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7. Conclusiones

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

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Aún en el caso de que tuviera sentido plan-tearse un escenario BAU (Business asusual) en el cual la demanda eléctrica en el2050 se cubriera con centrales de ciclocombinado alimentadas con gas natural, loscostes de la electricidad generada con estatecnología serían considerablemente supe-riores a los que nos proporcionarían la granmayoría de tecnologías renovables. En efec-to, los incrementos en el coste de un com-bustible escaso sobre el que se aplicaríauna gran demanda, y la internalización delos impactos ambientales asociados al usode este combustible, conducirían a costesnormalizados de la electricidad (LEC) porencima de 15 c€/kWhe.

Existen múltiples argumentos para desacon-sejar el uso de la energía nuclear en la cons-titución del mix energético encaminado aresolver el desafío energético-ambiental enel que nos encontramos. La tecnología defusión, dejando aparte los posibles proble-mas que tenga asociados, no estará disponi-ble como herramienta útil en el plazo del quedisponemos para resolver el problema, y portanto no podemos contar con ella. La tecno-logía de fisión requeriría para su incorpora-ción afrontar la resolución de su problemáticaactual, lo cual conduciría a un importanteincremento de costes, que a pesar de la granincertidumbre que tiene asociada podríamosesperar que condujera a un LEC del ordende los 20 c€/kWhe, considerablementesuperior a los costes de la electricidad conmuchas tecnologías renovables en el 2050.

La eólica terrestre, de cara al año 2050, nosproporciona costes de la electricidad generada

en caso de trabajar a su máximo factor decapacidad (modo máxima potencia- MPPT)que para todos los emplazamientos penin-sulares (según series temporales seleccio-nadas) se encuentran entre LECmin = 1,51c€/kWhe y LECmax = 8,09 c€/kWhe. Estoscostes son significativamente inferiores alos de cualquier escenario BAU para el año2050, lo cual proporciona a la eólica un granmargen de participación en la regulación depotencia sin conducir a costes superioresde los asociados a escenarios BAU.

La eólica marina, de cara al año 2050, nosproporciona costes de la electricidad gene-rada en caso de trabajar a su máximo factorde capacidad (modo máxima potencia-MPPT) que para todos los emplazamientos(según series temporales seleccionadas) seencuentran entre LECmin = 3,08 c€/kWhe yLECmax = 7,23 c€/kWhe. Estos costes sonsignificativamente inferiores a los de cual-quier escenario BAU para el año 2050, locual proporciona a la eólica marina un granmargen de participación en la regulación depotencia sin conducir a costes superioresde los asociados a escenarios BAU.

La fotovoltaica con seguimiento azimutal, decara al año 2050, nos proporciona costes dela electricidad generada en caso de trabajar asu máximo factor de capacidad (modo máxi-ma potencia- MPPT) que para todos losemplazamientos peninsulares (según seriestemporales seleccionadas) se encuentranentre LECmin = 7,65 c€/kWhe y LECmax = 14,44c€/kWhe. Estos costes son inferiores a losde cualquier escenario BAU para el año 2050en bastantes emplazamientos peninsulares

7. Conclusiones

lo cual proporciona a la fotovoltaica azimu-tal un cierto margen de participación en laregulación de potencia sin conducir a cos-tes superiores de los asociados a escena-rios BAU.

La fotovoltaica integrada en la edificación,de cara al año 2050, nos proporciona costesde la electricidad generada en caso de tra-bajar a su máximo factor de capacidad(modo máxima potencia- MPPT) que paratodos los emplazamientos peninsulares(según series temporales seleccionadas) yconsiderando todas las orientaciones posi-bles, se encuentran entre LECmin = 10,33c€/kWhe y LECmax = 47,88 c€/kWhe. Para elcaso de integración en cubierta, los costesse encuentran entre LECmin = 10,33 c€/kWhe

y LECmax = 20,12 c€/kWhe, proporcionandobastantes emplazamientos peninsularescon costes inferiores a los de los escenariosBAU para el año 2050. Para el caso de inte-gración en fachada sur, los costes seencuentran entre LECmin = 18,36 c€/kWhe yLECmax = 32,65 c€/kWhe, del orden o ligera-mente superiores a los de los escenariosBAU, al igual de lo que sucede para el casode integración en fachada SE / SW, cuyoscostes se encuentran entre LECmin = 19,50c€/kWhe y LECmax = 36,00 c€/kWhe. Para elcaso de integración en fachada E / W, loscostes se encuentran entre LECmin = 26,21c€/kWhe y LECmax = 47,88 c€/kWhe, signifi-cativamente superiores a los de los escena-rios BAU.

La termosolar, de cara al año 2050, nos pro-porciona costes de la electricidad generadaen caso de trabajar a su máximo factor decapacidad (modo máxima potencia- MPPT)que para todos los emplazamientos provincia-les (según series temporales seleccionadas)

se encuentran entre LECmin = 3,07 c€/kWhe

y LECmax = 8,13 c€/kWhe. Estos costes sonsignificativamente inferiores a los de cual-quier escenario BAU para el año 2050, locual proporciona a la termosolar un granmargen de participación en la regulación depotencia sin conducir a costes superioresde los asociados a escenarios BAU.

La geotérmica HDR, de cara al año 2050,nos proporciona costes de la electricidadgenerada en caso de trabajar a su máximofactor de capacidad (modo máxima poten-cia- MPPT) que para todos los emplaza-mientos provinciales (según series tempo-rales seleccionadas) se encuentran entreLECmin = 3,81 c€/kWhe y LECmax = 3,96c€/kWhe. Estos costes son significativa-mente inferiores a los de cualquier escena-rio BAU para el año 2050, lo cual proporcio-na a la geotérmica HDR un gran margen departicipación en la regulación de potenciasin conducir a costes superiores de los aso-ciados a escenarios BAU.

La tecnología de las olas, de cara al año2050, nos proporciona costes de la electrici-dad generada en caso de trabajar a su máxi-mo factor de capacidad (modo máximapotencia- MPPT) que para todos los empla-zamientos provinciales (según series tempo-rales seleccionadas) se encuentran entreLECmin = 5,6 c€/kWhe y LECmax = 50,0c€/kWhe si consideramos la caracterizacióntecnológica actual. En los emplazamientosatlánticos, estos costes son inferiores a losde cualquier escenario BAU para el año2050, lo cual proporciona a la tecnología delas olas un cierto margen de participación enla regulación de potencia sin conducir a cos-tes superiores de los asociados a escenariosBAU. Sin embargo, en los emplazamientos

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mediterráneos estos costes quedan porencima de los de los escenarios BAU y de losde otras tecnologías renovables, por lo quedifícilmente se justificará un gran desarrollode esta tecnología en la costa mediterránea ano ser que mejore significativamente lamatriz de potencias. En el caso de asumir unamejora en los factores de capacidad como laque se menciona en la literatura, los costesde la electricidad generada en caso de traba-jar a su máximo factor de capacidad (modomáxima potencia- MPPT), para todos losemplazamientos provinciales (según seriestemporales seleccionadas), se encuentranentre LECmin = 3,34 c€/kWhe y LECmax =15,36 c€/kWhe. Como vemos, estos costesya sí que caen por debajo de los de los esce-narios BAU en la mayoría de provincias,resultando muy inferiores en las provinciasde mejor recurso de oleaje.

La biomasa, de cara al año 2050, nos propor-ciona costes de la electricidad generada encaso de trabajar a su máximo factor de capa-cidad (modo máxima potencia- MPPT) quepara los distintos biocombustibles conside-rados se encuentran entre LECmin = 4,60c€/kWhe y LECmax = 8,06 c€/kWhe. Estoscostes son significativamente inferiores alos de cualquier escenario BAU para el año2050, lo cual proporciona a la biomasa ungran margen de participación en la regula-ción de potencia sin conducir a costes supe-riores de los asociados a escenarios BAU.

Los niveles de LEC anteriormente presenta-dos se corresponden a la operación de lastecnologías en modo MPPT. Pero en el casode implementar un mix de elevada contribu-ción renovable para cubrir la demanda eléc-trica, y especialmente en ausencia de una

activa y efectiva gestión de la demanda, espreciso introducir una elevada capacidad deregulación de potencia para acoplar la capa-cidad de generación con la demanda a lolargo de todas las horas del año. Todas lastecnologías renovables tiene una elevadacapacidad técnica de regulación de poten-cia, pero dado que su estructura de costesen ciclo de vida está muy desplazada haciala inversión inicial (poco peso de los costesde operación) el LEC presenta una grandependencia del ratio del factor de capaci-dad con el que se use la tecnología al máxi-mo (medida de sus requerimientos de regu-lación), de tal forma que al reducirseCF/CFmax el LEC se incrementa de formaprácticamente hiperbólica. Bajo la estructu-ra de costes actual esto marca una grandiferencia con las tecnologías convenciona-les, y especialmente los ciclos combinados,que al tener sus costes en ciclo de vidamucho más desplazados hacia los costesde operación presentan una dependenciamucho menor del LEC con CF/CFmax. Desdeeste punto de vista se podría concluir quepara el proceso de transición del modeloenergético hacia la sostenibilidad podríaresultar apropiado complementar los mix decreciente contribución renovable con cen-trales de ciclo combinado en modo regula-ción. Es de resaltar que el modo de opera-ción de las centrales de ciclo combinadoen este proceso diferiría del actual en elcual están operando prácticamente a cargabase. Esto podría obligar a adaptar sucesi-vamente los diseños de estas centralespara limitar el desgaste adicional que gene-ra la operación a carga parcial del ciclo depotencia. Las centrales nucleares presen-tan un coste en ciclo de vida mucho másdesplazado hacia la inversión inicial, por loque su LEC es más sensible a la reducción


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de CF/CFmax que los ciclos combinados, locual añadido a su mayor dificultad técnicade contribuir de forma efectiva a la regula-ción de potencia necesaria para el procesode transición, desaconsejan su implemen-tación para complementar los mix de gene-ración eléctrica con creciente contribuciónrenovable.

Para la estructura de costes del año 2050, alreducirse los costes de inversión de las tec-nologías renovables por completar la evolu-ción a lo largo de sus curvas de aprendizaje, yencarecerse el coste de la electricidad “con-vencional” por el agotamiento de recursos einternalización de costes, si bien sigue sien-do cierto que la pendiente de la curva delLEC como función de CF/CFmax sigue siendomenor para las centrales de ciclo combinado,la mayoría de tecnologías renovables semantienen con niveles de LEC inferiores alos del ciclo combinado en todo el intervalode regulación de interés. Esto nos permiteconcluir que dada la disponibilidad suficientede potencial renovable, de cara al año 2050,incluso desde un punto de vista económicoresulta desaconsejable incluir ciclos combi-nados en el mix de generación.

La gran dependencia del LEC de las tecno-logías renovables con su requerimiento deregulación (CF/CFmax), permite concluir lagran importancia de los procesos de inte-gración en el sistema energético para abas-tecer de forma coordinada la demandaeléctrica con el resto de demandas energé-ticas. Así mismo, esta situación pone derelieve la importancia de introducir una acti-va y efectiva gestión de la demanda paraminimizar los requerimientos de disipaciónde capacidad de generación de estos mixbasados en renovables.

Algunas tecnologías renovables, y en parti-cular la fotovoltaica integrada en la edifica-ción, requieren una explotación con elevadoCF/CFmax para poderse justificar económica-mente, por lo que no deberían emplearsepara regular potencia (aunque técnicamentepodrían hacerlo de forma muy sencilla yrápida). En cambio, una regulación de estastecnologías basada en la integración ener-gética y la gestión de la demanda sí quesería apropiada por permitir valorizar supotencial de generación.

Con el fin de introducir la problemática delsistema renovable peninsular, introducir con-ceptos y ganar perspectiva, hemos empeza-do por desarrollar un estudio de una aplica-ción autónoma (vivienda aislada) dotada deun sistema energético que pretende cubrirsu demanda eléctrica con fuentes renova-bles. Se han considerado tres sistemas degeneración: eólico, fotovoltaico e híbridoeólico-fotovoltaico. De este estudio pode-mos sacar varias conclusiones relevantes:

· En ausencia de almacenamiento, en el sis-tema autónomo para el emplazamientoconsiderado (Coruña):

· La cobertura de la demanda eléctrica delsistema autónomo requiere sobredi-mensionados exagerados del parquegenerador. Con SM = 30 todavía sigueexistiendo un déficit de cobertura de lademanda del orden del 10 – 30% segúnel sistema implementado.

· A pesar de que el sistema eólico es elque presenta, en el emplazamiento con-siderado, un mayor potencial de genera-ción (mayor CF para modo de operaciónMPPT), al acoplarlo a la demanda de

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electricidad el sistema eólico pasa a serel que proporciona una menor coberturade la demanda: la correlación entre recur-so energético y demanda puede tener unpapel más importante en las actuacionesenergéticas de un sistema de generaciónrenovable que el potencial de esta tecno-logía operada independientemente de lademanda (modo MPPT).

· La diversidad tecnológica, debido a lafalta de correlación entre los recursosenergéticos asociados, permite alcanzarunas actuaciones técnicas significativa-mente superiores a las obtenidas albasar el sistema energético en sólo unatecnología. En el caso del sistema autó-nomo considerado, un sistema dimen-sionado con SM = 30 permite cubrir el91,92% si emplea las dos tecnologías(eólica y fotovoltaica), mientras que siestá basado sólo en la fotovoltaica sólocubre un 73,66% de la demanda, y elsistema basado sólo en eólica sólocubre un 70,22% de la demanda.

· Diseños del parque generador destina-dos a obtener una elevada cobertura dela demanda conllevan una enorme disipa-ción de energía. Así, para los diseños conSM = 30, el sistema híbrido eólico-foto-voltaico requiere disipar 12,21 veces lademanda energética anual, mientras queen los casos de los sistemas basadossólo en fotovoltaica o sólo en eólica lasnecesidades de disipación son respecti-vamente 11,39 y 13,59 veces la deman-da energética anual. Ante una cantidadtan elevada de requerimientos de disipa-ción surge con mucha fuerza el conceptode sistemas integrados de suministroenergético, en contraposición al uso de

distintos sistemas para satisfacer distin-tas demandas energéticas. En efecto,este enorme excedente de energía, queen el caso de usar el sistema de genera-ción sólo para cubrir la demanda eléctricasería disipado, puede valorizarse alemplearlo para cubrir otros componen-tes de la demanda energética (ACS, cale-facción, refrigeración, transporte,…).

· Los LEC y CECO2 de estos sistemas degeneración autónomos, incluso concoberturas limitadas de la demanda, sontremendamente elevados frente a loscostes de la electricidad del sistemapeninsular a los que estamos acostum-brados. Así, por ejemplo, para SF delorden del 60% los LEC del sistema híbri-do, el fotovoltaico y el eólico son respec-tivamente LEC = 78,90 c€/kWhe, LEC =193,56 c€/kWhe, y LEC = 208,49c€/kWhe, y los costes de eliminación deCO2 son CECO2 = 1898 €/Tm-CO2, CECO2 =4804 €/Tm-CO2 y CECO2 = 5182 €/Tm-CO2. Conviene resaltar también queestos costes son mucho más elevadosque los correspondientes a cada uno deestos parques de generación trabajandoen modo MPPT, y que además su ordenrelativo se ve modificado. En efecto,para el modo de operación MPPT, losLEC del sistema híbrido, el fotovoltaico yel eólico son respectivamente LEC =42,64 c€/kWhe, LEC = 59,10 c€/kWhe, yLEC = 26,42 c€/kWhe. En concretopodemos apreciar cómo la eólica, con unLEC en modo MPPT significativamenteinferior al de los otros dos sistemas degeneración, pasa a ser la tecnología máscara cuando se acopla a la carga. De aquíse desprende otra conclusión importan-te que hay que retener de cara al estudio


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del sistema peninsular: los LEC en modode operación MPPT, si bien pueden serindicativos del potencial de la tecnología,no permiten sacar conclusiones de losLEC al operar en modo regulación paracubrir la demanda energética. Además,se debe tener precaución al hacer com-parativas entre los LEC en modo MPPTde distintas tecnologías pues al pasar aoperar en modo regulación para cubrir lademanda puede modificarse el orden demérito. Otro aspecto relevante al com-parar los valores del LEC en modoMPPT y en modo regulación, es elpotencial de ahorro al integrar el sistemaenergético, en cuyo caso, al dar uso atoda la energía generada, el LEC pasa aser el del modo MPPT.

· Al incorporar almacenamiento, en el siste-ma autónomo para el emplazamiento con-siderado (Coruña):

· La capacidad de acumulación permitealcanzar SF mucho más elevadas conSM mucho más bajos. Puesto que al iraumentando el SM la capacidad degeneración potencial del sistema rápi-damente supera a la demanda anual, detal forma que en ausencia de acumula-ción domina la disipación al déficit ener-gético, la capacidad de acumulaciónpermite redistribuir esa potencia exce-dente para poder disponer de ella enlos momentos de déficit. El proceso detrasvase energético a través del siste-ma de acumulación conlleva unas cier-tas pérdidas energéticas, pero con unSM suficientemente elevado, el poten-cial de generación supera en mucho ala demanda proporcionado el margensuficiente.

· Al añadir capacidad de acumulaciónpuede invertirse el orden de méritoentre los sistemas generadores. Asísucede en este caso con la eólica y lafotovoltaica: al superar una cierta capaci-dad de acumulación, el sistema eólicopuede disponer de su mayor capacidadde generación potencial por haberresuelto los problemas de falta de corre-lación con la demanda, pasando a pro-porcionar mayores SF que el sistemafotovoltaico a igualdad de SM y capaci-dad de acumulación, en cuyo caso losmenores costes de inversión del siste-ma eólico se dejan sentir completamen-te sobre los costes de la electricidad.

· Al añadir capacidad de acumulación,incluso con SM = 5, tanto el sistemaeólico como el híbrido son capaces deconseguir una cobertura total de lademanda con capacidades de acumula-ción del orden de 15 días de autonomía.Esta situación ya resulta mucho másfavorable que la que encontrábamos enausencia de almacenamiento, dondeincluso con SM por encima de 30 no seconseguía cubrir toda la demanda.

· Para bajas capacidades de acumulación,ésta es tremendamente efectiva parareducir tanto la potencia a disipar como ladeficitaria, sin embargo, al ir aumentandola capacidad de acumulación del sistema,ésta se va haciendo menos efectiva, indi-cando que llegará un punto a partir delcual otras medidas como la gestión de lademanda, serán mucho más efectivaspara reducir la disipación y el déficit queseguir aumentando la capacidad de acu-mulación. Para el sistema híbrido estosucede para capacidades de acumulación

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448 en torno a 3 días, mientras que para elsistema eólico es en torno a 6 días.

· En términos de costes, la presencia dela capacidad de acumulación modificaconsiderablemente la situación respectoal caso sin capacidad de acumulación.Por un lado, y a pesar del coste relativa-mente elevado de la acumulación elec-troquímica, los costes de la electricidadproducida con acumulación son inferio-res a los de la electricidad producida sinacumulación (para valores de SF demedio a altos). Por otro lado, el orden demérito entre las tecnologías de genera-ción consideradas se ve significativa-mente modificado en este emplaza-miento, pasando a ser la eólica la queproporciona un valor inferior del LEC entodo el rango de SF, si bien, para SFsuperiores al 90% el LEC eólico práctica-mente es igual al del sistema híbrido.

· Desde el punto de vista de costes, exis-te un diseño óptimo para cada tecnolo-gía, emplazamiento y SM empleado.Para el sistema eólico, en el caso deemplear SM = 5, el diseño óptimodesde el punto de vista de costes esuno con una capacidad de acumulaciónde 1,5 días de autonomía, y proporcionaSF = 74,26% con LEC = 98,09 c€/kWhe

y CECO2 = 2384 €/Tm-CO2, pero el míni-mo es bastante llano, permitiendo ir adiseños de mayor SF con costes pareci-dos. Para el sistema híbrido, en el casode emplear SM = 5, el diseño óptimodesde el punto de vista de costes esuno con una capacidad de acumulaciónde 1 día de autonomía, y proporciona SF= 88,54% con LEC = 112,86 c€/kWhe yCECO2 = 2759 €/Tm-CO2. Para el sistema

fotovoltaico, en el caso de emplear SM= 5, el diseño óptimo desde el punto devista de costes es uno con una capaci-dad de acumulación de 2 días de autono-mía, y proporciona SF = 84,35% conLEC = 157,28 c€/kWhe y CECO2 = 3884€/Tm-CO2. Estos diseños óptimos pre-sentan SF suficientemente elevadascomo para plantearse la adopción deotras medidas, como la gestión de lademanda, para cubrir / gestionar el défi-cit energético restante. Para cada valordel SM exite un diseño óptimo desde elpunto de vista de costes, y de entretodos estos se podría seleccionar lacombinación óptima de SM y capacidadde almacenamiento para cada combina-ción de emplazamiento, demanda, y sis-tema generador.

En una primera aproximación a los sistemasde generación basados en energías renova-bles suele sorprender y ser motivo derechazo los valores aparentemente altos delparámetro empleado para caracterizar eldimensionado (SM: múltiplo solar) y delempleado para caracterizar técnicamente eluso que se hace de la potencia instalada(CF: factor de capacidad). Sin embargo estasituación es totalmente irrelevante y estáexclusivamente asociada a la convenciónsobre la definición de la potencia nominalde los sistemas de energías renovables(numerador de SM y denominador de CF).En efecto, para prácticamente todas las tec-nologías renovables se elige como potenciade referencia para definir estos dos paráme-tros (SM y CF) una potencia considerable-mente superior a la potencia media de ope-ración de la instalación. Si eligiéramos comopotencia nominal de los sistemas de gene-ración basados en renovables su potencia

media (dependiente del emplazamiento),los SM y CF serían del orden de los queencontramos en las tecnologías de genera-ción “convencionales”.

La viabilidad de un sistema de generaciónpeninsular basado en renovables, cobramuchos más visos de realidad, cuandoconstatamos que dispone de muchas másherramientas para constituirse que un sis-tema eólico-fotovoltaico autónomo paracubrir la demanda eléctrica de una vivien-da aislada. Diversidad tecnológica, disper-sión espacial de demanda y generación,diversidad de almacenamiento, potencialgestión de demanda, capacidad de regula-ción de generación, disponibilidad depotencia rodante… son todos ellos facto-res que hacen del sistema renovable aescala peninsular un sistema relativamen-te más sencillo de implementar que el sis-tema autónomo para una vivienda aislada.

La dispersión espacial de la potencia insta-lada conduce a una regularización de lageneración con tecnologías renovablesasociada a la falta de correlación temporaldel recurso disponible en los distintosemplazamientos. Este efecto se hace máspatente al aumentar la distancia entre losemplazamientos considerados, y su escalacaracterística depende de la tecnologíaconsiderada. El ejemplo más claro es laenergía solar, que en una escala planetariapermitiría una generación prácticamenteconstante de potencia a lo largo de todo eldía. Sin embargo, en la escala peninsular,el recurso solar está muy correlacionado,por lo que la reducción en su desviacióntipo por la distribución espacial de la poten-cia instalada es relativamente pequeña. Encambio, con el recurso eólico, la escala

peninsular es ya significativa para manifes-tar los efectos de la falta de correlaciónespacio-temporal entre los distintosemplazamientos, conduciendo a una seriede potencia eólica total mucho más regularque la de cualquiera de los emplazamien-tos considerados. De hecho, incluso anivel provincial ya sería importante esteefecto en el recurso eólico, y por falta dedisponibilidad de datos no lo hemos tenidoen cuenta, lo cual nos conduce a una apro-ximación conservadora de las capacidadesdel recurso eólico para cubrir la demandaeléctrica.

La serie de demanda eléctrica peninsular esbastante regular gracias a los efectos de dis-persión espacial y simultaneidad del grannúmero de consumidores, con una demandamínima anual que es el 42,96% de la deman-da máxima. La desviación tipo de la serie dedemanda anual unitaria (referida a la deman-da máxima) es de σu = 0,1092 MW/MWmax.

La tecnología eólica off-shore constituye, anivel medio peninsular, un recurso energé-tico dominante en los meses de invierno-otoño, viéndose significativamente reduci-da su capacidad de generación en losmeses centrales del año. En los distintosemplazamientos considerados la desvia-ción tipo de la potencia unitaria referida a lapotencia nominal evoluciona desde σ =0,266 MW/MWinst en el emplazamientomás regular hasta σ = 0,383 MW/MWinst enel emplazamiento de mayor variabilidad.Los efectos de la dispersión espacial que-dan reflejados por el valor alcanzado por ladesviación tipo de la serie peninsular obte-nida al promediar todos los emplazamien-tos, que para esta tecnología resulta ser deσ = 0,175 MW/MWinst.

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450 La tecnología eólica terrestre constituye, anivel medio peninsular, un recurso energéti-co dominante en los meses de invierno-otoño, viéndose significativamente reduci-da su capacidad de generación en losmeses centrales del año. En los distintosemplazamientos considerados la desviacióntipo de la potencia unitaria referida a lapotencia nominal evoluciona desde σ =0,172 MW/MWinst en el emplazamiento másregular hasta σ = 0,389 MW/MWinst en elemplazamiento de mayor variabilidad. Losefectos de la dispersión espacial quedanreflejados por el valor alcanzado por la des-viación tipo de la serie peninsular obtenidaal promediar todos los emplazamientos,que para esta tecnología resulta ser de σ =0,167 MW/MWinst.

La tecnología termosolar constituye, a nivelmedio peninsular, un recurso energéticodominante en los meses de primavera-vera-no. En los distintos emplazamientos consi-derados la desviación tipo de la potenciaunitaria referida a la potencia nominal evolu-ciona desde σ = 0,368 MW/MWinst en elemplazamiento más regular hasta σ = 0,453MW/MWinst en el emplazamiento de mayorvariabilidad. Los efectos de la dispersiónespacial quedan reflejados por el valoralcanzado por la desviación tipo de la seriepeninsular obtenida al promediar todos losemplazamientos, que para esta tecnologíaresulta ser de σ = 0,273 MW/MWinst.

La tecnología fotovoltaica azimutal constitu-ye, a nivel medio peninsular, un recursoenergético dominante en los meses de pri-mavera-verano, aunque con una mayorregularidad estacional que el termosolar. Enlos distintos emplazamientos consideradosla desviación tipo de la potencia unitaria

referida a la potencia nominal evolucionadesde σ = 0,219 MW/MWinst en el emplaza-miento más regular hasta σ = 0,318MW/MWinst en el emplazamiento de mayorvariabilidad. Los efectos de la dispersiónespacial quedan reflejados por el valoralcanzado por la desviación tipo de la seriepeninsular obtenida al promediar todos losemplazamientos, que para esta tecnologíaresulta ser de σ = 0,249 MW/MWinst.

La tecnología fotovoltaica integrada en laedificación (orientaciones: 4 cubierta + 2S +2SE + 2SW + 1E + 1W) constituye, a nivelmedio peninsular, un recurso energéticodominante en los meses de otoño-primave-ra. En los distintos emplazamientos conside-rados la desviación tipo de la potencia unita-ria referida a la potencia nominal evolucionadesde σ = 0,108 MW/MWinst hasta σ = 0,162MW/MWinst. Mientras que la desviación tipode la serie peninsular obtenida al promediartodos los emplazamientos, que para estatecnología resulta ser de σ = 0,126MW/MWinst. Sin embargo, en esta tecnolo-gía, en la que en muchos emplazamientos lapotencia desarrollada a lo largo de todo elaño está considerablemente por debajo dela potencia nominal empleada para caracteri-zar la instalación, los valores de la desviacióntipo de las series de potencia adimensionali-zadas con la potencia nominal no son repre-sentativos, por quedar camuflada la variabili-dad con el elevado valor de la potencia dereferencia. Si adoptamos la potencia mediaanual en cada emplazamiento para caracteri-zar la potencia instalada, la desviación tiAdelas series depotencia adimensionalizadascon la potencia media anual oscilan entre σ =1,834 MW/MWmedio en el emplazamiento demayor variabilidad y σ = 1,488 MW/MWmedio

en el emplazamiento de menor variabilidad,

mientras que la serie peninsular resultantede promediar las distintas series provincia-les tiene σ = 1,375 MW/MWmedio. Estos valo-res nos muestran cómo incluso para la foto-voltaica integrada en la edificación ladispersión espacial tiene un efecto significa-tivo en la regularización de la serie de poten-cia peninsular.

Las series de potencia de las olas, adimen-sionalizadas con la potencia nominal, tienenuna desviación tipo que oscila entre σ =0,2516 MW/MWinst y σ = 0,0525 MW/MWinst

mientras que la serie peninsular resultantede promediar las distintas series provincialestiene σ = 0,0839 MW/MWinst. Pero con la tec-nología de las olas pasa algo parecido a loque encontramos con la fotovoltaica azimu-tal, pero todavía más acentuado: la potenciadesarrollada a lo largo del año es tan bajarespecto a la potencia nominal que la poten-cia nominal no resulta una buena referenciapara evaluar la variabilidad de las series tem-porales. Al adoptar como referencia lapotencia media anual, la desviación tipo delas series temporales provinciales oscilaentre σ = 3,3876 MW/MWmedio y σ = 0,9364MW/MWmedio, mientras que la serie peninsularresultante de promediar las distintas series pro-vinciales tiene σ = 0,8823 MW/MWmedio.

La variabilidad de la tecnología hidroeléctricaes considerablemente inferior a la de lasotras tecnologías renovables consideradas.El efecto de acumulación y concentración delas cuencas hidrológicas proporcionan unaregularización de la disponibilidad del recur-so cuya variación queda representada por laevolución del producible hidroeléctrico. Lascentrales de agua fluyente se verían princi-palmente afectadas por esta variación tem-poral. Las centrales con capacidad de acu-

mulación (embalse) pueden regular su gene-ración desplazándola según las necesidadesdel sistema. La explotación de estas centra-les depende por tanto de los requerimientosy optimización económica del parque gene-rador implementado. Dado que esta capaci-dad de acumulación (a la que se añaden lascentrales de bombeo) representa un ele-mento importante en un sistema de genera-ción basado en renovables, y dado que laestructura de costes de este sistema degeneración es distinta de la del sistema“convencional”, cabe esperar una modifica-ción de la explotación del sistema hidroeléc-trico respecto a las condiciones actuales.

Las tecnologías de biomasa y geotérmicapueden tener una regularidad de generaciónidéntica a la de cualquier central fósil onuclear operando en carga base, por lo quela variabilidad temporal de su capacidad degeneración puede ser prácticamente nula (s= 0). Sin embargo, estas tecnologías, yespecialmente la biomasa, dada su capaci-dad de acumulación pueden jugar un papelimportante en la regulación de un sistemade generación basado en renovables, quelas podría llevar a operar de forma más dis-continua cubriendo los huecos dejados porel resto de tecnologías de generación. Peroen el caso de operar estas centrales enmodo regulación, su factor de capacidad seve significativamente reducido, con lo quesus costes de generación se disparan. Portanto, en el fondo, el que sean éstas u otrastecnologías del sistema (eólica, fotovoltaica,olas,…) las que deban operar en modoregulación dependerá de la estructura decostes de cada una de ella. En este sentido,los planteamientos son distintos antes ydespués de haber realizado la inversión enel parque generador. Antes de realizar la

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inversión puede compensar invertir más entecnologías más baratas puesto que propor-cionan margen de regulación reduciendo sufactor de capacidad hasta igualar los costesanuales de las tecnologías más caras. Des-pués, una vez hecha la inversión, convienedejar la regulación en las tecnologías conmayor coste de operación, como la bioma-sa, pues el reducir su factor de capacidadproporciona un mayor ahorro que en otrastecnologías. Otra característica diferencialde la biomasa y geotérmica es su capacidadde proporcionar una garantía de potencia encualquier momento del año. Sin embargo,para la potencia rodante del sistema hayalternativas de menor coste que implemen-tar estas tecnologías, como la hibridaciónde las centrales termosolares.

El análisis temporal desarrollado está basa-do en unas series temporales específicas,representando un año concreto (aunquealgunas de ellas representan un año mediocaracterístico). Por tanto, en otro año distin-to, con otra disponibilidad temporal distintadel recurso energético, podrían esperarseunos resultados distintos. Sin embargo, elanálisis temporal a nivel peninsular basadoen series específicas con resolución pro-vincial, gracias a los importantes efectosde regularización de la capacidad de gene-ración aportados tanto por la dispersiónespacial como por la diversidad tecnológi-ca, es de esperar que nos conduzca a con-clusiones generales sobre las principalescaracterísticas técnico-económicas deestos sistemas de generación basados enrenovables. Es decir, un mix de generaciónque sea capaz de cubrir la demanda deforma satisfactoria asumiendo estas seriestemporales del recurso, en otro año distin-to, aunque a nivel horario operara de forma

distinta dada la modificación de las seriestemporales de disponibilidad del recurso,es de esperar que tuviera la misma capaci-dad de cubrir la demanda siempre y cuandoesté basado en una dispersión espacial ydiversidad tecnológica suficientes. Aña-diendo disponibilidad de potencia rodanteaumentamos la seguridad de capacidad desuministro ante modificaciones de lasseries temporales de disponibilidad derecurso. En este estudio nos hemos centra-do en analizar el acoplamiento generación-demanda para distintos mix sometidos alas mismas series temporales, y sin asumiractuación alguna por parte de la gestión dela demanda. Una vez seleccionado un mixdeterminado sería adecuado realizar estu-dios de sensibilidad a la modificación de lasseries temporales de disponibilidad delrecurso, pero a fin de acercarse más a lascondiciones adecuadas de explotación deestos sistemas habría que incorporar lagestión de la demanda al análisis. Estosestudios de sensibilidad quedan fuera delalcance de este proyecto.

La tecnología termosolar, tanto por su ele-vado potencial peninsular, como por sucapacidad de hibridación con la biomasaofreciendo una importantísima disponibili-dad de potencia rodante para cubrir puntasde déficit de potencia, como por su capaci-dad de acumulación energética en base dia-ria (15 h), constituye una pieza fundamentalde un sistema de generación basado enrenovables. Si a esto le añadimos el hechode la importante actividad económica quepuede generar si su desarrollo se centra ennuestro país, así como la oportunidad histó-rica de contribuir al desarrollo sostenible delplaneta conduciendo hacia la viabilidad unatecnología de gran importancia para muchas


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otras regiones prioritarias del mundo, almismo tiempo que nos colocamos al frentede este sector industrial, resulta evidenteque habría que hacer todo lo posible paraincentivar y amplificar el incipiente despe-gue que esta tecnología está teniendo ennuestro país durante los últimos años.

La diversidad tecnológica a nivel peninsulary con todas las tecnologías consideradas,constituye una importante característica delmix de generación renovable, conduciendo auna gran regularización temporal del recursoenergético disponible. Así, por ejemplo, enel caso del mix homogéneo provincial y tec-nológicamente desfavorable por emplearemplazamientos de bajo recurso energéticocon el mismo peso de los de elevado recur-so, nos proporciona una desviación tipo dela serie peninsular de disponibilidad depotencia de σ = 0,0655 MW/MWinst.

La utilización de la capacidad de regulaciónde tecnologías como la hidroeléctrica, la bio-masa y la geotérmica con una elevada dis-ponibilidad temporal para cubrir picos dedéficit de potencia tiene un gran efectosobre los requerimientos de potencia totalnominal para cubrir la demanda en el instan-te crítico. Un análisis preliminar del mix tec-nológico propuesto en (IIT, 2005) nos mues-tra que poniendo en juego esta capacidadde regulación y aumentando la contribuciónde las tecnologías con mayor disponibilidaden los instantes críticos (puntas de calefac-ción), es posible reducir los requerimientosde potencia nominal mínima a instalar de308 GWp a 119 GWp. Estos resultados sonsin tener en cuenta la capacidad de regula-ción de la termosolar con sus 15 h de alma-cenamiento (relativamente de poco pesoen las puntas de calefacción), y la gestión

de la demanda, que podría conducir a unareducción muy significativa de los requeri-mientos de potencia nominal para cubrirpuntas de déficit. Por tanto, podemos con-cluir que el mix-2 con una potencia (homo-geneidad provincial) de 185 GWp, del estilode la propuesta de forma preliminar en (IIT,2005), está suficientemente sobre-dimen-sionado como para hacer frente a la seguri-dad de suministro, y de hecho presentamargen suficiente para su optimizaciónreduciendo el requerimiento de potenciatotal a instalar.

En un planteamiento donde operáramostodas las tecnologías del mix de forma pre-determinada en modo MPPT disipando elexceso de potencia disponible del conjunto,la seguridad de suministro se alcanzaría dis-poniendo de una potencia rodante con capa-cidad de hacer frente al déficit de potenciade la generación regular frente a la deman-da. Esta potencia rodante quedaría consti-tuida por:

· Operación de las tecnologías de mayordisponibilidad temporal (biomasa y geo-térmica) con un factor de capacidadmenor en operación regular, de tal formaque se disponga en cualquier instante detiempo de una potencia de reserva sinsuperar el recurso asignado.

· La capacidad de regulación de potencia yenergía de la hidroeléctrica y el bombeo.

· La hibridación con biomasa de las centra-les termosolares de tal forma que susbloques puedan alcanzar la potencianominal en cualquier instante de tiempoindependientemente de la disponibilidadde recurso solar.

Conclusiones

453

En estas condiciones, la demanda eléctricapeninsular del año 2050 podría cubrirse conel mix-4a de 134 GWp de potencia nominalinstalada (homogeneidad provincial), ocu-pando un 5,7% de la superficie peninsular.En cuanto a la cobertura de potencia, en elinstante crítico (14 enero a las 10 h), estemix presenta un déficit de potencia regularde 21,1 GW, mientras que la potenciarodante disponible en este instante de tiem-po asciende a 59,2 GW. En términos ener-géticos, el déficit anual de las aportacionesregulares es de 11,72 TW.h/a, mientras quela generación disponible en las tecnologíasregulables asciende a 117 TW.h/a, propor-cionando un margen más que suficientepara la cobertura del déficit incluso sin ges-tionar la capacidad de almacenamiento paraaprovechar los requerimientos de disipa-ción. Los requerimientos de disipación de lacapacidad de generación regular de estemix ascienden a 124 TW.h/a.

Incluso se podría reducir más la potencianominal instalada. Un ejemplo sería el mix-4b de 94 GWp de potencia nominal instala-da (homogeneidad provincial), ocupando un4,4% de la superficie peninsular. En cuantoa la cobertura de potencia, en el instantecrítico (10 diciembre a las 20 h), este mixpresenta un déficit de potencia regular de23,6 GW, mientras que la potencia rodantedisponible en este instante de tiempoasciende a 49,2 GW. En términos energéti-cos, el déficit anual de las aportacionesregulares es de 24,4 TW.h/a, mientras quela generación disponible en las tecnologíasregulables asciende a 111 TW.h/a, propor-cionando un margen más que suficientepara la cobertura del déficit. Los requeri-mientos de disipación de la capacidad degeneración regular de este mix ascienden a

38,6 TW.h/a. La gestión de la capacidad dealmacenamiento para aprovechar losrequerimientos de disipación añade unrecurso adicional para cubrir el déficit dedemanda energética. Esta gestión, en pri-mera instancia aprovecharía la capacidaddel bombeo hidroeléctrico, y en segundolugar podría recurrir a vectores energéticosintermedios como el hidrógeno. Inclusopara el caso de este mix-4b con sólo 94GWp de potencia nominal peninsular insta-lada, el sistema de acumulación podría lle-gar a tener un rendimiento total mínimo del63,2% (=24,4/38,6) para hacer frente por sisólo a todo el déficit energético de la poten-cia regular.

Sin duda existen formas más eficientes deoperar un sistema de generación basadosólo en energías renovables para cubrir lademanda eléctrica peninsular, pero estosresultados muestran los requerimientosasombrosamente bajos de potencia nomi-nal requerida por un mix de estas caracterís-ticas. Estos bajos requerimientos de poten-cia nominal, considerablemente inferiores alos plantados en el mix preliminar presenta-do en (IIT, 2005), son una consecuenciadirecta de los efectos de la diversidad tec-nológica y dispersión espacial sobre la regu-larización de la capacidad de generación.

La existencia de requerimientos de disipa-ción energética muy importantes al cubrir laseguridad de suministro eléctrico con unmix basado en renovables, indica la conve-niencia de integrar el sistema energéticopara cubrir la demanda de energía total, ouna parte significante de la misma, con elsistema de generación eléctrica. En estascondiciones, el excedente de capacidad degeneración respecto a la demanda electrica


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original, podría valorizarse al dedicarlo a lacobertura parcial o total del resto de lademanda energética.

En términos eléctricos, la demanda total delresto de sectores energéticos dependerá desu estructura, de las tecnologías empleadas,y de su evolución hasta el año 2050. Lademanda de energía final para el año 2050que estamos asumiendo es de 1.525 TW.h/a(IIT, 2005). Adoptando como hipótesis quela demanda adicional a la eléctrica se repar-ta en un 60% para la demanda térmica (sec-tor edificación e industrial) y un 40% para elsector transporte, y que la demanda térmicacubierta con energía eléctrica proporcioneun rendimiento total de conversión del90%, mientras que la demanda del sectortransporte se cubra en un 75% con vehícu-los eléctricos (rendimiento global del 70%para el 2050, cuando en la actualidad seencuentra en torno a un 66%) y un 25% conhidrógeno (rendimiento global del 25% parael año 2050, cuando en la actualidad seencuentra entorno a un 22%), la demandaeléctrica adicional para el 2050 sería de1862 TW.h/a, conduciendo a un rendimien-to global de transformación en el resto desectores energéticos del 66,9%. Estademanda constituiría el objetivo de energíaa disipar por un mix de generación eléctricadestinado a la cobertura simultánea de lademanda energética total.

El mix-3, con una potencia nominal peninsu-lar (homogeneidad provincial) instalada de260 GWp, y ocupando un 13,3% de la super-ficie peninsular, tiene unos requerimientosde disipación respecto a la demanda eléctri-ca original de 453 TW.h/a, lo cual permitiríacubrir un 24,3% del resto de la demandaenergética peninsular.

El mix-5, con una potencia nominal peninsu-lar (homogeneidad provincial) instalada de851 GWp, y ocupando un 14,9% de la super-ficie peninsular, tiene unos requerimientosde disipación respecto a la demanda eléctri-ca original de 2.048 TW.h/a, lo cual permiti-ría cubrir con creces el 100% del resto de lademanda energética peninsular.

Hemos desarrollado un estudio paramétricodel efecto del múltiplo solar sobre las actua-ciones técnico-económicas de los sistemasde generación eléctrica peninsulares basa-dos en las energías renovables. La configu-ración de los distintos mix se he realizadode forma heurística manteniendo una ciertadiversidad tecnológica, no constituyendopor tanto la solución óptima para cada SM entérminos de costes. Sin embargo, sí que seha intentado que la evolución en el SM fueraparalela a la que cabe esperar de la imple-mentación comercial de las tecnologíasrenovables en nuestro país, partiendo de lasituación actual dominada por la hidroeléc-trica y la eólica terrestre. Para este estudioparamétrico del SM no se ha tenido encuenta ninguna capacidad de almacena-miento en el sistema de generación (ni la dela hidroeléctrica actualmente implementa-da). Todas las tecnologías excepto la bioma-sa han sido operadas de forma predefinidaindependientemente del nivel de demanda,reteniendo capacidad de regular tan sólo enel sentido de disipar el exceso de capacidadde generación. La biomasa se ha reguladopara evitar la necesidad de disipar la poten-cia con ella producida. Por tanto, el modo deoperación de la biomasa ha sido en punta,cubriendo hasta las posibilidades de supotencia instalada el déficit de potenciadejado por el resto de tecnologías. Los dis-tintos emplazamientos peninsulares de

Conclusiones

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cada tecnología se han agrupado en unmáximo de 5 categorías en función de susactuaciones técnico-económicas.

Cada categoría ha quedado representadapor las actuaciones de la serie temporalobtenida al promediar la de todas las provin-cias que la integran (no corresponde portanto a las actuaciones de la mejor provinciadentro de esta categoría). Las categorías decada tecnología han entrado a configurar losmix de SM creciente por orden de méritode sus actuaciones. La estructura de costesempleada ha sido la del año 2050. De esteestudio paramétrico podemos sacar lassiguientes conclusiones:

· Si bien los mix empleados en este estu-dio paramétrico no están optimizadospara cada SM con el objetivo de mínimoLEC, probablemente sí que quedanmucho más cercanos a la evolución realque seguirá nuestro sistema de genera-ción eléctrica al ir introduciendo tecnolo-gías renovables. Debe tenerse en cuen-ta que el proceso de optimización paramínimo LEC requeriría una planificaciónde los procesos de inversión desde elprincipio de la implementación de tecno-logías renovables, teniendo en cuentalos costes de cada tecnología una vezque hubieran recorrido toda su curva deaprendizaje, y evidentemente éste noes el motor que está guiando el desarro-llo de las tecnologías renovables ennuestro país.

· Las actuaciones del sistema peninsular entérminos de SF y LEC para un SM deter-minado son tremendamente más favora-bles que las que obtuvimos en el estudioparamétrico del sistema autónomo,

reflejando los efectos favorables de ladispersión geográfica y diversidad tecno-lógica sobre la regularización de la capaci-dad de generación. Lo que en el sistemapeninsular conseguimos con un parquegenerador de SM = 2, requiere en un sis-tema autónomo emplear parques gene-radores con SM > 30.

· A medida que va creciendo el SM, se vareduciendo la utilización de la biomasa eneste modo de operación por reducirsemucho su CF. Por tanto, para valores ele-vados del SM (y por tanto de la SF) resul-ta más adecuado regular los pequeñospicos de potencia deficitaria remanentecon una gestión adecuada de la demandaen primer lugar, seguida del aprovecha-miento de la potencia rodante que ofre-cen algunas de las tecnologías implica-das (hidroeléctrica, geotérmica, y sobretodo la hibridación termosolar), y/o conuna pequeña capacidad de almacena-miento capaz de desplazar una pequeñaparte del enorme excedente de capaci-dad de generación hacia la cobertura delpequeño déficit energético ocasionadopor estos picos de potencia deficitaria.

· Por tanto, podemos concluir que el usode la biomasa en un mix de generaciónrenovable con elevada SF, probablemen-te resulte más apropiado que se quedelimitado a la hibridación de las centralestermosolares que no a la implementa-ción de centrales con dedicación especí-fica para la biomasa. Esto tendría la ven-taja de que un recurso escaso como esel de la biomasa en nuestro país (IIT,2005) pueda dedicarse a cubrir las nece-sidades energéticas en otros sectores(edificación, transporte). Sin embargo,


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esta conclusión queda hipotecada a loapropiado que resulte el modo de opera-ción del sistema de generación quehemos implementado en este estudioparamétrico. De forma ideal, sería unproceso de optimización de costes elque definiera realmente cuánta biomasaconviene que entre en el sistema degeneración eléctrica.

· Al crecer el SM el déficit de capacidad degeneración es bastante más crítico entérminos de potencia que de energía,indicando claramente que la herramientaadecuada para resolverlos es una ade-cuada gestión de la demanda.

· El mix con SM = 1,5 (67,6 GWp de poten-cia nominal) tiene unos requerimientosde ocupación de superficie peninsular del3,0%. En base anual, este mix nos pro-porciona una cobertura de la demanda deSF = 82,4% con un factor de capacidadde la potencia total instalada de CF =39,0%, y un requerimiento de disipaciónenergética anual, referida a la demandaeléctrica, del 1,0%. El coste de la electri-cidad, teniendo en cuenta la inversiónhidroeléctrica, es de LEC = 4,82c€/kWhe, mientras que el valor mínimodel LEC si todas las tecnologías operaranen MPPT sería de LECmin = 4,77 c€/kWhe.

· El mix con SM = 2 (90,1 GWp de potencianominal) tiene unos requerimientos deocupación de superficie peninsular del4,4%. En base anual, nos proporcionauna cobertura de la demanda de SF =91,8% con un factor de capacidad de lapotencia total instalada de CF = 32,6%, yun requerimiento de disipación energéti-ca anual, referida a la demanda eléctrica,

del 11,3%. Es de destacar el elevadovalor alcanzado de SF con un SM = 2relativamente tan bajo. Los efectos dedispersión espacial de carga y genera-ción, junto a la diversidad tecnológicaconducen a una situación tremendamen-te más favorable para el sistema penin-sular basado en renovables que para unsistema autónomo. El coste de la electri-cidad generada con este mix teniendo encuenta la inversión hidroeléctrica es deLEC = 4,84 c€/kWhe, mientras que elvalor mínimo del LEC si todas las tecno-logías operaran en MPPT sería de LECmin

= 4,32 c€/kWhe.

· Para SM = 2 tenemos un déficit y unosrequerimientos de disipación bastanteequilibrados en base anual (déficit =22,97 TW.h/a; disipación = 31,52TW.h/a). En estas condiciones, con unacantidad relativamente pequeña dealmacenamiento ya debería ser posiblecubrir la demanda con un coste signifi-cativamente inferior al de seguir aumen-tando SM para cubrir los picos de poten-cia deficitaria.

· El mix con SM = 2,5 (112,7 GWp depotencia nominal) tiene unos requeri-mientos de ocupación de superficiepeninsular del 6,2%. En base anual, estemix nos proporciona una cobertura de lademanda de SF = 97,7% con un factor decapacidad de la potencia total instalada deCF = 27,7%, y un requerimiento de disi-pación energética anual, referida a lademanda eléctrica, del 22,3%. El costede la electricidad generada con este mixteniendo en cuenta la inversión hidroeléc-trica es de LEC = 5,91 c€/kWhe, mientrasque el valor mínimo del LEC si todas las

Conclusiones

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tecnologías operaran en MPPT sería deLECmin = 4,81 c€/kWhe.

· A partir de SM = 2,5 la potencia a disipara lo largo del año se acerca ya a la propiademanda eléctrica, superándola en algu-nos instantes. La cantidad total de ener-gía a disipar alcanza también valores ele-vados (49,6% de la demanda para SM =3). Este hecho tiene repercusiones direc-tas sobre el incremento en el LEC del sis-tema de generación, y su distanciamien-to del LECmin obtenido en caso de que sepudiera aprovechar toda la electricidadque tendría capacidad de producir el par-que generador. Por tanto, parece apropia-do que los mix con SM > 2,5 se empleenen el marco de sistemas energéticosintegrados, en los cuales el gran exce-dente de la capacidad de generación deestos mix, relativo a la cobertura de lademanda eléctrica, pueda dedicarse acubrir otras demandas energéticas.

· El mix con SM = 4 (180 GWp de potencianominal instalada) se corresponde con lapotencia pico del mix preliminar pro-puesto de forma cualitativa en (IIT,2005). Ahora, una vez conocida su SF =99,7%, ya podemos confirmar que estemix tiene efectivamente capacidad decubrir la demanda. Pero es más, a lavista de la evolución de la SF con el SMincluso podríamos concluir que este mixcon SM = 4 es del orden del doble degrande de lo que sería necesario paracubrir la demanda de forma racionalaprovechando las herramientas de ges-tión de demanda, capacidad de acumula-ción y disponibilidad de potencia rodantesinérgica con la potencia instalada dealgunas tecnologías.

· A partir de SM = 4, en el caso de emplearla capacidad de generación sólo paracubrir la demanda eléctrica, el parquegenerador se usa con un CF inferior a lamitad de lo que podría proporcionar enmodo MPPT.

· Para eliminar completamente los picosde potencia deficitaria en base a instala-ción de mayor potencia nominal es preci-so llegar a SM = 15. Esto es técnicamen-te factible, pues incluso en estascondiciones, con una potencia nominalinstalada de 676 GWp, todavía estamosmuy lejos del potencial disponible de lastecnologías renovables en la península(5471 GWp). Sin embargo, en estas con-diciones, el potencial de generación delparque generador es tremendamentesuperior a la demanda eléctrica (858%),obligando a disipar a lo largo del año el714% de la demanda eléctrica, o lo quees equivalente 1.999 TW.h/a, que es unacantidad de energía suficiente para cubrirel resto de la demanda energética penin-sular con energía eléctrica (1.862 TW.h/a).La consecuencia de esto es que el par-que generador se usa con un factor decapacidad que es el 11,7% del que ten-dría en el caso de operar en modo deMPPT, repercutiendo directamente en elcoste de la energía generada para pasardel LECmin = 4,08 c€/kWhe que tendríaeste parque operando en modo MPPT, alLEC = 33,21 c€/kWhe que alcanza al ope-rar en modo regulación. Este gran incre-mento de costes recomienda el uso deestos mix con elevado SM para sistemasintegrales de energía. Sin embargo, apesar del gran incremento de costes queesto representa, conviene resaltar que elLEC = 33,21 c€/kWhe sigue resultando


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tremendamente favorable comparadocon el de un sistema autónomo de eleva-da SF, y del orden del que nos proporcio-naría un escenario BAU de parque gene-rador peninsular basado en tecnologías“convencionales”.

· El porcentaje que se requiere desarrollarde todas las tecnologías dominantes enlos mix propuestos es muy inferior a sutechos de potencia (IIT, 2005). Pero esmás, de las 5 categorías en las que agru-pamos los emplazamientos provincialesde cada tecnología en función de susactuaciones, para configurar los mixenergéticos empleados en este estudioparamétrico (incluso con SM = 15), habastado, y de forma bastante holgada,con emplear la primera categoría de lastecnologías dominantes. Puesto quecada categoría viene representada por laserie temporal media de todas las provin-cias que la componen, y muchas de lastecnologías dominantes en los mix pro-puestos han desarrollado sólo un peque-ño porcentaje de su primera categoría,las actuaciones del mix serían realmentesuperiores a las expuestas en caso deque, como sería lógico, se desarrollaránprimero los emplazamientos provincialesde mejores prestaciones.

· La diferencia entre el LEC y el LECmin,que crece muy pronunciadamente y deforma prácticamente proporcional alaumentar el SM por encima de SM = 2,puede entenderse como la valoración eco-nómica del coste de regular con este par-que generador para ajustarse a la deman-da. Para SM = 2 tenemos {LEC - LECmin}= 0,53 c€/kWhe. Para SM = 15 tenemos{LEC - LECmin} = 29,13 c€/kWhe.

· Tomando como base los diseños con SM= 2,5, es posible mejorar el LEC al redu-cir (y eventualmente anular) la participa-ción de la biomasa, y reducir la participa-ción de la tecnología de las olas, que conlas prestaciones actuales tiene costeselevados. El mix-19 reduce en 0,57c€/kWhe el LEC del mix-10 con igual SMy parecida SF.

· Puesto que en el momento actual es latecnología eólica terrestre la que presen-ta con diferencia un mayor desarrollocomercial, y además resulta ser la demenor coste (en los buenos emplaza-mientos) incluso con la estructura decostes del año 2050, resulta interesanteplantearse la pregunta de si no conven-dría más seguir la tendencia actual y aca-bar implementando un mix renovablebasado prácticamente en la tecnologíaeólica. Con el fin de clarificar esta cues-tión hemos procedido a analizar dos mixadicionales basados en tecnología eólicaterrestre, uno con igual SM que el mixdiverso (SM = 2,5), y otro con igual SFque la alcanzada por el mix diverso. Aigualdad de SM (SM = 2,5) obtenemoscon el mix basado en eólica unos costesinferiores (LEC = 4,24 c€/kWhe al consi-derar la inversión hidroeléctrica y de LEC= 2,52 c€/kWhe al no considerar la inver-sión hidroeléctrica), pero a costa de unasinferiores prestaciones energéticas (SF =87,8% ). Además, en este mix la máximapotencia deficitaria a lo largo del añocrece significativamente para llegar a33,2 GW, y el parque generador no dispo-ne de ninguna tecnología con capacidadde aportar potencia rodante a estos nive-les, lo cual dificultaría bastante más el lle-gar a cubrir la demanda eléctrica que con

Conclusiones

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otros mix de igual SM pero mayor diver-sidad tecnológica. Si buscamos un mixbasado en eólica que proporcione lamisma SF que los mix con mayor diversi-dad tecnológica (en concreto que el mix-10), obtenemos el mix-21, requiriendoun gran incremento del múltiplo solarhasta llegar a SM = 5,54. Este mixrequiere implementar 230 GWp depotencia eólica terrestre, saliéndonos yade las categorías-1 de eólica terrestre enllano y accidentado. La fracción solaralcanzada es igual a la del mix-10 (SF =97,7%), pero el valor máximo de lapotencia deficitaria a lo largo del añoalcanza en el mix-21 un valor (29,6 GW)considerablemente superior al del mix-10, y el mix-21 sigue sin disponer de tec-nologías que proporcionen potenciarodante con capacidad de cubrir estospicos de potencia deficitaria. Y en cuantoa costes, el mix-21 tiene unos costes sig-nificativamente superiores a los de losmix más diversos con igual SF, alcanzan-do LEC = 7,27 c€/kWhe al tener en cuen-ta la inversión hidroeléctrica y LEC = 5,72c€/kWhe sin considerar la inversión hidro-eléctrica, consecuencia directa del hechode que este mix opera con un CF que esel 32,9% del que podría tener operandoen modo MPPT.

Hemos desarrollado un estudio sobre elefecto de la capacidad de acumulaciónsobre las actuaciones de los mix de genera-ción peninsular basados en renovables.Para ello hemos asumido un modo de ope-ración prefijado de todas las tecnologías,limitando su capacidad de regulación a disi-par el exceso de capacidad de generación ya no usar la biomasa en aquellos instantesen que existe exceso de capacidad de

generación del resto del parque generador.Como coste del sistema de almacenamien-to para el año 2050 hemos asumido 10€/kWh, y el rendimiento global de carga –descarga del sistema de acumulación lohemos asumido del 70%. Se han desarro-llado distintos mix energéticos en el rangode SM de interés, y para cada uno de ellosse ha analizado el efecto de la capacidad dealmacenamiento. He aquí algunas de lasconclusiones de este estudio paramétrico:

· Evidentemente, el primer aspecto asatisfacer por un mix de generación paraque la capacidad de almacenamiento nospermita llegar a cubrir totalmente lademanda es que la disipación anual seasuperior al déficit anual dividido por elrendimiento total del sistema de acumu-lación. Sin embargo, si no existe unaregularidad estacional o mensual en elequilibrio entre disipación y déficit, lacobertura total de la demanda demanda-rá elevadas capacidades de acumulación.Según las tecnologías elegidas para con-figurar el mix, se pueden producir des-equilibrios estacionales entre déficit ydisipación. Un mix dominado por la disi-pación típicamente tiene déficit superiora la disipación en los primeros y últimosmeses del año, a no ser que disponga deun SM suficientemente elevado.

· El hecho de que en el sistema peninsu-lar los mix energéticos con excedentede capacidad de generación anual, yaalcancen sin capacidad de acumulaciónvalores muy elevados de SF, hace bas-tante difícil para la capacidad de acumu-lación el poder justificarse desde unpunto de vista técnico-económico, puesel beneficio en términos de CF que


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puede proporcionar se ve muy limitadopara compensar su sobre-coste.

· Para SM = 1,5, con una baja capacidad dealmacenamiento (0,75 TWh) ya se elimi-nan los excedentes de generación, por loque a pesar de tener todavía SF < 100%(SF = 78,8%), ya no tiene sentido seguiraumentando la capacidad de acumulación.

· Para SM = 2, se requiere una capacidadde almacenamiento de 14 TWh paraalcanzar SF = 100%. Las actuacionesanuales de este mix con la mencionadacapacidad de acumulación vienen dadaspor Fdeficit = 0%, Fdisipada = 2,9%, generaciónpotencial del 110,0%, energía aportadapor la biomasa de 8,8 TW.h/a, potenciadeficitaria máxima de 0 GW, potenciadisipada máxima de 20,4 GW, LEC =9,14 c€/kWhe considerando inversiónhidroeléctrica y LEC = 7,63 c€/kWhe sinesta inversión.

· Los mix con SM del orden de SM = 2, severían favorecidos incrementando lapotencia instalada de tecnologías conmayor capacidad de generación en losperíodos que se alcanza el mínimo estadode carga de la batería (principio y final deaño para el mix que hemos empleadonosotros), de tal forma que bastara conuna capacidad considerablemente inferiorde almacenamiento para cubrir la carga.

· Para SM = 2,5 se requiere una capacidad dealmacenamiento de 1,5 TWh para alcanzarSF = 100%. Las actuaciones anuales deeste mix vienen dadas por Fdeficit = 0%, Fdisipada

= 34,4%, generación potencial del141,6%, energía aportada por la biomasade 3,9 TW.h/a, potencia deficitaria máxi-

ma de 0 GW, potencia disipada máximade 60,9 GW, LEC = 6,02 c€/kWhe consi-derando inversión hidroeléctrica y LEC =4,51 c€/kWhe sin esta inversión.

· A partir de SM = 2,5 (113 GWp de poten-cia nominal), ya disponemos de suficien-te exceso de capacidad de generaciónpara que se requiera una capacidad dealmacenamiento relativamente pequeñapara cubrir totalmente la demanda. Enestas condiciones resultará más rentableimplementar esta capacidad de almace-namiento que seguir aumentando lapotencia nominal para cubrir la totalidadde la demanda. Sin embargo, todavíaresulta más económico aprovechar laenorme potencia rodante disponible enestos mix (si tienen suficiente contribu-ción termosolar) para cubrir las puntasde déficit mediante hibridación con bio-masa. Y todavía es mucho más económi-co gestionar las escasas puntas de défi-cit que aparecen con estos valores deSM mediante una adecuada gestión dela demanda.

· Para SM = 3 se requiere una capacidadde almacenamiento de 0,61 TWh paracubrir el 100% de la demanda. Lasactuaciones anuales de este mix con lamencionada capacidad de acumulaciónvienen dadas por Fdeficit = 0%, Fdisipada =64,2%, generación potencial del171,3%, energía aportada por la biomasade 2,2 TW.h/a, potencia deficitaria máxi-ma de 0 GW, potencia disipada máximade 80,5 GW, LEC = 6,60 c€/kWhe consi-derando inversión hidroeléctrica y LEC =5,09 c€/kWhe sin esta inversión.

· Para SM = 3,5 se requiere una capacidadde almacenamiento de 0,36 TWh para

Conclusiones

461

cubrir el 100% de la demanda. Las actua-ciones anuales de este mix con la men-cionada capacidad de acumulación vienendadas por Fdeficit = 0%, Fdisipada = 95,2%,generación potencial del 202,3%, ener-gía aportada por la biomasa de 1,4TW.h/a, potencia deficitaria máxima de 0GW, potencia disipada máxima de 100,4GW, LEC = 7,40 c€/kWhe considerandoinversión hidroeléctrica y LEC = 5,89c€/kWhe sin esta inversión.

· Las bajas capacidades de almacenamien-to requeridas para cubrir el 100% de lademanda con mix energéticos de SM >2,5 permiten disponer de esta capacidadde almacenamiento sin más que gestio-nar adecuadamente los recursos hidroe-léctricos y el bombeo hidroeléctricoactualmente ya implementados.

· El valor óptimo de la capacidad de acu-mulación en términos de minimizar elLEC está desplazado a valores muy bajos(Cóptima ≤ 0,15 TWh). Esta capacidad dealmacenamiento óptima es bastante másbaja que la que encontrábamos en el sis-tema autónomo, donde en términos dedías de autonomía encontrábamos unvalor de Cóptima que minimizaba el LEC (envalores de 100 a 160 c€/kWhe según mix)del orden de 2 días de autonomía (48 h).Para el sistema peninsular, la Cóptima = 0,15TWh corresponde a unas 4 h de autono-mía frente a la demanda eléctrica media,y es por tanto del orden de un 8% de laCóptima en los sistemas autónomos. Esmás, en el sistema autónomo operar conla Cóptima implica una reducción del LECsignificativa, mientras que para el siste-ma peninsular la reducción asociada espoco relevante.

· El efecto de la capacidad de acumulaciónsobre el déficit máximo anual de poten-cia es relativamente pequeño hastaalcanzar capacidades de acumulación delorden de las que proporcionan coberturatotal de la demanda.

· Un aspecto relevante para los sistemasde acumulación, además de la propiacapacidad de acumulación, son losrequerimientos de potencia punta decarga y descarga del almacenamiento. Enel caso analizado, para los diseños deinterés, la potencia máxima de carga delalmacenamiento se encuentra entre 35GW y 50 GW, mientras que la potenciamáxima de descarga está entorno a los25 GW. Estas potencias relativamenteelevadas pueden introducir restriccionessobre el sistema de almacenamiento.Así, por ejemplo, si como sistema dealmacenamiento empleamos el bombeohidroeléctrico, estas potencias son consi-derablemente superiores a las actual-mente disponibles (del orden de 2,6GW), por lo que aunque se dispusiera desuficiente capacidad de acumulación,sería preciso incrementar mucho laspotencias de bombeo y turbinación si sequieren satisfacer estos máximos. Lahidroeléctrica con embalses podría con-tribuir a la potencia máxima de descarga,pero en la actualidad siguen siendo sólodel orden de 16 GW. Sin embargo,teniendo en cuenta el gran exceso derequerimientos de disipación en los dise-ños de interés, el introducir restriccionesde potencia máxima de carga del sistemade acumulación, es de esperar que tengamuy poco efecto sobre los resultadospresentados, pues simplemente obligaríaal sistema de carga del almacenamiento


462

a operar con un mayor CF (lo cual tam-bién es beneficioso para los costes). Y encuanto a la potencia máxima de descar-ga, estos resultados confirman la tesisde que conviene complementar el siste-ma de acumulación con potencia rodantede otras tecnologías como la termosolarque para estos valores del SM ya tienenque tener una participación significativaen el sistema de generación.

Hemos realizado dos simulaciones conmodelos de expansión de la generaciónrepresentativos del estado del arte actual,para buscar la configuración óptima de unmix de generación basado en renovables,que como punto de partida tuviera sólo lapotencia hidroeléctrica (regulada y fluyen-te) actualmente instalada. La primera simu-lación asume que las diversas tecnologíasrenovables están disponibles con un CFconstante durante todo el año, e igual al CFmedio anual de la serie temporal operandoen MPPT. La segunda simulación asumeque el CF de cada tecnología se modificaen cada uno de los bloques de carga consi-derados para la demanda. Los CF paracada bloque de carga se han obtenido pro-cesando la serie temporal correspondien-te. Del análisis de la expansión de la gene-ración de un sistema basado en renovablesempleando modelos representativos delestado del arte, podemos sacar lassiguientes conclusiones:

· Los resultados, en términos de SM, sonunos mix de generación que en el año ini-cial (demanda de 280 TW.h/a) cubren lademanda (SF = 100%) con un margen dereserva del 20%, y vienen dados por SM= 2,56 para el caso de CF constante ySM = 3,26 para el caso de CF variable en

los bloques de carga, y están en amboscasos formados sólo por la hidroeléctricaya instalada y la eólica terrestre. El LECpara este segundo caso, sin considerar lainversión hidroeléctrica y con la estructu-ra de costes del año 2050 es de LEC =0,96 c€/kWhe. Este LEC tan bajo es con-secuencia directa de que el modelo deexpansión de la generación ha configura-do estos dos mix empleando tan sólo latecnología más barata de las existentesen términos de su LEC en modo MPPT:la eólica terrestre.

· Estos resultados deben compararse conlos que obtuvimos en el capítulo anteriordedicado al análisis temporal del acopla-miento generación-demanda. El mix-20,basado en eólica terrestre e hidroeléctri-ca, con un SM = 2,5 nos proporcionabaSF = 87,83% sin considerar margen dereserva alguno. El mix-21, basado en eóli-ca terrestre e hidroeléctrica, con un SM= 5,54 nos proporcionaba SF = 97,74%sin considerar margen de reserva alguno.Por tanto, podemos concluir que losmodelos de expansión de la generaciónbasados en un tratamiento monótono dela demanda, incluso si consideramos elCF variable en los bloques de carga, infra-dimensiona considerablemente la capaci-dad necesaria del mix de generación paracubrir la demanda. Esto es una conse-cuencia directa de la incapacidad deestos métodos monótonos para incorpo-rar el acoplamiento generación-demandaen una situación donde la generación pre-senta una dependencia temporal tanimportante o más que la de la demanda,siendo por tanto incapaces de determinarel CF real con el que operan las tecnologíasen modo regulación.

Conclusiones

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· El correcto modelado de la expansiónde la generación para un sistema basa-do en renovables requiere un tratamien-to cronológico extendido a las 8.760h/año, colapsando con el análisis deldespacho óptimo de estos mix de gene-ración. Por tanto, en los mix de genera-ción basados en renovables, expansiónde la generación y despacho óptimopasan a estar acoplados y deben resol-verse simultáneamente.

El problema de optimización realmenteimportante en el caso de las tecnologíasrenovables es el de la inversión. Una vezrealizada la inversión, la información queproporciona un modelo de optimización dela explotación aplicado a estos mix de gene-ración es muy poco relevante. En efecto, laoptimización de los costes de explotaciónde un mix renovable que nos proporcionaríaun modelo de despacho económico, debidoal poco peso de los costes de explotaciónfrente a los de inversión para estas tecnolo-gías, resulta prácticamente irrelevante decara al LEC del sistema de generación: elLEC total de un sistema de generaciónrenovable en el que ya se ha realizado lainversión es prácticamente independientedel modo de operación (es irrelevante conqué tecnología regulemos la generación),pues el coste total y el CF total para cubrir lademanda ya están fijados.

Del análisis de los sistemas de generacióneléctrica basados en renovables medianteun modelo explotación generación/red(StarNet/RD), ejecutado cronológicamen-te las 8.760 h/a, de forma iterativa paraincorporar los efectos de la inversión en laconfiguración del mix, podemos sacar lassiguientes conclusiones:

· El proceso iterativo de resolución del pro-blema de optimización acoplado deexpansión de la generación y despachoeconómico basado en la sustitución delos costes variables por el LEC no estábien condicionado, conduciendo a gran-des oscilaciones de la solución que fuer-zan a ir acotando el proceso manualmen-te. Es por tanto conveniente desarrollarherramientas de optimización del proble-ma acoplado que incorporen los costesde inversión en su formulación y quehagan uso de potentes herramientas deoptimización.

· La ejecución de un modelo de explota-ción generación/red de forma cronológicadurante las 8.760 h/a como requieren losmix de generación basados en renova-bles, incluso limitando la cantidad de gru-pos que pueden participar en el mix (a 33en nuestro caso) y realizando el análisis anodo único, implica la resolución de unproblema de optimización de unas270.000 ecuaciones, quedando cerca delos límites de un ordenador con 500 Mbde RAM.

· La incorporación, respecto a los mix ante-riormente considerados, de la capacidadde regulación de la hidroeléctrica, el bom-beo hidroeléctrico y la hibridación termo-solar, permite conseguir la cobertura totalde la demanda (SF = 100%) con unoscostes significativamente inferiores a loshasta ahora obtenidos. Así, el mix resul-tante del proceso de iteración, a pesar deno proporcionar garantía alguna de consti-tuir el óptimo por el mal condicionamientodel proceso de cálculo empleado, nosconduce a un mix con SM = 3,42, SF =100% y LEC = 3,48 c€/kWhe. A modo de


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comparación, el mix-12 con SM = 4 y SF= 99,7% tenía LEC = 7,96 c€/kWhe, y elmix-21 basado en eólica terrestre, conSM = 5,54 y SF = 97,7% tenía LEC =5,72 c€/kWhe.

· El proceso iterativo nos conduce a unmix (SM = 3,42) dominado por la eólicaterrestre (90,8 GWp) pero reteniendo,sobre todo a nivel de potencia instaladauna diversidad tecnológica considerable,lo cual le permite hacer frente con mayorfacilidad a los desacoplamientos entrecapacidad de generación y demanda.

· Es de destacar el papel de la hibridacióntermosolar con biomasa en la configura-ción del mix resultante, constituyendo lacuarta tecnología en potencia instalada,detrás de la eólica terrestre, la termoso-lar y la hidroeléctrica regulada. De los 20GWp de termosolar instalados, 8,4 GWp

están hibridados con biomasa. Por con-tra, a nivel de generación eléctrica, lahibridación termosolar ocupa el últimolugar, indicando una operación paracubrir puntas relativas a la capacidad degeneración.

· La biomasa no forma parte del mix degeneración resultante del proceso deoptimización iterativo, confirmando lapercepción obtenida en los resultadosanteriormente presentados, de que laforma eficiente de emplear la biomasa enlos mix de generación destinados a lacobertura eléctrica y basados en renova-bles es mediante la hibridación termoso-lar. Por otro lado, el consumo de biomasaen las centrales híbridas de este mix esmuy bajo (0,12 TW.h/a de generación), porlo que el relativamente escaso recurso de

biomasa en nuestro país puede quedarliberado para contribuir a la demandaenergética de otros sectores.

· Otras tecnologías que tampoco aparecenen este mix son la eólica marina y lasolas. En cuanto a la eólica marina suausencia será debida al gran potencialexistente de eólica terrestre con costesinferiores, y en cuanto a las olas la causaserá sus bajas actuaciones con la tecno-logía implementada.

· Las tecnologías empleadas para operaren las puntas relativas de demanda acapacidad de generación funcionan conCF tremendamente bajos (CF = 0,16%para la hibridación termosolar; CF =0,85% para el bombeo hidroeléctrico denueva inversión; CF = 1,51% para la geo-térmica). Esto refuerza la conclusión deque para estos mix basados en renova-bles, el problema de regulación es depotencias y no de energía. Por tanto, unaadecuada gestión de la demanda podríaeliminar la necesidad de incorporar estastecnologías con tan baja utilización anual.Si bien es cierto, que en aras a la seguri-dad de suministro es aconsejable contarcon potencia rodante con elevada dispo-nibilidad, como la que proporciona lahibridación termosolar con una baja inver-sión incremental.

Del análisis de los sistemas de generacióneléctrica basados en renovables medianteun modelo explotación generación/red(StarNet/RD), ejecutado cronológicamen-te las 8.760 h/a, incorporando en su for-mulación los efectos de la inversión en laconfiguración del mix, y por tanto resolvien-do simultáneamente los dos problemas

Conclusiones

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acoplados de expansión de la generación ydespacho óptimo, podemos sacar lassiguientes conclusiones:

· Los mix obtenidos como resultado delproceso de optimización acoplada de laexpansión de la generación y el despa-cho, es decir, del coste en ciclo de vida,tienen una diversidad tecnológica consi-derable, no estando dominados por nin-guna tecnología. Esto confirma los argu-mentos que habíamos manejado hastaahora en pro de dicha diversidad.

· Sin embargo, hay tecnologías que no tie-nen cabida dentro de estos mix optimiza-dos. Así, las olas, la fotovoltaica, la bioma-sa (con centrales propias) y la eólicamarina no aparecen en estos mix. La geo-térmica aparece sólo en el caso de que nose considere la hibridación termosolar.

· El bombeo hidroeléctrico de nueva crea-ción, si bien no requiere grandes poten-cias instaladas, se usa con factores decapacidad elevadísimos en contraposi-ción a la forma actual de emplear estatecnología.

· La optimización en ciclo de vida conducea una participación de la eólica terrestreconsiderablemente inferior a la del proce-so iterativo. Así, el mix-32 optimizado enciclo de vida incorpora 37 GWp de eólicaterrestre, muy alejados del techo depotencia de la primera categoría, asícomo del valor incorporado en el mix-31resultante del proceso iterativo (96 GWp).Este resultado es indicativo de cómo unaplanificación adecuada del desarrollo delmix de generación renovable para el sis-tema peninsular puede apuntar en una

dirección considerablemente distinta deaquella a la que nos conduciría la situa-ción de mercado actual. La ausencia deesta planificación nos conducirá a la reali-zación de unas inversiones no óptimas, yconsecuentemente a un mayor coste dela electricidad en ciclo de vida al quedaréste completamente condicionado porlas inversiones realizadas.

· Los mix optimizados hacen un uso exten-so de la hibridación con biomasa de lascentrales termosolares, conduciendo porejemplo en el mix-32 a que toda la poten-cia termosolar instalada (18 GWp) estéhibridada con biomasa, de tal forma queestas centrales pasan a tener disponibili-dad continua de generación, y por tanto adesempeñar el mismo papel en el siste-ma de generación que podría cubrir unacentral termoeléctrica “convencional”.En el mix-32, la demanda total cubiertapor la hibridación con biomasa (39,12TW.h/a) representa un 27,7% del techodisponible para la biomasa (IIT, 2005).

· Al prescindir de la hibridación termosolar,el mix optimizado tiene mayor SM y LEC,y pasa a estar dominado por la tecnologíaeólica, reduciéndose de forma significati-va la participación termosolar (sin hibrida-ción). Un mix optimizado para alcanzar SF= 100% tiene SM = 2,20 y LEC = 2,47c€/kWhe si hace uso de la termosolar,mientras que el mix optimizado sin ter-mosolar tiene SM = 2,46 y LEC = 2,84c€/kWhe. Como vemos, en cualquiera delos dos casos, el LEC es considerable-mente inferior al de los otros mix no opti-mizados que habíamos analizado. En elmix optimizado con termosolar, la eólicaterrestre constituye el 35,2% de la


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potencia instalada, mientras que la ter-mosolar supone un 19,5% y la hibrida-ción otro 19,5% (todas las centrales ter-mosolares están hibridadas). En el mixoptimizado sin termosolar, la eólicaterrestre constituye un 56,6% de lapotencia instalada, mientras que la ter-mosolar se ve reducida a un 6,1%.

· El coste marginal de la electricidad, paralos mix optimizados con y sin hibridaciónsolar, se mantiene acotado durante prác-ticamente todo el año por debajo de 2,4c€/kWhe para el mix con hibridación, ypor debajo de 3,6 c€/kWhe para el mix sinhibridación. Sólo existe una hora al añoen la que este coste marginal se disparahasta valores mucho más elevados.

· En este estudio presentamos la configura-ción y actuaciones principales de mixenergéticos optimizados para valores delcoste de la energía no suministrada(CENS) entre 2 c€/kWhe y 10000 c€/kWhe.De este estudio paramétrico se puedensacar las siguientes conclusiones:

- Con valores razonables del CENS sepuede llegar a mix optimizados con unLEC significativamente inferior al deun mix que cubra toda la demanda. Esmás, en estos mix, los instantes enlos que no se consigue cubrir lademanda son muy pocos a lo largo delaño, y si intentamos cubrir este déficitcon un incremento de la capacidad degeneración, los costes marginales dela electricidad se disparan a valoresmuy elevados, dejando lugar para múl-tiples actuaciones de gestión de lademanda con costes inferiores. Portanto, parece que la combinación de

un mix renovable optimizado para unCENS razonable, más una apropiadagestión de la demanda podrían consti-tuir la solución más apropiada. A modode ejemplo, el mix optimizado paraCENS = 5 c€/kWhe tiene un LEC =2,24 c€/kWhe y en ausencia de ges-tión de la demanda proporcionaría SF= 92,0%. El mix optimizado paracobertura completa de la demanda (SF= 100%) presenta un valor máximodel coste marginal de la electricidadde 9.883 c€/kWhe, pero debido a quesólo hay una hora del año con costemarginal de este orden, el efecto de lacobertura de estas puntas sobre loscostes totales es relativamentepequeño (LEC = 2,48 c€/kWhe), pro-porcionando además un mix de gene-ración que por su estructura propor-ciona mayor seguridad de suministro.

- Un factor sobre el que sí que afectade forma significativa el CENS essobre la estructura del mix de genera-ción, especialmente al ir a buscarvalores elevados de SF. Para valoresbajos de CENS el mix óptimo estáfuertemente dominado por la eólicaterrestre, que proporciona un máximode potencia instalada (63,16 GWp)para CENS = 5 c€/kWhe, instante enel cual empiezan a entrar la termoso-lar y la hibridación termosolar con bio-masa en el mix óptimo. A partir deeste momento, la participación eóli-ca se va reduciendo hasta alcanzarlos 34,84 GWp en el mix óptimo conSF = 100%. Es importante tener encuenta esta importante variación de laconfiguración óptima del mix para nocaer en el error de sobredimensionar

Conclusiones

467

irreversiblemente una tecnología porseguir la problemática del día a día sinmirar al horizonte perseguido.

- Al aumentar el valor de CENS notiene por qué aumentar el SM ysuperficie de territorio ocupada por elmix resultante del proceso de optimi-zación. En particular, para valores ele-vados de la SF del mix la tecnologíatermosolar sustituye a la eólica, redu-ciéndose el SM.

- En general, los mix optimizadoshacen un uso importante del bombeohidroeléctrico, cuya potencia instaladava creciendo con el CENS (si bien elCF decrece), excepto al llegar a valo-res muy elevados de SF en los cualeslas tendencias se invierten para elbombeo de nueva creación. En gene-ral, los CF con los que se usa el bom-beo son mucho más elevados que losdel uso que actualmente se hace deesta tecnología.

- Con 15 GW de bombeo-2 (nuevainversión) disponibles, el proceso deoptimización no llega a instalar másque un máximo de 2,69 GW (alcanza-do con CENS = 8 c€/kWhe). En estesentido, este resultado muestra quela percepción de que es necesariauna gran potencia de bombeo hidroe-léctrico para cubrir los desacopla-mientos entre capacidad de genera-ción y demanda no se correspondecon la realidad.

- Para SF = 100%, obtenemos un mixoptimizado con SM = 2,20 y LEC =2,48 c€/kWhe. Este mix, en términos

de potencia instalada, está compuestopor un 43,8% de eólica terrestre-1(34,84 GWp), un 24,3% por termoso-lar-1 (19,34 GWp), toda ella hibridadacon biomasa, un 20,8% de hidroeléc-trica regulada (16,57 GWp), un 4,6%de bombeo hidroeléctrico actual (3,70GWp), un 3,1% de hidroeléctrica flu-yente (2,5 GWp), un 2,8% de minihi-dráulica (2,23 GWp), y un 0,6% debombeo hidroeléctrico de nueva crea-ción (0,44 GWp).

A pesar de que hemos hablado mucho de“optimización” de los mix de generaciónbasados en renovables, estos resultadosdeben interpretarse de forma relativa. Sehan hecho proyecciones de costes y enmenor medida de tecnología para el año2050, y en estos valores es en lo que basa-mos el proceso de optimización. Pero laevolución real de las tecnologías y sus cos-tes es imposible de predecir con exactituda tantos años vista (en concreto es deesperar muchas más mejoras tecnológicasde las asumidas en este proyecto para lamayoría de tecnologías), por lo que la posi-ción relativa de las asíntotas en la curva deaprendizaje de las distintas tecnologíaspuede verse modificada, y con ella losresultados del procedimiento de optimiza-ción. Es más, las medidas de gestión de lademanda pueden actuar dinámicamentecon el proceso de optimización conducien-do a otras configuraciones de mix “ópti-mo”. Y además, el proceso de optimizaciónse ha basado en las series temporales derecurso energético asociadas al año 2003.En otro año, la distribución temporal delrecurso disponible (viento, sol, olas,…)puede cambiar, lo cual conduciría a travésdel proceso de optimización a otro mix de


468

generación “óptimo”. Por tanto, la palabra“óptimo” en el marco de este estudio nopuede más que interpretarse de forma rela-tiva. Lo importante es que se ha mostradoque se pueden desarrollar herramientaspara analizar y optimizar los mix de genera-ción eléctrica peninsular basados en reno-vables bajo unas condiciones de contornodeterminadas, y que los costes asociados aestos mix, con LEC por debajo de 2,5c€/kWhe, son muy favorables.

Sin embargo, estos valores del LEC asociadoa los mix “óptimos” deben entendersecomo una cota inferior del LEC de un siste-ma de generación basado en renovables. Enaras a la seguridad de suministro puede con-venir sobredimensionar algo más el mix, aun-que la presencia de una potencia importantede termosolar hibridada alivia mucho estosrequerimientos. En concreto sería recomen-dable desarrollar estudios de sensibilidad conla distribución temporal de los recursos ener-géticos (viento, sol, olas,…), para seleccionarun mix relativamente insensible a estas varia-ciones. Esto podría hacerse buscando tantolos mix óptimos, como los despachos econó-micos de cada mix, empleando como condi-ciones de contorno climatológicas del proce-so de cálculo las correspondientes a unaserie de unos 10 a 20 años.

La hibridación con biomasa de las centralestermosolares es muy útil para proporcionaruna gran seguridad de suministro y reducirel LEC del sistema de generación. Sinembargo, y dada la escasez relativa delrecurso de biomasa en nuestro país, debeprestarse atención a que no conduzca a unuso del recurso de la biomasa más intensi-vo de lo recomendable, dada su escasez ysu aplicación en otros sectores energéticos.

A pesar de que los mix “óptimos” no requie-ren emplear más que una parte de la prime-ra categoría de unas pocas tecnologías paracubrir la demanda, es recomendable impli-car en el mix de generación eléctrica penin-sular, incluso a costa de un incremento enel LEC, una mayor diversidad tecnológica,para acceder así a una mayor uniformidadespacial de la capacidad de generación, ydisponer de más grados de libertad pararesolver hipotéticas congestiones del siste-ma de transporte. Así, por ejemplo, conven-dría disponer de suficiente potencia instala-da cerca de las zonas de gran demanda,aunque ello requiriera explotar tecnologías,o categorías de tecnología, de mayor coste.

Una gestión de la demanda apropiada aestos mix de generación basados en reno-vables, se intuye como la herramienta máseconómica y apropiada para cubrir los esca-sos picos de potencia que quedan a lo largodel año al ir subiendo el SM. Pretendercubrir todos estos picos con el parquegenerador, si bien es técnicamente posible,conducirá sin duda a valores significativa-mente más elevados del LEC. Por tanto, yparece prioritario empezar a desarrollaresquemas de gestión de la demanda ade-cuados a estos mix de generación. Notarque estos esquemas de gestión de lademanda pueden ser totalmente opuestosa los que se han usado en el pasado. Porejemplo, si bien antes podía ser apropiadodesplazar parte de la demanda a las horasnocturnas (valle en términos de demanda)con el fin de poder cubrirla con centrales decarga base más económicas que las decarga punta, aliviando además el sobre-dimensionado necesario del parque gene-rador y la necesidad de potencia rodante,bajo la óptica de un mix de generación

Conclusiones

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basado en renovables, probablementefuera más adecuado desplazar la demanda alas horas centrales del día (punta en térmi-nos de demanda, pero posible valle en tér-minos de demanda relativa a la capacidadde generación) en la que las tecnologíassolares tiene su pico de generación diario.

Después de analizar con considerable deta-lle los sistemas de generación eléctricapeninsulares basados en tecnologías reno-vables desde los puntos de vista del aco-plamiento temporal generación-demanda,de costes y de optimización de la inversióny del despacho, podemos concluir que esviable plantearse un sistema de generaciónbasado al 100% en energías renovables(tanto para la cobertura de demanda eléctri-ca como para la de demanda de energíatotal), conduciendo a unos costes totalesde la electricidad generada perfectamenteasumibles (y tremendamente favorablesfrente a los que nos daría un escenarioBAU), y con herramientas suficientes paragarantizar una cobertura de la demanda a lolargo de toda su vida útil. Dado el fuertecambio, tanto en la configuración como enel modo de operación, que representa latransición hacia un mix de estas caracterís-ticas para el sistema eléctrico, será precisodesarrollar estudios de detalle que profun-dicen en aspectos específicos de los nue-vos requerimientos del sistema eléctrico(capacidad de transporte, estabilidad, sin-cronización,…) con el fin de orientar ade-cuadamente la requerida transición haciaun sistema energético sostenible.


470

Conclusiones

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Agradecimientos

7. conclusionesarchivo-es.greenpeace.org/espana/global/espana/... · que para todos los...

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