura-322 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, este mix sigue estando claramentedominado por la eólica terrestre con sus50,6 GWp, pero la termosolar ya va cobrandoprotagonismo al situarse en tercer lugar consus 10,2 GWp. En base anual, este mix nosproporciona una cobertura de la demanda deSF = 97,7% con un factor de capacidad de lapotencia total instalada de CF = 27,7%, y unrequerimiento de disipación energéticaanual, referida a la demanda eléctrica, del22,3%. En términos de potencia, y en valor

relativo a la demanda máxima peninsular, elmáximo déficit anual de potencia es del40,6%, y la máxima disipación de potenciaes del 121,0%. Como vemos, al ir aumen-tando el SM el valor máximo de la disipaciónde potencia crece a un ritmo mucho másrápido que el ritmo al que decrece la máximapotencia deficitaria. El coste de la electrici-dad generada con este mix es de LEC =5,91 c€/kWhe si tenemos en cuenta la inver-sión hidroeléctrica, mientras que el valormínimo del LEC si todas las tecnologías ope-raran en MPPT sería de LECmin = 4,81c€/kWhe. Si no consideramos la inversiónhidroeléctrica tendríamos LEC = 4,37c€/kWhe y LECmin = 3,56 c€/kWhe. Comopodemos ver, las actuaciones técnico-eco-nómicas son mucho más favorables que

Figura 320 Evolución mensual del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix conSM = 2. Como referencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa:el CFmax,max, que corresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del90%, y el CFmax que incorpora el CF real de la biomasa con su modo de regulación.

para el caso del sistema autónomo anterior-mente analizado. [Ver Figuras 321 y 322].

En la Figura-323 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Con este mix lapotencia disipada ya domina a la deficitaria alo largo de todo el año. Los picos de potenciadeficitaria prácticamente desaparecen al finaldel invierno – principio de primavera. La bio-masa opera en este mix con un CF = 28,4%,mostrando cómo ahora ya se ve muy reduci-do su CF por la mayor disponibilidad de capa-cidad de generación de las otras tecnologías,dificultando la justificación de invertir en estatecnología. A medida que aumenta el SM eluso de la biomasa en este modo de opera-ción va siendo cada vez menos rentable, indi-cando la conveniencia de reducir total o par-

cialmente la potencia de biomasa instalada, ypasar a usar la potencia rodante que propor-cionan otras tecnologías y/o una pequeñacapacidad de almacenamiento para cubriresas pequeñas puntas deficitarias quesiguen quedando. En la Figura-324 mostra-mos la evolución mensual del CF, SF, fracciónde energía disipada en relación a la demanda,factor de capacidad de la biomasa, déficitmáximo de potencia y disipación máxima depotencia. La cobertura de la demanda ener-gética se mantiene en valores muy elevadosdurante todo el año, llegando a ser totaldurante la primavera. Excepto en los mesesde verano y principio del otoño, la biomasase usa con CF que no llega al 50% ningúnmes, y que alcanza valores inferiores al 10%en abril. La disipación de potencia ya estápresente durante todos los meses del año.[Ver Figuras 323 y 324].

Análisis temporal

289

Figura 321 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 2,5. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












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




Olas 9,70 8,1 10,0 -

Geotérmica HDR 0,25 2,0 10,0 0,00



290 Figura 322 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 2,5.


Análisis temporal

291

En la Figura-325 mostramos la evoluciónmensual del ratio entre el factor de capaci-dad mensual del mix de generación y elvalor máximo que podría alcanzar este valoren caso de operar en modo MPPT. Se pre-sentan dos valores, uno el asociado a ope-rar la biomasa con el valor deseado de CF(90%), conduciendo a un factor de capaci-dad máximo del sistema de generación deCFmax,max, el otro valor es el asociado a operarla biomasa con el CF que realmente alcanzaa lo largo del año, conduciendo a un factorde capacidad máximo del sistema de gene-ración de CFmax. Como podemos apreciar,estos ratios ya se reducen significativamen-te respecto a su valor de operación enmodo MPPT (100%) durante algunosmeses del año, indicando el dominio de laoperación en modo regulación. En la Figura-326 mostramos la composición de un mixcon SM = 3, junto a los requerimientos deocupación de superficie peninsular, que entotal ascienden a 6,3% de la superficiepeninsular. En la Figura-327 se muestra lacomposición porcentual de la potencia ins-talada en este mix. Como podemos ver,este mix si bien la eólica terrestre con sus

50,6 GWp sigue siendo la tecnología domi-nante, la termosolar, con sus 32,7 GWp yaestá en el mismo orden de magnitud depotencia, y prácticamente igualada en cuan-to a capacidad de generación por su mayorfactor de capacidad anual. En base anual,este mix nos proporciona una cobertura dela demanda de SF = 99,2% con un factor decapacidad de la potencia total instalada deCF = 23,5%, y un requerimiento de disipa-ción energética anual, referida a la demandaeléctrica, del 49,6%.

En términos de potencia, y en valor relativoa la demanda máxima peninsular, el máximodéficit anual de potencia es del 40,2%, y lamáxima disipación de potencia es del162,5%. El coste de la electricidad genera-da con este mix es de LEC = 6,97 c€/kWhe

si tenemos en cuenta la inversión hidroeléc-trica, mientras que el valor mínimo del LECsi todas las tecnologías operaran en MPPTsería de LECmin = 4,65 c€/kWhe. Si no consi-deramos la inversión hidroeléctrica tendría-mos LEC = 5,45 c€/kWhe y LECmin = 3,63c€/kWhe. Como podemos ver, las actuacio-nes técnico-económicas son mucho más

Figura 324 Evolución mensual del CF, SF, fracción de energía disipada en relación a la demanda,factor de capacidad de la biomasa, déficit máximo de potencia y disipación máxima de potenciapara el mix con SM = 2,5.


292 Figura 325 Evolución mensual del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix conSM = 2,5. Como referencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa:el CFmax,max, que corresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del90%, y el CFmax que incorpora el CF real de la biomasa con su modo de regulación.

Figura 326 Composición y ocupación del mix-11 con SM = 3. La generación energética presentada essólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












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




Olas 9,70 8,1 10,0 -

Geotérmica HDR 0,25 2,0 10,0 0,00


favorables que para el caso del sistemaautónomo anteriormente analizado. [Ver Figu-ras 325 a 327].

En la Figura-328 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de genera-ción, la demanda, la potencia deficitaria yla potencia disipada para este mix. Coneste mix hay un gran dominio de la poten-cia disipada frente a la deficitaria a lo largode todo el año. De hecho, la potencia defi-citaria ya desaparece durante la mitad cen-tral del año. La biomasa opera en este mixcon un CF = 8,7%, mostrando cómo ahoraya se ve muy reducido su CF por la mayordisponibilidad de capacidad de generaciónde las otras tecnologías, dificultando la jus-tificación de invertir en esta tecnología. Enla Figura-329 mostramos la evolución men-sual del CF, SF, fracción de energía disipa-da en relación a la demanda, factor decapacidad de la biomasa, déficit máximode potencia y disipación máxima de poten-

cia. La cobertura de la demanda energéticaes prácticamente completa a lo largo detodo el año (si bien quedan unos pocospicos de potencia deficitaria con repercu-siones energéticas despreciables), excep-to un pequeño déficit en los meses deoctubre y noviembre. La biomasa se usacon CF tremendamente bajos durante todoel año, llegando a ser prácticamente nulosde abril a agosto.

Durante todos los meses del año hay unaimportante disipación energética, con gran-des picos de potencia a disipar. En la Figura-330 mostramos la evolución mensual delratio entre el factor de capacidad mensualdel mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operaren modo MPPT. Se presentan dos valores,uno el asociado a operar la biomasa con elvalor deseado de CF (90%), conduciendo aun factor de capacidad máximo del sistemade generación de CFmax,max, el otro valor es el

Análisis temporal

293Figura 327 Composición porcentual de la potencia del mix-11 con SM = 3.


294 asociado a operar la biomasa con el CF querealmente alcanza a lo largo del año, condu-ciendo a un factor de capacidad máximo delsistema de generación de CFmax. Comopodemos apreciar, estos ratios ya se redu-

cen significativamente respecto a su valorde operación en modo MPPT (100%) duran-te algunos meses del año, indicando eldominio de la operación en modo regula-ción. [Ver Figuras 328 a 330].



Análisis temporal

295

En la Figura-331 mostramos la composiciónde un mix con SM = 4, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 8,3% de lasuperficie peninsular. En la Figura-332 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, este mix si bien la eólica terrestrecon sus 50,6 GWp sigue siendo la tecnologíadominante, la termosolar, con sus 37,6 GWp

ya está en el mismo orden de magnitud depotencia, y ya ha superado en cuanto a capa-cidad de generación a la eólica terrestre porsu mayor factor de capacidad anual. Sor-prende en este mix la elevada participaciónde la tecnología de las olas, probablementedifícil de justificar a no ser que mejoren con-siderablemente sus actuaciones actuales.

En base anual, este mix nos proporciona unacobertura de la demanda de SF = 99,7% conun factor de capacidad de la potencia totalinstalada de CF = 17,7%, y un requerimientode disipación energética anual, referida a lademanda eléctrica, del 82,8%. En términosde potencia, y en valor relativo a la demandamáxima peninsular, el máximo déficit anualde potencia es del 31,7%, y la máxima disi-pación de potencia es del 223,0%. El costede la electricidad generada con este mix esde LEC = 9,21 c€/kWhe si tenemos en cuen-ta la inversión hidroeléctrica, mientras que elvalor mínimo del LEC si todas las tecnologí-as operaran en MPPT sería de LECmin = 5,03c€/kWhe. Si no consideramos la inversiónhidroeléctrica tendríamos LEC = 7,69c€/kWhe y LECmin = 4,20 c€/kWhe.



296 Como podemos ver, las actuaciones técni-co-económicas son mucho más favorablesque para el caso del sistema autónomo ante-riormente analizado. [Ver Figuras 331 y 332].

Debemos resaltar que el mix con SM = 4(180 GWp de potencia nominal instalada) secorresponde con la potencia pico del mixpreliminar propuesto de forma cualitativa en(IIT,2005). Ahora, una vez conocida su SF =99,7%, ya podemos confirmar que este mixtiene efectivamente capacidad de cubrir lademanda. Pero es más, a la vista de la evo-lución de la SF con el SM incluso podríamosconcluir que este mix con SM = 4 es delorden del doble de grande de lo que seríanecesario para cubrir la demanda de formaracional aprovechando las herramientas degestión de demanda, capacidad de acumu-lación y disponibilidad de potencia rodantesinérgica con la potencia instalada de algu-nas tecnologías.

En la Figura-333 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Como vemos, lapotencia deficitaria se ve reducida a unospocos picos repartidos a lo largo del inicio yfinal de año. Una buena gestión de la deman-da no debería tener problema alguno en elimi-nar estos picos. La potencia disipada superaya en algunos instantes del año a la demanda,indicando que este mix está ya sobre-dimen-sionado para la cobertura de la demanda eléc-trica, y recomendando su uso para sistemasintegrados de energía en los que el exceden-te se pueda emplear para cubrir otra deman-da de energía. La biomasa opera en este mixcon un CF = 4,3%, dificultando la justificaciónde invertir en esta tecnología. En la Figura-334 mostramos la evolución mensual del CF,

SF, factor de capacidad de la biomasa, frac-ción de energía disipada, el déficit máximo depotencia y la disipación máxima de potencia.La cobertura de la demanda energética esprácticamente completa a lo largo de todo elaño. La biomasa se usa con CF tremenda-mente bajos durante todo el año, llegando aser prácticamente nulo en prácticamentemedio año. Durante todos los meses del añohay una gran disipación energética, tanto entérminos energéticos como de potencia. Enla Figura-335 mostramos la evolución men-sual del ratio entre el factor de capacidadmensual del mix de generación y el valormáximo que podría alcanzar este valor encaso de operar en modo MPPT. Se presentandos valores, uno el asociado a operar la bio-masa con el valor deseado de CF (90%), con-duciendo a un factor de capacidad máximodel sistema de generación de CFmax,max, el otrovalor es el asociado a operar la biomasa con elCF que realmente alcanza a lo largo del año,conduciendo a un factor de capacidad máxi-mo del sistema de generación de CFmax.Como podemos apreciar, estos ratios sereducen mucho respecto a su valor de opera-ción en modo MPPT (100%) durante todo elaño (y especialmente en los meses centra-les), indicando el dominio de la operación enmodo regulación. [Ver Figuras 333 a 335].

En la Figura-336 mostramos la composiciónde un mix con SM = 5, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie peninsu-lar, que en total ascienden a 9,9% de lasuperficie peninsular. En la Figura-337 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, en términos de potencia este mixtiene la eólica terrestre 54,9 GWp muy equili-brada con la termosolar (50,1 GWp), si bien latermosolar ya es totalmente dominante en

Análisis temporal

297Figura 331 Composición y ocupación del territorio del mix-12 con SM = 4. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












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

Biomasa total 11,22 80,2 - 4,83



Olas 24,24 20,3 25,0 -

Geotérmica HDR 0,74 5,9 30,0 0,00


Figura 332 Composición porcentual de la potencia del mix-12 con SM = 4.


298 términos de capacidad de generación. Siguesorprendiendo en este mix la elevada partici-pación de la tecnología de las olas, probable-mente difícil de justificar a no ser que mejorenconsiderablemente sus actuaciones actua-les. Las dos tecnologías fotovoltaicas empie-zan a adoptar también un papel relevante en

el mix de generación. En base anual, este mixnos proporciona una cobertura de la demandade SF = 99,90% con un factor de capacidadde la potencia total instalada de CF = 14,2%,y un requerimiento de disipación energéticaanual, referida a la demanda eléctrica, del121,8%.



Análisis temporal

299

En términos de potencia, y en valor relativo ala demanda máxima peninsular, el máximodéficit anual de potencia es del 21,0%, y lamáxima disipación de potencia es del277,8%. El coste de la electricidad generadacon este mix es de LEC = 11,91 c€/kWhe sitenemos en cuenta la inversión hidroeléctrica,mientras que el valor mínimo del LEC si todaslas tecnologías operaran en MPPT sería deLECmin = 5,37 c€/kWhe. Si no consideramos lainversión hidroeléctrica tendríamos LEC =10,40 c€/kWhe y LECmin = 4,69 c€/kWhe.Como podemos ver, las actuaciones técnico-económicas son mucho más favorables quepara el caso del sistema autónomo anterior-mente analizado. [Ver Figuras 336 y 337].

En la Figura-338 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,

la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Como vemos, lapotencia deficitaria prácticamente desapare-ce, quedando unos pocos picos a principio yfin de año. Una buena gestión de la deman-da no debería tener problema alguno en eli-minar estos picos, mientras que la coberturamediante incrementos de la potencia insta-lada conduce a grandes incrementos en elLEC. La potencia disipada supera ya en bas-tantes instantes del año a la demanda, indi-cando que este mix está sobre-dimensiona-do para la cobertura de la demanda eléctrica,y recomendando su uso para sistemas inte-grados de energía en los que el excedentese pueda emplear para cubrir otra demandade energía. La biomasa opera en este mixcon un CF = 2,6%, dificultando la justifica-ción de invertir en esta tecnología.


En la Figura-339 mostramos la evoluciónmensual del CF, SF, factor de capacidad de labiomasa y fracción de energía disipada enrelación a la demanda. La cobertura de lademanda energética es prácticamente com-pleta a lo largo de todo el año. La biomasa seusa con CF tremendamente bajos durantetodo el año, llegando a ser nulo en práctica-mente medio año. Durante todos los mesesdel año hay una gran disipación energética,tanto en términos energéticos como depotencia. En la Figura-340 mostramos por unlado el déficit máximo de potencia y la disipa-ción máxima de potencia y por otro la evolu-ción mensual del ratio entre el factor decapacidad mensual del mix de generación yel valor máximo que podría alcanzar estevalor en caso de operar en modo MPPT. Sepresentan dos valores, uno el asociado a

operar la biomasa con el valor deseado de CF(90%), conduciendo a un factor de capacidadmáximo del sistema de generación deCFmax,max, el otro valor es el asociado a operarla biomasa con el CF que realmente alcanza alo largo del año, conduciendo a un factor decapacidad máximo del sistema de genera-ción de CFmax. Como podemos apreciar, estosratios se reducen mucho respecto a su valorde operación en modo MPPT (100%) duran-te todo el año (y especialmente en los mesescentrales), indicando el dominio de la opera-ción en modo regulación. [Ver Figuras 338 a 340].

En la Figura-341 mostramos la composiciónde un mix con SM = 7,5, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 15,9% de lasuperficie peninsular.


300 Figura 336 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 5. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












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

Biomasa total 12,21 87,6 - 6,04



Olas 38,78 32,4 40,0 -

Geotérmica HDR 1,24 9,8 50,0 0,00


Análisis temporal

301Figura 337 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 5.



302

En la Figura-342 se muestra la composiciónporcentual de la potencia instalada en estemix. Como podemos ver, este mix ya pasa aestar claramente dominado por la tecnologíatermosolar, con sus 127,4 GWp instalados.La tecnología de las olas sigue teniendo unaparticipación relativamente elevada para susactuaciones técnico-económicas actuales.En base anual, este mix nos proporciona unacobertura de la demanda de SF = 99,98%con un factor de capacidad de la potencia

total instalada de CF = 9,5%, y un requeri-miento de disipación energética anual, refe-rida a la demanda eléctrica, del 262,9%. Entérminos de potencia, y en valor relativo a lademanda máxima peninsular, el máximodéficit anual de potencia es del 12,2%, y lamáxima disipación de potencia es del464,3%. El coste de la electricidad generadacon este mix es de LEC = 17,79 c€/kWhe sitenemos en cuenta la inversión hidroeléctri-ca, mientras que el valor mínimo del LEC si

Figura 339 Evolución mensual del CF, SF, factor de capacidad de la biomasa y fracción de energíadisipada en relación a la demanda para el mix con SM = 5.

Figura 340 Evolución mensual del déficit máximo de potencia y disipación máxima de potencia, asícomo del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix con SM = 5. Comoreferencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, quecorresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax

que incorpora el CF real de la biomasa con su modo de regulación.

Análisis temporal

303todas las tecnologías operaran en MPPTsería de LECmin = 4,90 c€/kWhe. Si no consi-deramos la inversión hidroeléctrica tendría-mos LEC = 16,28 c€/kWhe y LECmin = 4,49c€/kWhe. Como podemos ver, las actuacio-nes técnico-económicas son mucho másfavorables que para el caso del sistemaautónomo anteriormente analizado. [Ver Figu-ras 341 y 342].

En la Figura-343 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Como vemos, lapotencia deficitaria prácticamente ya hadesaparecido, a pesar de lo cual siguen que-dando unos pocos picos a principio y fin deaño, indicativos del elevado coste de cubrirestos picos de potencia déficit con mayor ins-talación de potencia nominal. Una buena ges-

tión de la demanda no debería tener proble-ma alguno en eliminar estos picos, mientrasque la cobertura mediante incrementos de lapotencia instalada conduce a grandes incre-mentos en el LEC. La potencia disipadaadquiere ya un protagonismo comparable alde la demanda a lo largo de todo el año, indi-cando que este mix está muy sobre-dimen-sionado para la cobertura de la demanda eléc-trica, y recomendando su uso para sistemasintegrados de energía en los que el exceden-te se pueda emplear para cubrir otra deman-da de energía. La biomasa opera en este mixcon un CF = 1,4%, dificultando la justificaciónde invertir en esta tecnología. [Ver Figura 343].

En la Figura-344 mostramos la evoluciónmensual del CF, SF, factor de capacidad dela biomasa y fracción de energía disipadaen relación a la demanda. La cobertura de

Figura 341 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 7,5. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












Monte bajo 0,46 3,4 20,0 1,89

Biomasa total 15,14 109,4 - 10,94



Olas 48,48 40,5 50,0 -

Geotérmica HDR 1,24 9,8 50,0 0,00



304 Figura 342 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 7,5.


Análisis temporal

305la demanda energética es prácticamentecompleta a lo largo de todo el año. La bio-masa se usa con CF prácticamente nulodurante todo el año. Durante todos losmeses del año hay una gran disipaciónenergética, tanto en términos energéticoscomo de potencia. En la Figura-345 mos-tramos por un lado el déficit máximo depotencia y la disipación máxima de poten-cia y por otro la evolución mensual del ratioentre el factor de capacidad mensual delmix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de ope-rar en modo MPPT. Se presentan dos valo-res, uno el asociado a operar la biomasacon el valor deseado de CF (90%), condu-ciendo a un factor de capacidad máximodel sistema de generación de CFmax,max, elotro valor es el asociado a operar la bioma-sa con el CF que realmente alcanza a lolargo del año, conduciendo a un factor decapacidad máximo del sistema de genera-ción de CFmax. Como podemos apreciar,estos ratios se reducen mucho respecto asu valor de operación en modo MPPT(100%) durante todo el año (y especial-mente en los meses centrales), indicandoel dominio de la operación en modo regula-ción. [Ver Figuras 344 y 345].

En la Figura-346 mostramos la composiciónde un mix con SM = 10, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 17,0% de lasuperficie peninsular. En la Figura-347 semuestra la composición porcentual de lapotencia instalada en este mix. Comopodemos ver, este mix está dominado porla tecnología termosolar, con sus 227,5GWp instalados. En base anual, este mixnos proporciona una cobertura de lademanda de SF = 99,98% con un factor decapacidad de la potencia total instalada deCF = 7,1%, y un requerimiento de disipa-ción energética anual, referida a la deman-da eléctrica, del 425,4%. En términos depotencia, y en valor relativo a la demandamáxima peninsular, el máximo déficit anualde potencia es del 11,1%, y la máxima disi-pación de potencia es del 669,3%. El costede la electricidad generada con este mix esde LEC = 23,67 c€/kWhe si tenemos encuenta la inversión hidroeléctrica, mientrasque el valor mínimo del LEC si todas lastecnologías operaran en MPPT sería deLECmin = 4,51 c€/kWhe. Si no consideramosla inversión hidroeléctrica tendríamos LEC= 22,16 c€/kWhe y LECmin = 4,22 c€/kWhe.[Ver Figuras 346 y 347].

Figura 344 Evolución mensual del CF, SF, factor de capacidad de la biomasa y fracción de energíadisipada en relación a la demanda para el mix con SM = 7,5.


306

En la Figura-348 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y lapotencia disipada para este mix. Comovemos, la potencia deficitaria prácticamenteya ha desaparecido, a pesar de lo cual siguenquedando unos pocos picos a principio y finde año, indicativos del elevado coste decubrir estos picos de potencia déficit conmayor instalación de potencia nominal. Unabuena gestión de la demanda no deberíatener problema alguno en eliminar estospicos, mientras que la cobertura medianteincrementos de la potencia instalada conducea grandes incrementos en el LEC. La poten-cia disipada tiene un protagonismo compara-ble al de la demanda a lo largo de todo el año,indicando que este mix está muy sobre-dimensionado para la cobertura de la deman-da eléctrica, y recomendando su uso para sis-temas integrados de energía en los que elexcedente se pueda emplear para cubrir otrademanda de energía. La biomasa opera eneste mix con un CF = 1,3%, dificultando lajustificación de invertir en esta tecnología.

En la Figura-349 mostramos la evoluciónmensual del CF, SF, factor de capacidad de labiomasa y fracción de energía disipada enrelación a la demanda. La cobertura de lademanda energética es prácticamente com-pleta a lo largo de todo el año. La biomasa seusa con CF prácticamente nulo durante todoel año. Durante todos los meses del año hayuna gran disipación energética, tanto en tér-minos energéticos como de potencia. En laFigura-350 mostramos por un lado el déficitmáximo de potencia y la disipación máximade potencia y por otro la evolución mensualdel ratio entre el factor de capacidad men-sual del mix de generación y el valor máximoque podría alcanzar este valor en caso deoperar en modo MPPT. Se presentan dosvalores, uno el asociado a operar la biomasacon el valor deseado de CF (90%), condu-ciendo a un factor de capacidad máximo delsistema de generación de CFmax,max, el otrovalor es el asociado a operar la biomasa conel CF que realmente alcanza a lo largo delaño, conduciendo a un factor de capacidadmáximo del sistema de generación de CFmax.

Figura 345 Evolución mensual del déficit máximo de potencia y disipación máxima de potencia, asícomo del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix con SM = 7,5. Comoreferencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, quecorresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax


Análisis temporal

307Figura 346 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 10. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).












Monte bajo 0,46 3,4 20,0 1,89

Biomasa total 15,63 113,0 - 11,54



Olas 48,48 40,5 50,0 -

Geotérmica HDR 1,24 9,8 50,0 0,00


Figura 347 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 10.

Como podemos apreciar, estos ratios sereducen mucho respecto a su valor de ope-ración en modo MPPT (100%) durante todoel año (y especialmente en los meses cen-trales), indicando el dominio de la operaciónen modo regulación. [Ver Figuras 348 a 350].

En la Figura-351 mostramos la composiciónde un mix con SM = 12,5, junto a los reque-rimientos de ocupación de superficie penin-sular, que en total ascienden a 19,1% de lasuperficie peninsular. En la Figura-352 semuestra la composición porcentual de la


308


Figura 349 Evolución mensual del CF, SF, factor de capacidad de la biomasa y fracción de energíadisipada en relación a la demanda para el mix con SM = 10.

potencia instalada en este mix. Como pode-mos ver, este mix está dominado por la tec-nología termosolar, con sus 289,2 GWp ins-talados. En base anual, este mix nosproporciona una cobertura de la demandade SF = 100,00% con un factor de capaci-dad de la potencia total instalada de CF =5,7%, y un requerimiento de disipaciónenergética anual, referida a la demandaeléctrica, del 572,7%. En términos depotencia, y en valor relativo a la demandamáxima peninsular, el máximo déficit anualde potencia es del 5,6%, y la máxima disi-pación de potencia es del 880,3%. El costede la electricidad generada con este mix esde LEC = 28,63 c€/kWhe si tenemos encuenta la inversión hidroeléctrica, mientrasque el valor mínimo del LEC si todas las tec-nologías operaran en MPPT sería de LECmin

= 4,26 c€/kWhe. Si no consideramos lainversión hidroeléctrica tendríamos LEC =

27,12 c€/kWhe y LECmin = 4,03 c€/kWhe.[Ver Figuras 351 y 352].

En la Figura-353 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Aunque el mixnos proporciona SF = 100,00%, podemosver cómo siguen quedando unos pequeñospicos de potencia deficitaria al final del año,indicativos del elevado coste de cubrir estospicos de potencia déficit con mayor instala-ción de potencia nominal. Una buena ges-tión de la demanda no debería tener proble-ma alguno en eliminar estos picos, mientrasque la cobertura mediante incrementos de lapotencia instalada conduce a grandes incre-mentos en el LEC. [Ver Figura 353].

La potencia disipada tiene un protagonismocomparable al de la demanda a lo largo de

Análisis temporal

309Figura 350 Evolución mensual del déficit máximo de potencia y disipación máxima de potencia, asícomo del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix con SM = 10. Comoreferencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, quecorresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax



310 todo el año, indicando que este mix está muysobre-dimensionado para la cobertura de lademanda eléctrica, y recomendando su usopara sistemas integrados de energía en losque el excedente se pueda emplear paracubrir otra demanda de energía. La biomasaopera en este mix con un CF = 0,7%, dificul-tando la justificación de invertir en esta tecno-logía. En la Figura-354 mostramos la evolu-ción mensual del CF, SF, factor de capacidadde la biomasa y fracción de energía disipadaen relación a la demanda. La cobertura de lademanda energética es prácticamente com-pleta a lo largo de todo el año. La biomasa seusa con CF prácticamente nulo durante todoel año. Durante todos los meses del año hayuna gran disipación energética, tanto en tér-minos energéticos como de potencia. En laFigura-355 mostramos por un lado el déficitmáximo de potencia y la disipación máxima

de potencia y por otro la evolución mensualdel ratio entre el factor de capacidad mensualdel mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operaren modo MPPT. Se presentan dos valores,uno el asociado a operar la biomasa con elvalor deseado de CF (90%), conduciendo aun factor de capacidad máximo del sistemade generación de CFmax,max, el otro valor es elasociado a operar la biomasa con el CF querealmente alcanza a lo largo del año, condu-ciendo a un factor de capacidad máximo delsistema de generación de CFmax.

Como podemos apreciar, estos ratios sereducen mucho respecto a su valor de opera-ción en modo MPPT (100%) durante todo elaño (y especialmente en los meses centra-les), indicando el dominio de la operación enmodo regulación. [Ver Figuras 353 a 355].

Figura 351 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 12,5. La generaciónenergética presentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).






Eólica marina 16,48 33,4 10,0 -






Monte bajo 0,46 3,4 20,0 1,89

Biomasa total 15,63 113,0 - 11,54



Olas 48,48 40,5 50,0 -

Geotérmica HDR 1,24 9,8 50,0 0,00


Análisis temporal

311Figura 352 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 12,5.



312 Figura 354 Evolución mensual del CF, SF, factor de capacidad de la biomasa y fracción de energíadisipada en relación a la demanda para el mix con SM = 12,5.

Figura 355 Evolución mensual del déficit máximo de potencia y disipación máxima de potencia, asícomo del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix con SM = 12,5. Comoreferencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, quecorresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax


En la Figura-356 mostramos la composiciónde un mix con SM = 15, junto a los requeri-mientos de ocupación de superficie peninsu-lar, que en total ascienden a 22,3% de lasuperficie peninsular (todavía inferior al por-centaje reservado para espacios naturales:28%). En la Figura-357 se muestra la compo-

sición porcentual de la potencia instalada eneste mix. Como podemos ver, este mix estádominado por la tecnología termosolar, consus 330,9 GWp instalados. En base anual,este mix nos proporciona una cobertura de lademanda de SF = 100,00% con un factor decapacidad de la potencia total instalada de

Análisis temporal

313CF = 4,7%, y un requerimiento de disipaciónenergética anual, referida a la demanda eléc-trica, del 714,0%. En términos de potencia, yen valor relativo a la demanda máxima penin-sular, el máximo déficit anual de potencia esdel 0,0%, y la máxima disipación de potenciaes del 1097,2%. El coste de la electricidadgenerada con este mix es de LEC = 33,21, sitenemos en cuenta la inversión hidroeléctri-ca, mientras que el valor mínimo del LEC sitodas las tecnologías operaran en MPPTsería de LECmin = 4,08 c€/kWhe. Si no consi-deramos la inversión hidroeléctrica tendría-mos LEC = 31,70 c€/kWhe y LECmin = 3,89c€/kWhe. [Ver Figuras 356 y 357].

En la Figura-358 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de generación,la demanda, la potencia deficitaria y la poten-cia disipada para este mix. Como vemos, ya

no existen picos de potencia deficitaria. Lapotencia disipada tiene un protagonismocomparable al de la demanda a lo largo detodo el año, indicando que este mix estámuy sobre-dimensionado para la coberturade la demanda eléctrica, y recomendando suuso para sistemas integrados de energía enlos que el excedente se pueda emplear paracubrir otra demanda de energía. La biomasaopera en este mix con un CF = 0,3%, dificul-tando la justificación de invertir en esta tec-nología. En la Figura-359 mostramos la evo-lución mensual del CF, SF, factor decapacidad de la biomasa y fracción de ener-gía disipada en relación a la demanda. La bio-masa se usa con CF prácticamente nulodurante todo el año. Durante todos losmeses del año hay una gran disipación ener-gética, tanto en términos energéticos comode potencia. [Ver Figuras 358 y 359].

Figura 356 Composición y ocupación del territorio de un mix con SM = 15. La generación energéticapresentada es sólo indicativa por basarse en los CF medios presentados en (IIT, 2005).






Eólica marina 24,72 50,1 15,0 -






Monte bajo 0,46 3,4 20,0 1,89

Biomasa total 15,63 113,0 - 11,54



Olas 48,48 40,5 50,0 -

Geotérmica HDR 1,24 9,8 50,0 0,00



314 Figura 357 Composición porcentual de la potencia del mix con SM = 15.


Análisis temporal

315En la Figura-360 mostramos por un lado eldéficit máximo de potencia y la disipaciónmáxima de potencia y por otro la evoluciónmensual del ratio entre el factor de capaci-dad mensual del mix de generación y el valormáximo que podría alcanzar este valor encaso de operar en modo MPPT. Se presen-tan dos valores, uno el asociado a operar labiomasa con el valor deseado de CF (90%),conduciendo a un factor de capacidad máxi-mo del sistema de generación de CFmax,max, elotro valor es el asociado a operar la biomasacon el CF que realmente alcanza a lo largodel año, conduciendo a un factor de capaci-dad máximo del sistema de generación deCFmax. Como podemos apreciar, estos ratiosse reducen mucho respecto a su valor deoperación en modo MPPT (100%) durantetodo el año (y especialmente en los mesescentrales), indicando el dominio de la opera-ción en modo regulación. [Ver Figura 360].

Conviene resaltar que tal y como se puedeobservar en las figuras que describen cadauno de los mix empleados en este estudioparamétrico, el porcentaje que se requieredesarrollar de las tecnologías dominantes enlos mix propuestos es muy inferior a sutecho de potencia (IIT, 2005). Pero es más,de las 5 categorías en las que agrupamos losemplazamientos provinciales de cada tecno-logía en función de sus actuaciones, paraconfigurar los mix energéticos empleadosen este estudio paramétrico (incluso con SM= 15), ha bastado, y de forma bastante hol-gada, con emplear la primera categoría delas tecnologías dominantes. Puesto quecada categoría viene representada por laserie temporal media de todas las provinciasque la componen, y muchas de las tecnolo-gías dominantes en los mix propuestos handesarrollado sólo un pequeño porcentaje de

su primera categoría, las actuaciones del mixserían realmente superiores a las expues-tas en caso de que, como sería lógico, sedesarrollaran primero los emplazamientosprovinciales de mejores prestaciones. Pasa-mos a continuación a mostrar los resultadosagrupados de este estudio paramétrico. En laFigura-361 mostramos la evolución de la SF yel CF al ir aumentando el múltiplo solar. Conel fin de facilitar la comparación con el estu-dio paramétrico del múltiplo solar, en la Figu-ra-362 mostramos la evolución de la SF parael sistema peninsular comparada con la delos sistemas autónomos eólico-fotovoltaico ysólo eólico que obtuvimos en el estudio para-métrico del múltiplo solar en los sistemasautónomos. Como podemos ver, lo que en elsistema peninsular conseguimos con un par-que generador de SM = 2, requiere en un sis-tema autónomo emplear parques generado-res con SM > 30. [Ver Figuras 361 y 362].

En la Figura-363 mostramos la evolución delfactor de capacidad con que se usa la bioma-sa a medida que va aumentando el SM delsistema peninsular. Como podemos ver, apartir de SM = 2 la biomasa pasa a usarsecon CF < 0,5 como consecuencia de que elexceso de capacidad de generación del restode las tecnologías empieza a ser importantey en este modo de operación deja entrar a labiomasa en pocas ocasiones. [Ver Figura 363].

En la Figura-364 mostramos la evolucióncon el SM de las fracciones de energía defi-citaria y a disipar anuales referidas a lademanda eléctrica peninsular. Como pode-mos ver, para SM = 2 ya están equilibradosdéficit y disipación, y con SM = 2,5 ya tene-mos un déficit prácticamente despreciabley muy inferior a los requerimientos de disi-pación. [Ver Figura 364].


316 Figura 359 Evolución mensual del CF, SF, factor de capacidad de la biomasa y fracción de energíadisipada en relación a la demanda para el mix con SM = 15.

Figura 360 Evolución mensual del déficit máximo de potencia y disipación máxima de potencia, asícomo del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generación y el valor máximo quepodría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT para el mix con SM = 15. Comoreferencia se diferencian dos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, quecorresponde al caso de que la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax


Análisis temporal

317Figura 361 Dependencia de la SF con el SM para el sistema de generación peninsular basado entecnologías renovables y sin capacidad de almacenamiento.

Figura 362 Dependencia de la SF con el SM para el sistema de generación peninsular basado entecnologías renovables y sin capacidad de almacenamiento, comparado con el de sistemasautónomos eólico-fotovoltaicos y sólo eólicos, también sin capacidad de almacenamiento.


318

Figura 364 Evolución con el SM de las fracciones de energía deficitaria y a disipar anuales referidasa la demanda eléctrica peninsular.

Figura 363 Evolución del factor de capacidad con que se usa la biomasa a medida que vaaumentando el SM del sistema peninsular.

En la Figura-365 mostramos la evolución conel SM del ratio entre el factor de capacidadmensual del mix de generación y el valormáximo que podría alcanzar este valor encaso de operar en modo MPPT. Se diferen-cian dos valores según la referencia adopta-da para la biomasa: el CFmax,max, que corres-ponde al caso de que la biomasa operaracon un factor de capacidad anual del 90%, yel CFmax que incorpora el CF real de la bioma-sa con el modo de regulación implementa-do. Como podemos ver, a partir de SM = 4,en el caso de emplear la capacidad de gene-ración sólo para cubrir la demanda eléctrica,el parque generador se usa con un CF infe-rior a la mitad de lo que podría proporcionaren modo MPPT. [Ver Figura 365].

En la Figura-366 mostramos la evolucióncon el SM de las potencias máximas anua-les de disipación y de déficit. Como sepuede observar, la potencia deficitariadecrece bastante más lentamente que elritmo de crecimiento que tiene la potencia adisipar, que a partir de SM = 2 sigue unaevolución prácticamente lineal. Las disconti-nuidades observadas en la evolución de lapotencia deficitaria máxima son debidas alos cambios porcentuales de participaciónde las distintas tecnologías en los distintosmix, de tal modo que si aumentamos el SMpero a costa de aumentar la potencia detecnologías que en la hora crítica anual prác-ticamente no están disponibles para cubrirla demanda, la potencia máxima deficitariase mantendrá inalterada. [Ver Figura 366].

En la Figura-367 mostramos la evolución conel SM del consumo anual de biomasa y deldéficit anual de cobertura de la demandaeléctrica. Respecto al déficit de coberturaanual de la demanda eléctrica, vemos cómo

hasta SM = 2 – 2,5 el efecto de aumentar elSM es significativo, pero a partir de estosvalores ya resulta muy “caro” seguir redu-ciendo el déficit a base de aumentar la poten-cia instalada, por lo que a priori, aunque técni-camente factible, parece poco apropiado,existiendo como existen otras soluciones demenor coste (potencia rodante sinérgica,capacidad de almacenamiento, gestión de lademanda,…). La biomasa, en el modo deoperación empleado para desarrollar estasimulación, tiene el papel de cubrir las puntasde demanda, entrando la última de todas lastecnologías con el fin de aprovechar en pri-mer lugar la capacidad de generación a bajoscostes de O&M de la potencia ya instalada, ycomo segunda opción quemar combustiblede biomasa. [Ver Figura 367].

Como vemos, hasta SM = 3 la reducción enla participación de la biomasa es práctica-mente lineal con el SM y con una pendientemuy elevada. A partir de SM = 3 la reduc-ción es muy suave, pero está ya en valorestan bajos que no justifican la instalación decentrales exclusivas para la biomasa, resul-tando mucho más apropiado hibridar centra-les termosolares para quemar esta biomasaen su bloque de potencia.

En la Figura-368 mostramos la evolución delLEC con el SM, tanto para el caso de consi-derar la inversión hidroeléctrica como para elcaso de considerar sólo los costes de O&Mde esta tecnología (asumir inversión ya reali-zada). Además del LEC correspondiente a laoperación del mix para cubrir sólo la deman-da eléctrica, presentamos también el LECmin,que se correspondería con el LEC obtenidosi se aprovechara toda la capacidad de gene-ración del mix, lo cual sucedería en un siste-ma de generación integrado para cobertura

Análisis temporal

319


320 Figura 365 Evolución con el SM del ratio entre el factor de capacidad mensual del mix de generacióny el valor máximo que podría alcanzar este valor en caso de operar en modo MPPT. Se diferenciandos valores según la referencia adoptada para la biomasa: el CFmax,max, que corresponde al caso deque la biomasa operara con un factor de capacidad anual del 90%, y el CFmax que incorpora el CF realde la biomasa con el modo de regulación implementado.

Figura 366 Evolución con el SM de las potencias máximas anuales de disipación y de déficit.

simultánea de las distintas demandas ener-géticas (total o parcialmente) mediante eluso de la electricidad. La diferencia entre elLEC y el LECmin, que como vemos crece muypronunciadamente y de forma prácticamen-te proporcional al aumentar el SM por enci-ma de SM = 2, puede entenderse como lavaloración económica del coste de regularcon este parque generador para ajustarse ala demanda. [Ver Figura 368].

Sin embargo, para ver las cosas de formarelativa, en la Figura-369 mostramos la evo-lución con el SM del LEC del sistema penin-sular (incluyendo la inversión hidroeléctrica)comparada con la del sistema autónomoeólico-fotovoltaico. Como vemos, el siste-ma autónomo, incluso para SM muy bajos(que proporcionan valores muy bajos de laSF), tiene LEC muy superiores a los alcanza-dos en el sistema peninsular incluso a partirdel momento en que la disipación energéti-ca se hace importante. Debemos recordar

que los costes del sistema autónomo pre-sentados en esta figura son costes actua-les, mientras que los del sistema peninsularson costes proyectados al año 2050. [VerFigura 369].

En base a los resultados presentados eneste punto, vamos a adoptar el SM = 2,5(112,7 GWp de potencia nominal) como undiseño adecuado del parque generador des-tinado a la cobertura de la demanda eléctri-ca y basado en energías renovables, ligera-mente sobredimensionado para tener unamayor seguridad de suministro ante varia-ciones del año meteorológico, pero sin incu-rrir en los despilfarros energéticos y costesque se derivan de seguir aumentando elSM. El mix con SM = 2,5 que empleamosen el estudio paramétrico, que en adelantevamos a denominar mix-10, proporcionabauna SF = 97,7% y tiene un déficit anual deenergía de 6,4 TWh/a, que fácilmente sepuede cubrir con el bombeo hidroeléctrico,

Análisis temporal

321

Figura 367 Evolución con el SM del consumo anual de biomasa y del déficit anual de cobertura de lademanda eléctrica.


322 aprovechando la potencia rodante de otrastecnologías (termosolar o gran hidroeléctri-ca), y/o con una adecuada gestión de lademanda para trasladar estas puntas depotencia deficitaria a instantes con exce-dente de capacidad de generación. El costede la electricidad con el mix-10 es de LEC =5,91 c€/kWhe incluyendo inversión hidroe-léctrica, y LEC = 4,37 c€/kWhe sin incluir lainversión hidroeléctrica, que ya parecenvalores bastante buenos. En la Figura-370reproducimos la composición y actuacioneshorarias anuales del mix-10. [Ver Figura 370].

Sin embargo el mix-10 tiene un par decaracterísticas que hacen pensar que existepotencial para reducir el LEC:· Tiene un factor de capacidad de la bioma-

sa muy bajo (28,4%), indicando que siem-pre que contemos con suficiente poten-cia rodante para hacer frente a la punta dedéficit de demanda (18,3 GW) podríamosreducir la potencia de biomasa instalada.

· Implementa 9,7 GWp de tecnología de lasolas, que con las actuaciones actuales salenmuy caras comparadas con otras tecnologí-as disponibles.

Por este motivo hemos procedido a explo-rar otros mix que resuelvan estos dosinconvenientes. En la Figura-371 mostra-mos la composición y actuaciones hora-rias anuales del mix-18, que con SM = 2,5nos proporciona una fracción solar de SF =98,1%, ligeramente superior al mix-10.Este mix ha reducido la potencia de bio-masa desde 9,75 GW a 7,2 GW, a pesarde lo cual se reduce el factor de capacidadde la biomasa desde 28,4% a 17,5%, y eldéficit de potencia máximo a lo largo delaño aumenta desde 18,3 GW a 21,6 GW.Sin embargo, el LEC se reduce desde 5,91a 5,53 c€/kWhe incluyendo inversiónhidroeléctrica, y desde 4,37 a 3,99c€/kWhe sin incluir la inversión hidroeléc-trica. [Ver Figura 371].

Figura 368 Evolución del LEC con el SM, tanto para el caso de considerar la inversión hidroeléctricacomo para el caso de considerar sólo los costes de O&M de esta tecnología (asumir inversión yarealizada). Además del LEC correspondiente a la operación del mix para cubrir sólo la demandaeléctrica, presentamos también el LECmin, que se correspondería con el LEC obtenido si seaprovechara toda la capacidad de generación del mix, lo cual sucedería en un sistema de generaciónintegrado para cobertura simultánea de las distintas demandas energéticas (total o parcialmente)mediante el uso de la electricidad.

Análisis temporal

323

Si seguimos reduciendo la potencianominal de la biomasa hasta 3,6 GW,obtenemos el mix-19 cuya composición yactuaciones horarias anuales mostramosen la Figura-372. Las actuaciones anualesde este mix son SM = 2,5; SF = 0,975;LEC = 3,80 c€/kWhe (sin inversión hidroe-léctrica); Pdef,max = 23,3GW. Por tanto,vemos cómo una vez más conseguimosreducir costes manteniendo una SF delorden de la del mix-10. Sin embargo, apesar de haber reducido tanto la potencianominal de la biomasa, su CF siguedecreciendo desde el 17,5% en el mix-18a 16,9% en el mix-19.

Puesto que la biomasa entra solamente enla cobertura de las puntas, la reducción desu potencia nominal no conduce a una

mejora de aprovechamiento de la inversión,pues sigue entrando en los mismos instan-tes pero proporcionando menos potencia alser menor la potencia instalada de biomasaque las puntas de déficit. En estas condi-ciones parece que tiene poco sentido cons-truir centrales de biomasa, pareciendo másapropiado emplear la biomasa en los blo-ques de potencia de las centrales termoso-lares: por un lado de esta forma la biomasase puede emplear para cubrir puntas sintener que costear todo el bloque de poten-cia, pues lo comparte con la tecnología ter-mosolar. Y por otro lado, esto evita el tenerque estar arrancando y parando continua-mente las centrales de biomasa, pues elbloque termosolar ya está caliente por laoperación termosolar a lo largo del día. [VerFigura 372].

Figura 369 Evolución con el SM del LEC del sistema peninsular (incluyendo la inversiónhidroeléctrica) comparada con la del sistema autónomo eólico-fotovoltaico. Los costes del sistemaautónomo presentados en esta figura son costes actuales, mientras que los del sistema peninsularson costes proyectados al año 2050.


324 Figura 370 Composición y actuaciones horarias anuales del mix-10: SM = 2,5; SF = 0,977; LEC = 4,37c€/kWhe; Pdef,max = 18,3 GW; Edef = 6,4 TW.h/a.

Análisis temporal

325Figura 371 Composición y actuaciones horarias anuales del mix-18: SM = 2,5; SF = 0,981; LEC = 3,99c€/kWhe; Pdef,max = 21,6 GW; Edef = 5,4 TW.h/a.

Por último, aunque ya hemos comentadoen múltiples ocasiones que la diversidadtecnológica conduce a una mejora de lasactuaciones de los mix basados en renova-bles, tiene interés cuantificar esta afirma-ción en el marco peninsular, al comparar lasactuaciones de un mix tecnológicamentediverso con las de un mix basado principal-mente en una tecnología. Puesto que en elmomento actual es la tecnología eólicaterrestre la que presenta con diferencia unmayor desarrollo comercial, y además resul-ta ser la de menor coste (en los buenosemplazamientos) incluso con la estructurade costes del año 2050, resulta interesanteplantearse la pregunta de si no convendríamás seguir la tendencia actual y acabarimplementando un mix renovable basadoprácticamente en la tecnología eólica.

Con el fin de clarificar esta cuestión hemosprocedido a analizar dos mix adicionalesbasados en tecnología eólica terrestre, unocon igual SM que el mix diverso (SM = 2,5),y otro con igual SF que la alcanzada por elmix diverso.

En la Figura-373 mostramos la composicióny actuaciones horarias anuales del mix-20,un mix basado en eólica terrestre con SM= 2,5. Es de resaltar que este mix, con93,2 GWp de potencia eólica instalada, sepuede implementar sin emplear emplaza-mientos eólicos fuera de la categoría-1 (lamejor).Este mix proporciona un LEC = 4,24c€/kWhe al considerar la inversión hidroeléc-trica y de LEC = 2,52 c€/kWhe al no conside-rar la inversión hidroeléctrica. Como pode-mos ver, estos LEC son significativamenteinferiores a los obtenidos con los anterioresmix de SM = 2,5 y mayor diversidad tecnoló-gica, pues no en balde el mix-20 se apoya en

la tecnología más barata de todas las consi-deradas. Pero las prestaciones energéticasde este mix, con una SF = 87,8%, son tam-bién considerablemente inferiores a las delos mix de igual SM y mayor diversidad tec-nológica. Además, en el mix-20 la máximapotencia deficitaria a lo largo del año crecesignificativamente para llegar a 33,2 GW, yel parque generador no dispone de ningunatecnología con capacidad de aportar poten-cia rodante a estos niveles. Por tanto, con elmix-20 sería significativamente más difícilde llegar a cubrir la demanda eléctrica quecon otros mix de igual SM pero mayor diver-sidad tecnológica. [Ver Figura 373].

De hecho, si buscamos un mix basado eneólica que proporcione la misma SF que losmix con mayor diversidad tecnológica (enconcreto que el mix-10), obtenemos el mix-21, requiriendo un gran incremento del múl-tiplo solar hasta llegar a SM = 5,54. La com-posición y actuaciones horarias anuales delmix-21 aparecen recogidas en la Figura-374. Este mix requiere implementar 230GWp de potencia eólica terrestre, saliéndo-nos ya de las categorías-1 de eólica terres-tre en llano y accidentado. La fracción solaralcanzada es igual a la del mix-10 (SF =97,7%), pero el valor máximo de la poten-cia deficitaria a lo largo del año alcanza enel mix-21 un valor (29,6 GW) considerable-mente superior al del mix-10, y el mix-21sigue sin disponer de tecnologías que pro-porcionen potencia rodante con capacidadde cubrir estos picos de potencia deficitaria.Y en cuanto a costes, el mix-21 tiene unoscostes significativamente superiores a losde los mix más diversos con igual SF, alcan-zando LEC = 7,27 c€/kWhe al tener encuenta la inversión hidroeléctrica y LEC =5,72 c€/kWhe sin considerar la inversión

Análisis temporal

327


328 hidroeléctrica, consecuencia directa delhecho de que este mix opera con un CFque es el 32,9% del que podría tener ope-rando en modo MPPT. [Ver Figura 374].

En las Figuras 375 a 379 mostramos la com-parativa de actuaciones de todos los mixcon SM = 2,5 analizados y el mix eólico conigual SF. [Ver Figuras 375 a 379].

4.3.6. Análisis paramétrico de la capacidadde acumulación

En este punto vamos a analizar el efecto dela capacidad de acumulación sobre mix degeneración peninsular basados en energíasrenovables. Al igual que en el punto ante-rior, vamos a considerar que todas las tec-nologías, incluida la hidroeléctrica opera deforma prefijada, sin otra regulación que ladisipación del exceso de capacidad degeneración. La única excepción es la bioma-sa, que al igual que en el estudio anterior vaa ser la última tecnología en entrar para nodisipar biocombustible si existe la posibili-dad de cubrir la demanda con otras tecnolo-gías con menores costes de O&M.

Para las evaluaciones económicas vamos aasumir un coste de la capacidad de alma-cenamiento en el año 2050 de 10 €/kWh.Este coste es más de 10 veces inferior alcoste actual de almacenamiento electro-químico en baterías estacionarias de unsistema autónomo. Para el proceso decarga y descarga del almacenamiento asu-miremos un rendimiento total del 70%. Laprofundidad de descarga admisible máxi-ma para el almacenamiento hemos asumi-do que es del 10%. Más allá de estos pará-metros, en este estudio no vamos aespecificar de qué tipo de almacenamiento

se trata pues el objetivo buscado es obte-ner los efectos de la capacidad de almace-namiento en general.

El primer requerimiento básico para que lacapacidad de almacenamiento permitacubrir la totalidad de la demanda (alcanzarSF = 100%) es que la disipación anual deenergía para regular el excedente de capaci-dad de generación tiene que ser superior aldéficit anual. El segundo requerimiento esque disipación y déficit estén equilibrados alo largo del año, pues de lo contrario seincrementan mucho los requerimientos decapacidad de acumulación.

En la Figura-380 mostramos la evoluciónhoraria anual de la capacidad de genera-ción del mix renovable (Prenovable), de lademanda eléctrica, del déficit de coberturade la demanda y de los requerimientos dedisipación para un mix con SM = 1,5 sincapacidad de almacenamiento (mix-23).Las actuaciones anuales de este mix sonSF = 77,6%, déficit anual del 22,4% y disi-pación anual del 1,7%, estando ambos por-centajes referidos a la demanda eléctricaanual. La capacidad de generación poten-cial de este mix asciende a un 79,7% de lademanda, el aporte de la biomasa a lo largodel año es de 18,3 TWh/a, la potencia defi-citaria máxima es de 27,8 GW y el máximode la potencia a disipar de 22,4 GW. Encuanto a los costes proporciona un LEC =4,79 c€/kWhe al tener en cuenta la inver-sión hidroeléctrica y LEC = 2,85 c€/kWhe

sin considerar esa inversión. Como pode-mos apreciar en la evolución horaria deldéficit y la disipación, este mix nuncapodrá alcanzar SF significativamente supe-riores a la que tiene sin capacidad de alma-cenamiento. [Ver Figura 380].

Análisis temporal

329Figura 373 Composición y actuaciones horarias anuales del mix-20: SM = 2,5; SF = 0,878; LEC = 2,52c€/kWhe; Pdef,max = 33,2 GW; Edef = 34,1 TW.h/a.

Análisis temporal

331Figura 375 Comparativa de actuaciones en términos de potencia deficitaria máxima, potenciadisipada máxima, energía anual disipada y energía anual deficitaria para los mix con SM = 2,5 y elmix eólico de igual SF.

Figura 376 Comparativa de actuaciones en términos de LEC para los mix con SM = 2,5 y el mix eólicode igual SF.


332 Figura 377 Comparativa de actuaciones en términos de SF y del ratio entre el factor de capacidad yel que tendría el mix operando en modo MPPT para los mix con SM = 2,5 y el mix eólico de igual SF.

Figura 378 Comparativa de actuaciones en términos de factor de capacidad total y factor decapacidad de la biomasa para los mix con SM = 2,5 y el mix eólico de igual SF.

Análisis temporal

333Figura 379 Comparativa de actuaciones en términos de potencia nominal de biomasa y generacióneléctrica a partir de la biomasa para los mix con SM = 2,5 y el mix eólico de igual SF.

Figura 380 Mix-23 (SM = 1,5) sin capacidad de almacenamiento. Evolución horaria anual de la capacidadde generación del mix renovable (Prenovable), de la demanda eléctrica, del déficit de cobertura de lademanda y de los requerimientos de disipación. Las actuaciones anuales de este mix son SF = 77,6%,déficit anual del 22,4% y disipación anual del 1,7% (ambos porcentajes referidos a la demanda).


334 En la Figura-381 mostramos la misma infor-mación para un mix tal que a nivel anual equi-libra sus requerimientos de disipación con eldéficit de la demanda (mix-24). Con SM =1,897 y sin capacidad de almacenamiento,las actuaciones anuales de este mix son SF= 90,4%, déficit anual igual a la disipaciónanual del 9,6% de la demanda eléctrica. Lacapacidad de generación potencial de estemix asciende a un 103,0% de la demanda, elaporte de la biomasa a lo largo del año es de11,1 TWh/a, la potencia deficitaria máximaes de 26,8 GW y el máximo de la potencia adisipar de 36,9 GW. En cuanto a los costesproporciona un LEC = 4,94 c€/kWhe al teneren cuenta la inversión hidroeléctrica y LEC =3,27 c€/kWhe sin considerar esa inversión.Este sería el valor mínimo del SM para plan-tearse la cobertura total de la demandaempleando la gestión del excedente que pro-porciona la capacidad de almacenamiento.

A pesar que con un almacenamiento idealpodríamos plantearnos alcanzar SF = 100%,este mix en concreto, con una elevada con-tribución de la termosolar, presenta un desfa-se estacional significativo entre déficit y disi-pación. En la Figura-382 mostramos laevolución horaria anual de la capacidad degeneración del mix renovable (Prenovable), de lademanda eléctrica, del déficit de coberturade la demanda y de los requerimientos dedisipación, para un mix sin capacidad dealmacenamiento y con un déficit anual igualal 70% de la disipación anual, de tal formaque con un almacenamiento con 70% derendimiento global de carga-descarga sepudiera llegar a alcanzar SF = 100%. Aunqueeste sería el mínimo valor del SM para que elalmacenamiento permitiera alcanzar SF =100%, la distribución poco equilibrada dedisipación y déficit obligarían a emplear capa-cidades de almacenamiento elevadas.

Figura 381 Mix-24 (SM = 1,897) sin capacidad de almacenamiento. Mix con disipación anual igual aldéficit anual. Evolución horaria anual de la capacidad de generación del mix renovable (Prenovable), dela demanda eléctrica, del déficit de cobertura de la demanda y de los requerimientos de disipación.Las actuaciones anuales de este mix son SF = 90,4%, déficit anual igual a la disipación anual del9,6% de la demanda.

Análisis temporal

335Una vez más, el desequilibrio estacional esdebido a la gran contribución de la termoso-lar en este mix de generación. Las actuacio-nes anuales de este mix con SM = 1,956son SF = 91,6%, déficit anual del 8,4% ydisipación anual del 12,0% (ambos porcen-tajes referidos a la demanda). La capacidadde generación potencial de este mix ascien-de a un 107,2% de la demanda, el aporte dela biomasa a lo largo del año es de 9,7TWh/a, la potencia deficitaria máxima es de26,8 GW y el máximo de la potencia a disi-par de 39,1 GW. En cuanto a los costes pro-porciona un LEC = 5,02 c€/kWhe al tener encuenta la inversión hidroeléctrica y LEC =3,38 c€/kWhe sin considerar esa inversión.[Ver Figuras 381 y 382].

Resulta interesante analizar el equilibrioentre déficit y disipación a nivel mensual enausencia de capacidad de acumulación. En

la Figura-383 mostramos la composiciónporcentual de la potencia instalada en elmix-23 (SM = 1,5), junto con sus actuacio-nes mensuales sin capacidad de acumula-ción en forma de disipación, déficit y gene-ración potencial, todo ello referido a lademanda eléctrica correspondiente a esemes. Como podemos ver, sólo en el mes deabril tenemos un equilibrio entre disipacióny déficit. [Ver Figura 383].

En la Figura-384 mostramos la composiciónporcentual de la potencia instalada en elmix-26 (SM = 2), junto con sus actuacionesmensuales sin capacidad de acumulaciónen forma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demandaeléctrica correspondiente a ese mes. Lasactuaciones anuales de este mix sin capa-cidad de acumulación vienen dadas por SF= 92,3%, Fdeficit = 7,7%, Fdisipada = 13,8%;

Figura 382 Mix-25 (SM = 1,956) sin capacidad de almacenamiento. Mix con un déficit anual igual al70% de disipación anual. Evolución horaria anual de la capacidad de generación del mix renovable(Prenovable), de la demanda eléctrica, del déficit de cobertura de la demanda y de los requerimientos dedisipación. Las actuaciones anuales de este mix son SF = 91,6%, déficit anual del 8,4% y disipaciónanual del 12,0% (ambos porcentajes referidos a la demanda).


336 generación potencial del 110,0%, energíaaportada por la biomasa de 8,8 TWh/a,potencia deficitaria máxima de 26,7 GW,potencia disipada máxima de 40,7 GW, LEC= 5,08 c€/kWhe considerando inversiónhidroeléctrica y LEC = 3,45 c€/kWhe sin estainversión. Como vemos, con este mix, deenero a agosto (con excepción de febrero)existe suficiente disipación como para cubrirla demanda mediante el uso de la capacidadde acumulación, pero en los demás mesesdel año domina el déficit energético. Portanto, y a pesar de que en base anual haysuficiente excedente de capacidad de gene-ración, alcanzar una cobertura total de lademanda requerirá elevadas capacidades deacumulación. [Ver Figura 384].

En la Figura-385 mostramos la composiciónporcentual de la potencia instalada en el mix-27 (SM = 2,5), junto con sus actuacionesmensuales sin capacidad de acumulación enforma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demandaeléctrica correspondiente a ese mes. Lasactuaciones anuales de este mix sin capaci-dad de acumulación vienen dadas por SF =96,4%, Fdeficit = 3,6%, Fdisipada = 39,6%; gene-ración potencial del 141,6%, energía aporta-da por la biomasa de 3,9 TWh/a, potenciadeficitaria máxima de 26,1 GW, potenciadisipada máxima de 60,9 GW, LEC = 5,75c€/kWhe considerando inversión hidroeléc-trica y LEC = 4,19 c€/kWhe sin esta inver-sión. Con este mix, durante todos los mesesdel año disponemos ya de una disipaciónsuperior al déficit, por lo que resultará fácilcubrir el 100% de la demanda con pocacapacidad de acumulación. [Ver Figura 385].

El hecho de que en el sistema peninsular losmix energéticos con excedente de capacidad

de generación anual, ya alcancen sin capaci-dad de acumulación valores muy elevados deSF, hace bastante difícil para la capacidad deacumulación el poder justificarse desde unpunto de vista técnico-económico, pues elbeneficio en términos de CF que puede pro-porcionar se ve muy limitado para compensarsu sobre-coste. En la Figura-386 mostramosla composición porcentual de la potencia ins-talada en el mix-28 (SM = 3), junto con susactuaciones mensuales sin capacidad de acu-mulación en forma de disipación, déficit ygeneración potencial, todo ello referido a lademanda eléctrica correspondiente a esemes. Las actuaciones anuales de este mix sincapacidad de acumulación vienen dadas porSF = 97,8%, Fdeficit = 2,2%, Fdisipada = 67,3%;generación potencial del 171,3%, energíaaportada por la biomasa de 2,2 TWh/a, poten-cia deficitaria máxima de 25,2 GW, potenciadisipada máxima de 80,5 GW, LEC = 6,55c€/kWhe considerando inversión hidroeléctri-ca y LEC = 5,00 c€/kWhe sin esta inversión.En este caso ya tenemos una clara dominan-cia de la disipación mensual frente al déficitmensual, pero éste es muy pequeño, por loque el beneficio potencial de introducir capa-cidad de acumulación será también muypequeño en términos de CF. [Ver Figura 386].

En la Figura-387 mostramos la composiciónporcentual de la potencia instalada en el mix-29 (SM = 3,5), junto con sus actuacionesmensuales sin capacidad de acumulación enforma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demanda eléc-trica correspondiente a ese mes. Las actuacio-nes anuales de este mix sin capacidad de acu-mulación vienen dadas por SF = 98,7%, Fdeficit

= 1,3%, Fdisipada = 97,1%; generación potencialdel 202,3%, energía aportada por la biomasade 1,4 TWh/a, potencia deficitaria máxima de

Análisis temporal

33723,9 GW, potencia disipada máxima de 100,4GW, LEC = 7,39 c€/kWhe considerando inver-sión hidroeléctrica y LEC = 5,86 c€/kWhe sinesta inversión. [Ver Figura 387].

En la Figura-388 mostramos la composiciónporcentual de la potencia instalada en elmix-30 (SM = 4), junto con sus actuacionesmensuales sin capacidad de acumulaciónen forma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demandaeléctrica correspondiente a ese mes. Lasactuaciones anuales de este mix sin capaci-dad de acumulación vienen dadas por SF =99,0%, Fdeficit = 1,0%, Fdisipada = 126,8%,generación potencial del 232,5%, energíaaportada por la biomasa de 1,0 TWh/a,potencia deficitaria máxima de 22,9 GW,potencia disipada máxima de 119,0 GW,LEC = 8,35 c€/kWhe considerando inver-sión hidroeléctrica y LEC = 6,83 c€/kWhe

sin esta inversión. [Ver Figura 388].

A continuación pasamos a presentar deforma gráfica el efecto de la capacidad deacumulación sobre las actuaciones de losmix energéticos anteriormente presenta-dos. En la Figura-389 mostramos la evolu-ción horaria anual de la potencia disponible,la demanda, la disipación y el déficit para elmix-23 (SM = 1,5) con una capacidad dealmacenamiento de 0,75 TWh. Como pode-mos observar, éste es el valor de capacidadde almacenamiento que para este mix anulael excedente de capacidad de generación,por lo que ya no tiene sentido aumentar lacapacidad de acumulación. Las actuacionesanuales de este mix con la mencionadacapacidad de acumulación vienen dadas porSF = 78,8%, Fdeficit = 21,3%, Fdisipada = 0%,generación potencial del 79,7%, energíaaportada por la biomasa de 18,3 TWh/a,

potencia deficitaria máxima de 27,8 GW,potencia disipada máxima de 0 GW, LEC =5,02 c€/kWhe considerando inversión hidro-eléctrica y LEC = 3,10 c€/kWhe sin estainversión. [Ver Figura 389].

En la Figura-390 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, lademanda, la disipación y el déficit para elmix-26 (SM = 2) con una capacidad dealmacenamiento de 2 TWh. Como pode-mos observar, este mix tiene unos fuertesrequerimientos de almacenamiento men-sual, e incluso para la capacidad de acumu-lación considerada queda patente la nece-sidad de trasladar el exceso de capacidadde generación de los meses centrales delaño a principios y fin de año. Como conse-cuencia, la mejora de las prestaciones deeste mix con la capacidad de almacena-miento cabe esperar que sea lenta. Lasactuaciones anuales de este mix con lamencionada capacidad de acumulaciónvienen dadas por SF = 96,3%, Fdeficit =3,7%, Fdisipada = 8,2%, generación potencialdel 110,0%, energía aportada por la bioma-sa de 8,8 TWh/a, potencia deficitaria máxi-ma de 26,7 GW, potencia disipada máximade 40,7 GW, LEC = 5,53 c€/kWhe conside-rando inversión hidroeléctrica y LEC = 3,97c€/kWhe sin esta inversión. En la Figura-391 mostramos la evolución horaria anualde la potencia de la biomasa y del estadode carga del almacenamiento, los dos ele-mentos de regulación de los que está dota-do este mix. El almacenamiento permane-ce en estado elevado de carga durantetoda la parte central del año en la que con-sigue anular el déficit, cayendo sin embar-go hasta el mínimo estado de carga permi-tido a principio y final de año, épocas en lasque no se dispone de suficiente potencia


338 Figura 383 Composición porcentual de la potencia instalada en el mix-23 (SM = 1,5), junto con susactuaciones mensuales sin capacidad de acumulación en forma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demanda eléctrica correspondiente a ese mes. SF = 77,6%.

Análisis temporal

339Figura 384 Composición porcentual de la potencia instalada en el mix-26 (SM = 2), junto con susactuaciones mensuales sin capacidad de acumulación en forma de disipación, déficit y generaciónpotencial, todo ello referido a la demanda eléctrica correspondiente a ese mes. SF = 92,3%.

Análisis temporal



344

excedente para recuperar el estado decarga del almacenamiento. La utilizaciónde la potencia de biomasa es más intensaen las épocas del año en las que el almace-namiento se descarga. [Ver Figuras 390 y 391].

En la Figura-392 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, lademanda, la disipación, el déficit, el estadode carga del almacenamiento y la potenciade la biomasa para el mix-26 (SM = 2) conuna capacidad de almacenamiento de 14TWh. Como podemos observar, en estascondiciones se consigue eliminar el déficitalcanzando SF = 100%, pero para ello hasido necesario implementar una elevadacapacidad de almacenamiento, que a pesarde todo prácticamente alcanza su profundi-dad de descarga máxima admisible a princi-pio de año.

Las actuaciones anuales de este mix con lamencionada capacidad de acumulación vie-nen dadas por SF = 100%, Fdeficit = 0%, Fdisipada =2,9%, generación potencial del 110,0%, ener-gía aportada por la biomasa de 8,8 TWh/a,potencia deficitaria máxima de 0 GW, poten-cia disipada máxima de 20,4 GW, LEC = 9,14c€/kWhe considerando inversión hidroeléctri-ca y LEC = 7,63 c€/kWhe sin esta inversión.Un mix con este SM probablemente se veríafavorecido incrementando la potencia instala-da de tecnologías con mayor capacidad degeneración en los períodos que se alcanza elmínimo estado de carga del almacenamiento,de tal forma que bastara con una capacidadconsiderablemente inferior de almacenamien-to para cubrir la carga. [Ver Figura 392].

En la Figura-393 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, la

Figura 389 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación y el déficitpara el mix-23 (SM = 1,5) con una capacidad de almacenamiento de 0,75 TWh. SF = 78,8%.

Análisis temporal

345Figura 390 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación y el déficitpara el mix-26 (SM = 2) con una capacidad de almacenamiento de 2 TWh. SF = 96,3%.

Figura 391 Evolución horaria anual del estado de carga del almacenamiento y de la potencia de labiomasa para el mix-26 (SM = 2) con una capacidad de almacenamiento de 2 TWh. SF = 96,3%.


346 Figura 392 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación, el déficit, elestado de carga del almacenamiento y la potencia de la biomasa para el mix-26 (SM = 2) con unacapacidad de almacenamiento de 14 TWh. SF = 100%.

demanda, la disipación, el déficit, el estadode carga del almacenamiento y la potenciade la biomasa para el mix-27 (SM = 2,5)con una capacidad de almacenamiento de0,5 TWh. Como podemos observar, enestas condiciones siguen quedando unaspuntas de déficit a principio y final de añopor descargarse el almacenamiento. Lasactuaciones anuales de este mix con lamencionada capacidad de acumulaciónvienen dadas por SF = 98,8%, Fdeficit =1,2%, Fdisipada = 36,1%, generación poten-cial del 141,6%, energía aportada por labiomasa de 3,9 TWh/a, potencia deficitariamáxima de 25,2 GW, potencia disipadamáxima de 60,9 GW, LEC = 5,77 c€/kWhe

considerando inversión hidroeléctrica yLEC = 4,24 c€/kWhe sin esta inversión.[Ver Figura 393].

En la Figura-394 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, lademanda, la disipación, el déficit, el estadode carga del almacenamiento y la potenciade la biomasa para el mix-27 (SM = 2,5)con una capacidad de almacenamiento de1,5 TWh. Este es el mínimo valor de capa-cidad de almacenamiento para conseguircubrir totalmente la demanda. Las actua-ciones anuales de este mix con la mencio-nada capacidad de acumulación vienendadas por SF = 100%, Fdeficit = 0%, Fdisipada =34,4%, generación potencial del 141,6%,energía aportada por la biomasa de 3,9TWh/a, potencia deficitaria máxima de 0GW, potencia disipada máxima de 60,9GW, LEC = 6,02 c€/kWhe considerandoinversión hidroeléctrica y LEC = 4,51c€/kWhe sin esta inversión. [Ver Figura 394].

En la Figura-395 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, la

demanda, la disipación, el déficit, el estadode carga del almacenamiento y la potenciade la biomasa para el mix-28 (SM = 3) conuna capacidad de almacenamiento de 0,61TWh. Este es el mínimo valor de capacidadde almacenamiento para conseguir cubrirtotalmente la demanda. Las actuacionesanuales de este mix con la mencionadacapacidad de acumulación vienen dadas porSF = 100%, Fdeficit = 0%, Fdisipada = 64,2%,generación potencial del 171,3%, energíaaportada por la biomasa de 2,2 TWh/a,potencia deficitaria máxima de 0 GW,potencia disipada máxima de 80,5 GW, LEC= 6,60 c€/kWhe considerando inversiónhidroeléctrica y LEC = 5,09 c€/kWhe sinesta inversión. [Ver Figura 395].

En la Figura-396 mostramos la evoluciónhoraria anual de la potencia disponible, lademanda, la disipación, el déficit, el estadode carga del almacenamiento y la potenciade la biomasa para el mix-29 (SM = 3,5) conuna capacidad de almacenamiento de 0,36TWh. Este es el mínimo valor de capacidadde almacenamiento para conseguir cubrirtotalmente la demanda. Las actuacionesanuales de este mix con la mencionadacapacidad de acumulación vienen dadas porSF = 100%, Fdeficit = 0%, Fdisipada = 95,2%,generación potencial del 202,3%, energíaaportada por la biomasa de 1,4 TWh/a,potencia deficitaria máxima de 0 GW,potencia disipada máxima de 100,4 GW,LEC = 7,40 c€/kWhe considerando inver-sión hidroeléctrica y LEC = 5,89 c€/kWhe

sin esta inversión. [Ver Figura 396].

Las bajas capacidades de almacenamientorequeridas para cubrir el 100% de lademanda con mix energéticos de SM > 2,5permiten disponer de esta capacidad de

Análisis temporal

347

almacenamiento sin más que gestionaradecuadamente los recursos hidroeléctri-cos y el bombeo hidroeléctrico actualmen-te ya implementados.

A continuación pasamos a mostrar los resul-tados globales del estudio paramétrico delefecto de la capacidad de acumulación en losmix peninsulares para cobertura de lademanda eléctrica basados en energíasrenovables. En la Figura-397 mostramos laevolución del LEC (con y sin inversión hidroe-léctrica) con la capacidad de acumulaciónpara mix energéticos con distinto SM. Comopodemos observar, el valor óptimo de lacapacidad de acumulación en términos deminimizar el LEC está desplazado a valoresmuy bajos (Cóptima ≤ 0,15 TWh). Esta capaci-dad de almacenamiento óptima es bastantemás baja que la que encontrábamos en elsistema autónomo, donde en términos dedías de autonomía encontrábamos un valorde Cóptima que minimizaba el LEC (en valoresde 100 a 160 c€/kWhe según mix) del ordende 2 días de autonomía (48 h). Para el siste-ma peninsular, la Cóptima = 0,15 TWh corres-ponde a unas 4 h de autonomía frente a lademanda eléctrica media, y es por tanto delorden de un 8% de la Cóptima en los sistemasautónomos. Es más, en el sistema autóno-mo operar con la Cóptima implica una reduccióndel LEC significativa, mientras que para elsistema peninsular la reducción asociada espoco relevante. Los bajos valores de la Cóptima

en el sistema peninsular son una consecuen-cia directa del buen acoplamiento genera-ción-carga, de tal forma que el almacena-miento resulta poco efectivo desde un puntode vista técnico-económico. [Ver Figura 397].

Con capacidad de almacenamiento nula, elsistema peninsular ya alcanza fracciones

solares muy elevadas para todos los casoscon suficiente excedente anual para plante-arse el uso de la capacidad de acumulación.Por tanto, en el sistema peninsular, el bene-ficio económico del almacenamiento espequeño respecto al sobrecoste que llevaasociado, por lo que el mínimo en el LEC sedesplaza hacia capacidades de almacena-miento nulas. Otro tema distinto es que lasbajas capacidades de acumulación requeri-das ya están implementadas en el sistemahidroeléctrico y de bombeo hidroeléctrico,por lo que resulta apropiado emplearlas paraaumentar la cobertura de la demanda y laseguridad de suministro.

En la Figura-398 mostramos la evolución delfactor de capacidad del sistema generadorcon la capacidad de acumulación, para dise-ños de mix con distinto SM. Como vemos,el incremento de la capacidad de acumula-ción, si bien conduce a un incremento delCF, la mejora es muy pequeña, lo cual esuna vez más consecuencia directa de loselevados valores de SF que ya se alcanzansin capacidad de acumulación. [Ver Figura 398].

En la Figura-399 mostramos la evolución dela SF alcanzada por sistema generador conla capacidad de acumulación, para diseñosde mix con distinto SM. Como podemosver, sólo a partir de SM = 2 es posible alcan-zar una cobertura total de la demanda gra-cias a la capacidad de acumulación, pero eneste caso límite los requerimientos de alma-cenamiento para el mix elaborado son exce-sivos, conduciendo a un LEC = 9,45c€/kWhe considerablemente superior a losde los mix con mayor SM y SF = 100%.

En las condiciones de los mix analizados,aumentar la capacidad de acumulación


348

Análisis temporal

349Figura 393 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación, el déficit, elestado de carga del almacenamiento y la potencia de la biomasa para el mix-27 (SM = 2,5) con unacapacidad de almacenamiento de 0,5 TWh. SF = 98,8%.


350 Figura 394 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación, el déficit, elestado de carga del almacenamiento y la potencia de la biomasa para el mix-27 (SM = 2,5) con unacapacidad de almacenamiento de 1,5 TWh. SF = 100%.

Análisis temporal

351Figura 395 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación, el déficit, elestado de carga del almacenamiento y la potencia de la biomasa para el mix-27 (SM = 3) con unacapacidad de almacenamiento de 0,61 TWh. SF = 100%.


352 Figura 396 Evolución horaria anual de la potencia disponible, la demanda, la disipación, el déficit, elestado de carga del almacenamiento y la potencia de la biomasa para el mix-29 (SM = 3,5) con unacapacidad de almacenamiento de 0,36 TWh. SF = 100%.

Análisis temporal

353

Figura 398 Evolución del factor de capacidad del sistema generador con la capacidad deacumulación, para diseños de mix con distinto SM.

Figura 397 Evolución del LEC (con y sin inversión hidroeléctrica) con la capacidad de acumulaciónpara mix energéticos con distinto SM.


354 para alcanzar SF = 100% tendría sentidopara SM mayor o igual a 2,5, siendo preci-samente la opción con SM = 2,5 la queproporciona el mínimo LEC con SF = 100%(LEC = 6,02 c€/kWhe al incluir la inversiónhidroeléctrica y LEC = 4,51 c€/kWhe al noconsiderar esta inversión). En la Figura-400mostramos la misma información (SFcomo función de capacidad de almacena-miento y SM) ampliada en la región deinterés de las capacidades de acumula-ción. [Ver Figuras 399 y 400].

En la Figura-401 mostramos la evolución dela fracción de energía disipada, en términosrelativos a la demanda eléctrica, con lacapacidad de acumulación, para diseños demix con distinto SM. Como podemos ver, lacapacidad de almacenamiento sólo permiteuna ligera reducción de los requerimientosde disipación para los diseños con estosSM. En la Figura-402 mostramos la evolu-ción de la fracción de la demanda anualcubierta directamente desde el sistema deacumulación con la capacidad de acumula-ción, para diseños de mix con distinto SM.Como podemos ver, para los diseños deinterés, la fracción de la demanda cubiertadirectamente desde el sistema de almace-namiento es bastante baja (2 – 4%). [VerFiguras 401 y 402].

En la Figura-403 mostramos la evoluciónde la potencia deficitaria máxima anual conla capacidad de acumulación, para diseñosde mix con distinto SM. Como podemosapreciar, el efecto de la capacidad de acu-mulación sobre el déficit máximo depotencia es muy pequeño hasta alcanzarun valor crítico de la capacidad de acumula-ción a partir del cual el déficit de potenciacae bruscamente hacia cero al alcanzar la

capacidad de acumulación que proporcionacobertura total de la demanda. Como yahemos comentado anteriormente, los eleva-dos valores de la potencia deficitaria máximaen el caso de operar con SF < 100%, intro-ducen restricciones importantes en la plani-ficación del mix para contar con suficientepotencia rodante. [Ver Figura 403].

En la Figura-404 mostramos la evolución de lapotencia a disipar máxima anual con la capaci-dad de acumulación, para diseños de mix condistinto SM. Como podemos ver, exceptopara aquellos mix con SM demasiado bajocomo para permitir la cobertura total de lademanda, el efecto de la capacidad de acu-mulación sobre la máxima potencia a disipares prácticamente despreciable. Esta potenciaa disipar, aunque presenta valores muy eleva-dos, tecnológicamente no supone ningúnproblema si el objetivo del mix de generaciónes cubrir sólo la demanda eléctrica. En efec-to, para estas condiciones, el término “disipa-do” significa simplemente “no generado”.Es decir, las distintas tecnologías que formanparte del mix de generación regularían (deforma instantánea y sin requerimiento algunode tiempo de respuesta) su modo de opera-ción para reducir su generación respecto alpotencial. Así, por ejemplo, una instalacióneólica modificaría el punto de trabajo de susaerogeneradores en la curva Cp – λ para, deforma continua, ajustar su producción real a lademandada. Lo mismo sucedería con unainstalación fotovoltaica, la cual, en lugar delMPPT tendría un dispositivo electrónico paramodificar su punto de trabajo en la curva I – Vde tal forma que su generación se ajustara ala requerida. [Ver Figura 404].

Sin embargo, en el caso de que el mix degeneración se empleara en el marco de un

sistema integral de energía para aprovecharlos excedentes en la cobertura de las otrasdemandas energéticas, estas elevadaspotencias a “disipar” desde el punto devista de la carga eléctrica convencional, síque podrían introducir requerimientos signi-ficativos sobre los equipos de conversión /acumulación de estos excedentes de capa-cidad de acumulación. Por último, en lasFiguras 405 y 406 mostramos dos resulta-dos relevantes para el sistema de almace-namiento, esto es, las potencias máximasde carga y descarga del almacenamiento,todo ello como función de la capacidad dealmacenamiento implementada. Comopodemos observar, para los diseños de inte-rés, la potencia máxima de carga del alma-cenamiento se encuentra entre 35 GW y 50GW, mientras que la potencia máxima dedescarga está en torno a los 25 GW. Estaspotencias relativamente elevadas puedenintroducir restricciones sobre el sistema dealmacenamiento. Así, por ejemplo, si comosistema de almacenamiento empleamos elbombeo hidroeléctrico, estas potencias sonconsiderablemente superiores a las actual-mente disponibles (del orden de 2,6 GW),por lo que aunque se dispusiera de suficien-te capacidad de acumulación, sería precisoincrementar mucho las potencias de bom-beo y turbinación si se pretendieran satisfa-cer estas potencias máximas. La hidroeléc-trica con embalses podría contribuir a lapotencia máxima de descarga, pero en laactualidad siguen siendo sólo del orden de16 GW. El análisis del efecto de la capaci-dad de acumulación podría rehacerse intro-duciendo restricciones sobre las potenciasmáximas de carga y descarga del sistemade acumulación, lo que modificaría ligera-mente los resultados obtenidos en estepunto. Sin embargo, teniendo en cuenta el

gran exceso de requerimientos de disipa-ción en los diseños de interés, el introducirrestricciones de potencia máxima de cargadel sistema de acumulación, es de esperarque tenga muy poco efecto sobre los resul-tados presentados, pues simplemente obli-garía al sistema de carga del almacenamien-to a operar con un mayor CF (lo cualtambién es beneficioso para los costes). Yen cuanto a la potencia máxima de descar-ga, estos resultados confirman la tesis deque conviene complementar el sistema deacumulación con potencia rodante de otrastecnologías, como la termosolar, que paraestos valores del SM ya tienen que teneruna participación significativa en el sistemade generación. [Ver Figuras 405 y 406].

Análisis temporal

355


356 Figura 399 Evolución de la SF alcanzada por sistema generador con la capacidad de acumulación,para diseños de mix con distinto SM.

Figura 400 Evolución de la SF alcanzada por sistema generador con la capacidad de acumulación,para diseños de mix con distinto SM. Ampliado a la región de interés de capacidades de acumulación.

Análisis temporal

357

Figura 402 Evolución de la fracción de la demanda anual cubierta directamente desde el sistema deacumulación con la capacidad de acumulación, para diseños de mix con distinto SM.

Figura 401 Evolución de la fracción de energía disipada, en términos relativos a la demandaeléctrica, con la capacidad de acumulación, para diseños de mix con distinto SM.


358 Figura 403 Evolución de la potencia deficitaria máxima anual con la capacidad de acumulación, paradiseños de mix con distinto SM.

Figura 404 Evolución de la potencia a disipar máxima anual con la capacidad de acumulación, paradiseños de mix con distinto SM.

Análisis temporal

359Figura 405 Evolución de la potencia máxima de carga del almacenamiento con la capacidad deacumulación, para diseños de mix con distinto SM.

Figura 406 Evolución de la potencia máxima de descarga del almacenamiento con la capacidad deacumulación, para diseños de mix con distinto SM.

4.3.5. análisis paramétrico del múltiplo...

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