regulación de las energías renovables
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Regulación de las Energías Renovables en el Perú
Ing. Daniel Cabrera LlamocaEspecialista Técnico de la División de Generación y Transmisión
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN
pleon@osinerg.gob.pe
III Foro Regional de Energía: “Desarrollo de las
Energías Renovables”
1 Introducción
2 Marco normativo – Promoción RER
3 Diseño de la Subasta RER
4 Resultados de las Subastas RER
5 Impacto Usuario Final
6 Conclusiones
Índice
1 Introducción
Consumo de Energía por Regiones
4
Fuente: BP Statistical Review, June 2012
Potencial de las energías renovables
5
El reto de la humanidad es explotar la
energía solar
APEC
Cumbre Rio +20
Fuente: WEF: “The Global Energy
Architecture Performance Index -
Report 2013”
Nivel de electrificación
Fuente: CIER (2012) Síntesis informativa energética – datos al 2010
Último lugar en América
del Sur
Recursos energéticos del Perú
10
Agua
Petróleo
VientoGeotermia
Mareomotriz XSolar
Gas Natural
Potencial en Energías Renovables
11
Potencial Eólico del Perú
12Fuente: Atlas Eólico del Perú (MINEM)
13
Potencial de energías renovables
Perú tiene una enorme capacidad de generación eléctrica con energías
renovables no aprovechada
Fuente de
Energía
Renovable
Potencial
Total
(MW)
Capacidad
Instalada
(MW)
%
Hidráulica 69445 2954 4,3%
Eólica (Viento) 22450 142 0,6%
Solar Indefinido 80 -
Biomasa Indefinido 27 -
Geotermia 3000 0 -
Producción de electricidad SEIN
14
Fuente: OSINERGMIN
El Perú es un país hidro-térmico en la generación de electricidad
Hidroelectricidad
Gas Natural
15
Visión futura de participación RER
Producción de electricidad 2012
Visión futura de la producción de
electricidad 2040
Fuente: Consultoría para elaborar una Nueva Matriz Energética
Sostenible (NUMES) y Evaluación Ambiental Estratégica
(EAE), como Instrumentos de Planificación
• Según estudio NUMES:
2 Perú: Marco Regulatorio promoción de
energías renovables
RER: Evolución del marco regulatorio
• ANTES DEL AÑO 2008: Inicialmente, el marco regulatorio evolucionó hacia el desarrollo de la electrificación rural y el uso eficiente de energía:
RER: Evolución del marco regulatorio
• AÑO 2008: El marco regulatorio ha evolucionado hacia el desarrollo de la producción de electricidad con energías renovables a gran escala (On-grid y Off-grid)
Reglamento instalaciones RER
autónomas
2013
D.S. N° 20-2013-EM
Tercera
Subasta RER
(Convocatoria: 12/08/2013
RER: Alcances del marco regulatorio
• Resumen (DL-1002):– La Ley establece como prioridad nacional la promoción de las energías
renovables
– La Ley define como Recursos Energéticos Renovables (RER) a lasfuentes de Energía Renovable No Convencional:
• Solar
• Eólico
• Geotérmico
• Biomasa
• Hidroeléctrico hasta 20 MW (Hidroeléctrica RER)
– La Ley promociona las ventas de electricidad RER a través deSUBASTAS
19
RER: Alcances del marco regulatorio
• Nivel de Penetración RER:– A la fecha el objetivo de renovables (excluyendo pequeñas hidro) es 5% del
consumo de energía.
– Cada dos (2) años el MINEM establece el objetivo por tipo de tecnología.
• Principales Incentivos ofrecidos:
– Prioridad para el despacho del COES y compra de la energía producida.
– Prioridad en el acceso a las redes de T&D.
– Tarifas estables a largo plazo (determinadas mediante subastas).
• Las Bases de la Subasta: aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas.
• Osinergmin: conduce la subasta, fija los precios máximos y determina las Primas mediante liquidaciones anuales.
20
RER: Mecanismo de Pago
• Adjudicación de precios:– Todos los participantes entregan ofertas de energía anual (MWh) y su
precio asociado (en US$/MWh). Se adjudica a las ofertas que ofrecen menor precio hasta cubrir la cuota de energía
– Los adjudicatarios tienen derecho a:– Un ingreso mínimo igual al producto de la energía y tarifa ofertadas, siempre que
cumpla con su obligación de energía anual
– Un ingreso adicional equivalente a la energía en exceso valorizada a CMg
– Un ingreso adicional si entrega energía reactiva
21
RER: Mecanismo de Pago
• Liquidación de Ingresos de los generadores RER:– El pago anual del “Ingreso” proviene de dos fuentes:
– Ingresos a CMg = venta de la energía producida al mercado spot + ingresos por capacidad.
– Complementado por los Ingresos por Prima recaudado de los clientes finales
22
US$/MWh
Ingreso
Anual
Precio
Ofertado
CMg
Prima(Usuario
Final)
Ingreso
a CMg(COES)
Energía
ofertada
Energía
ofertada
• El primer cargo por Prima se establece al final del período tarifario anual en elcual entró en operación comercial el proyecto RER, de acuerdo con sucontrato.
• El Cargo por Prima se determina sobre la base del balance del año anterior(ingreso sobre la energía ofertada versus el ingreso real a costo marginal) yconsiderando los ingresos estimados para el siguiente año. Toda informaciónde ingresos es proporcionada por el COES.
• El valor del Cargo por Prima es revisado trimestralmente a fin de efectuar losajustes necesarios en base a información actualizada de ingresos.
• Todos los balances se realizan considerando una tasa de 12% de acuerdo conlo establecido en el Decreto Legislativo N° 1002.
“Procedimiento de cálculo de la Prima para la Generación de Electricidad con Recursos
Energéticos Renovables”, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 001-2010-OS/CD
RER: Mecanismo de Pago
23
• Los generadores son responsables de recolectar todos los cargos de
generación y transmisión que pagan los usuarios finales:
Peajes por Transmisión Principal
Cargo por Capacidad
Tarifas de Energía (punta y fuera de punta)
Cargos Especiales (p.e. Cargo por Prima, Cargo por Seguridad de
Suministro, Cargo por Generación Adicional)
• Generadores reportan lo recolectado y el COES establece cuánto
cada generador debe pagar a las empresas de transmisión y a los
beneficiarios de los cargos especiales:
El COES no recolecta dinero ni efectúa pago alguno.
Por incumplimiento de pagos se aplican sanciones administrativas y
multas.
RER: Mecanismo de Pago
Alcances del Reglamento de generación RER Autónomas
• Próximamente: Subasta 500 mil paneles PV off-grid
Meta 2016: 98% de cobertura de electricidad
Áreas a Subastar
Poblados
Instalación PV
Off-grid
80 Wp
Ministerio
Energía y
Minas
Empresa
Distribuidora
Inversionista
FV
Fideicomiso
Agencia
Reguladora
$
$
COMPENSACIONES
SOCIALES
PAGO
USUARIOS
CONTRATO
BOOT
20 AÑOS
CONTRATO
SERVICIO
20 AÑOS
SUBASTA PV OFF-GRID
INSTRUYEINGRESOS Y
PAGOS
Inversión
Operación
Mantenimiento
Reposición
Comercialización
Alcances del Reglamento de generación RER Autónomas
• Próximamente: Subasta 500 mil paneles PV off-grid
KIT Fotovoltaico de alta eficiencia ( 6 kg )
3 Diseño de las subastas RER
Criterios de forma
1. Fácil
2. Simple
3. Elemental
Principales actores de la subasta RER
29
Criterios de Fondo
1. Criterios generales:
• Introducir generación RER a gran escala
• Eficiencia y eficacia de la subasta
• Maximización de beneficios del consumidor
2. Criterios específicos:
• Simplicidad del proceso (carga de la prueba sobre el postor/garantías)
• Evitar posibilidad de colusión (confidencialidad, precios máximos en reserva)
• Evitar barreras de entrada (requisitos mínimos, declaraciones juradas)
• Credibilidad de las reglas y estructura de mercado.
30
Esquema del diseño de la subasta RER
Garantía de participación en la
subasta20 000 US$/MW
Adjudicación Construcción Operación (20 años)
Garantía de fiel cumplimiento
100 000 US$/MW
“Garantía” de operaciónFactor ajuste de precio
• Energía anual
• Fecha de operación
• Precio• Tecnología• Barra de Oferta• Potencia• Factor de planta
OfertaFacilidades
participación
• Reglas simples y conocidas con anticipación: Bases publicadas en web
• Compra bases: físico o virtual
• Registro participantes: on-line
• Requisitos técnicos: Declaración jurada
Restricciones
• Las Bases tienen un precio (US$ 1 000)
• Garantías
Liquidación de
ingresos
Auditoría
periódica
Subasta por cada tecnología
32
1° Se define la Energía
a Subastar
2° Se asignan las
cuotas para la
Energía Requerida y
para las pequeñas
hidroeléctricas
3° por cada tipo de
tecnología se efectúa
la subasta
Energía a subastar
GWh/año
Energía Pequeñas HidroGWh/año
Energía RequeridaGWh/año
Solar Eólica Biomasa Geotermia Mareomotriz
P1
E1
P2
E2
P3
E3
Pi: Precio ofertado proyecto “i”
Ei: Energía ofertada proyecto “i”
Proceso de Adjudicación (Caso 1)
33
Precio Máximo (Reservado)
Ctv $/kWh
MWh/añoDemanda requerida para la tecnología “X”
• MWh/año• Ctv$/kWh• MW• Fp• Fecha Op.• Pto. Conex.
Oferta
Adjudicado
Adjudicado
Descartado
PASOS:
1° El comité toma conocimiento de
los precios máximos
2° Se abren las ofertas económicas
3° Se ordenan los proyectos según
precios, de menor a mayor
4° Se descartan las ofertas que
superan el precio máximo
5° Se verifica que los MW no
exceda los límites de potencia
6° Se verifica que MWh ofertado
sea menor a Energía requerida
7° Se adjudican precios a los
proyectos (P1 y P2)
P1
E1
P2
E2
P3
E3
Pi: Precio ofertado proyecto “i”
Ei: Energía ofertada proyecto “i”
Proceso de Adjudicación (Caso 2)
34
Precio Máximo (Reservado)
Ctv $/kWh
MWh/añoDemanda requerida para la tecnología “X”
• MWh/año• Ctv$/kWh• MW• Fp• Fecha Op.• Pto. Conex.
Oferta
Adjudicado
Adjudicado
Adjudicado
parcialmente
PASOS:
1° El comité toma conocimiento de
los precios máximos
2° Se abren las ofertas económicas
3° Se ordenan los proyectos según
precios, de menor a mayor
4° Se descartan las ofertas que
superan el precio máximo
5° Se verifica que los MW no
exceda los límites de potencia
6° Se verifica que MWh ofertado
sea menor a Energía requerida.
Se verifica adjudicación parcial
7° Se adjudican precios a los
proyectos (P1, P2 y P3)
4 Resultados de las subastas RER
Resultado de las subastas RER• Desde el 2008, se han realizado dos subastas RER
Frecuencia de las subastas: no menos de dos años
Primera rondaAgo 2009 – Feb 2010
Segunda rondaMar 2010 – Ago 2010
Ronda únicaAbr 2011 – Sep 2011
Energía requerida: 4380 GWh/year (1000 MW)
(Eólica, pequeña hidro, biomasa, solar PV)
Energía requerida: 2500 GWh/year (410 MW)
(Pequeña hidro, biomasa, solar PV)
Energía requerida: 1981 GWh/year (400 MW)
(Eólica, pequeña hidro, biomasa, solar PV)
Primera Subasta
Segunda Subasta
Tercera SubastaRonda única
Aviso Previo: convocatoria para 12 Agos 2013
Energía requerida: Biomasa 320 GWh/year
Hidroeléctricas 1300 GWh/year y 500 mil
sistemas PV en áreas no conectadas a red.
Resultado de las Subastas RER
• Situación de los proyectos RER adjudicados
Estado Tipo Central MW %Fecha límite
operación
Primera subasta 430 100%
4 Plantas Solares FV 80
1 Planta Biogas 4
1 Planta Biomasa 23
14 Pequeñas Hidroeléctricas 97
3 Parques Eólicos 142
4 Pequeñas Hidroeléctricas 79Contrato resuelto 1 Pequeña Hidroeléctricas 5 1%
Segunda Subasta 210 100%
1 Plan solar FV 16
1 Parque Eólico 90
1 Planta Biogas 2
7 Pequeñas Hidroeléctricas 102
En Operación -- -- 0%
Contrato resuelto -- -- 0%
47%
51%
En Operación
En construcción
Diciembre 2012
Diciembre 2014En construcción 100%
Resultado de las subastas RER
• Inversiones resultado de la 1ra y 2da subastas RER
Proyectos adjudicadosFecha de operación
MWInversión
(Millón US$)
24 pequeñas hidros 2012 / 2014 180 334
4 plantas eólicas 2012 / 2014 142 720
5 plantas Solar PV 2012 / 2014 80 390
1 Planta de Biomasa 2010 23 9
2 Plantas de Biogas 2011 / 2014 4 13
Total: 36 Proyectos 639 1466
• Cantidad de Proyectos RER participantes de las subastas
39
Tipo Interesados Participantes Presentaron oferta Postores Adjudicatarios
N° Proyectos RER 101 90 33 31 26
% respecto Ofertas 100% 94% 79%
Facilidades para la participación
Tipo Interesados Participantes Presentaron oferta Postores Adjudicatarios
N° Proyectos RER 124 74 27 25 1
% respecto Ofertas 100% 93% 4%
Tipo Interesados Participantes Presentaron oferta Postores Adjudicatarios
N° Proyectos RER 144 126 39 37 10
% respecto Ofertas 100% 95% 26%
Primera Subasta RER – Primera Convocatoria
Primera Subasta RER – Segunda Convocatoria
Segunda Subasta RER
Nivel de competencia
• Energía requerida - Energía ofertada
Precios de generación RER
41
Resultados positivos de las Subastas
Eólica, Biomasa, pequeña hidro
Ya son precios competitivos
respecto de la energía
convencional
Flujo de pagos a Generadores RER
Los pagos son compartidos por el mercado y los usuarios
Proyectos de
Generación
Eléctrica con
Recursos
Energéticos
Renovables
(RER)
Estos proyectos fueron
adjudicados en la primera
subasta RER que se
realizó en el Perú (2010).
44
Proyectos comprometidos
Proyecto Tecnología En operación MWInversionesEstimadas (MM US$)
Tres Hermanas Eólica 2014 90 180
Moquegua Solar FV 2014 16 43
La Gringa V Biomasa con R.U. 2014 2 5,6
7 centrales Hidroeléctrica 2014 102 227,6
Total 210 456,2
Fuente: OSINERGMIN
SEGUNDA SUBASTA DE ENERGÍAS RENOVABLES
Centrales de Generación con RER(Primera Subasta – Total: 430 MW)
45
Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN
Centrales de Generación con RER(Primera Subasta – Total: 430 MW)
46Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN
Centrales de Generación con RER(Segunda Subasta – Total: 210 MW)
47
Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN
ÍtemFirma de
ContratoTipo
Proyecto /
UbicaciónAdjudicatario Equipamiento
Energía
Anual
Ofertada
(MW.h)
Potencia
Instalada
(MW)
Tarifa
(Ctvs.
US$/kW.h)
Estudio de Pre
OperatividadConcesión EIA
Fecha de
Puesta en
Operación
Comercial
1 30.09.2011 C.S.MOQUEGUA FV
(Moquegua)
Solarpark Co.
Tecnología
16 Unidades de
Generación de 1,25
MVA c/u
43 000 16 11,99
COES/D/DP-761-
2011
(13.12.2011)
En trámite
DIA: R.D. N°
348-2012-
MEM/AAE
(21.12.2012)
31.12.2014
2 30.09.2011 C.E.
PARQUE EÓLICO
TRES HERMANAS
(Marcona)
Consorcio Tres
Hermanas
45 Aerogeneradores
de 2 MW c/u415 760 90 6,90
COES/D/DP-794-
2011
(20.12.2011)
-- En evaluación 31.12.2014
3 30.09.2011 C.B.LA GRINGA V
(Huaycoloro-Lima)
Consorcio
Energía Limpia
Una Turbina de
Vapor de 2,881 HP14 020 2 9,99 -- -- En estudios 31.07.2014
108 Subtotal
Centrales de Generación con RER(Segunda Subasta – Total: 210 MW)
48Fuente: USPP/GFE - OSINERGMIN
ÍtemFirma de
ContratoTipo
Proyecto /
UbicaciónAdjudicatario Equipamiento
Energía
Anual
Ofertada
(MW.h)
Potencia
Instalada
(MW)
Tarifa
(Ctvs.
US$/kW.h)
Estudio de Pre
OperatividadConcesión EIA
Fecha de
Puesta en
Operación
Comercial
4 30.09.2011 C.H.CANCHAYLLO
(Canchayllo)
Aldana
Contratistas
Generales S.A.C. -
Empresa de
Generación
Canchayllo S.A.C.
2 Turbinas Francis
de 1,865 MW c/u25 160 5 4,74
COES/D/DP-485-
2011
(29.12.2011)
R.M. N° 436-
2011-MEM/DM
(29.09.2011)
En proceso 31.12.2014
5 28.12.2011 C.H. HUATZIROKI I (Junín)
Empresa
Generación
Hidráulica Selva
S.A
2 Turbinas de 5,54
MW c/u72 270 11 4,76
COES/D/DP-038-
2012
(05.10.2012)
R.M. N° 436-
2011-MEM/DM
(29.09.2011)
En evaluación 31.12.2014
6 30.09.2011 C.H. MANTA (Ancash)
Peruana de
Inversiones en
Energía Renovable
S.A.
2 Turbinas de 9,89
MW c/u127 500 20 5,20
Aprobado
(24.06.2010)
R.M. N° 035-
2011-MEM/DM
(28.01.2011)
En proceso 31.12.2014
7 30.09.2011 C.H.
RENOVANDES H1
(Villa Anashironi-
Junín)
Renovables de los
Andes S.A.C. -
Empresa de
Generación Santa
Ana S.R.L.
1 Turbina Pelton de
eje vertical de 20
MW c/u
150 000 20 5,39
COES/D/742-
2011
(07.12.2011)
R.M. N° 214-
2012-MEM/DM
(07.05.2012)
En proceso 31.12.2014
8 30.09.2011 C.H.8 DE AGOSTO
(Huamalies-Huánuco)
Andes Generating
Corporation S.A.C.
– ARCORP
2 Turbinas de 9,5
MW c/u140 000 19 5,39
COES/D/DP-709-
2011 (28.11.11)
R.M. N° 270-
2012-MEM/DM
(18.06.2012)
En revisión 30.12.2014
9 30.09.2011 C.H.EL CARMEN
(Huamalies-Huánuco)
Andes Generating
Corporation S.A.C.
– ARCORP
2 Turbinas de 4,2
MW c/u45 000 8 5,59
COES/D/DP-711-
2011
(28.11.2011
RDR N° 0058-
2012-GR-
Huanuco/DRE
M (16.07.2012)
En revisión 30.12.2014
10 30.09.2011 C.H.RUNATULLO III
(Alapampa-Junín)
Empresa de
Generación
Eléctrica Junín
S.A.C.
2 Turbinas Pelton de
eje vertical de 12
MVA c/u
120 000 20 5,65
COES/D/DP-777-
2011 (14.12.
2011)
R.M. N° 072-
2012-MEM/DM
(16.02.2012)
En proceso 15.12.2014
102 Subtotal
5 Impacto Usuario Final
Cargos por prima RER
50Fuente: OSINERGMIN - GART
PEAJE PEAJE
UNITARIO UNITARIO
(US$/kW-Año) (S/./kW-mes)
Cargo por Prima Cogeneración Paramonga I 0.41 0.09
Cargo por Prima CH Santa Cruz II 0.20 0.04
Cargo por Prima CH Santa Cruz I 0.18 0.04
Cargo por Prima CH Poechos 2 0.31 0.07
Cargo por Prima CH Roncador 0.15 0.03
Cargo por Prima CH La Joya 0.38 0.08
Cargo por Prima CH Carhuaquero IV 0.71 0.15
Cargo por Prima CH Caña Brava 0.15 0.03
Cargo por Prima CT Huaycoloro 0.43 0.09
Cargo por Prima C.H. Purmacana 0.03 0.01
Cargo por Prima C.H. Huasahuasi I 0.26 0.06
Cargo por Prima C.H. Huasahuasi II 0.25 0.05
Cargo por Prima C.H. Nuevo Imperial 0.13 0.03
Cargo por Prima REPARTICION SOLAR 20T 2.02 0.44
Cargo por Prima MAJES SOLAR 20T 2.03 0.44
Cargo por Prima TACNA SOLAR 20T 2.56 0.55
Cargo por Prima PANAMERICANA SOLAR 20TS 2.18 0.47
Cargo por Prima C.H. Yanapampa 0.16 0.04
Cargo por Prima C.H. Las Pizarras 0.67 0.14
13.21 2.85
Impacto [ctm. S/./kW.h]
Sistema CON SIN %
LIMA NORTE 34.72 33.99 2.1%
PUNO 36.79 35.93 2.4%
6 Conclusiones
Conclusiones
1. Se ha logrado una buena aceptación del modelo regulatorio. Se prevé resultados competitivos en las futuras subastas.
2. Se ha logrado promover la generación RER a gran escala en la matriz energética del Perú.
3. De los 37 proyectos adjudicados sólo a uno ( pequeña hidro de 5MW) se le ha resuelto el contrato. Diecinueve se encuentran operando y el resto en construcción.
4. Se han obtenido precios competitivos para la generación eléctrica RER.
5. Los RER son una apuesta de largo plazo y son una solución inevitable.
52
Gracias por su atención!Daniel Francisco Cabrera Llamoca
dcabrera@osinerg.gob.pe
Fuerza Mayor
Energía Dejada de Inyectar por Causas Ajenas al Generador RER: Es laEnergía que el Generador RER no puede inyectar al SEIN por disposicionesdel COES y/o por condiciones de operación del sistema eléctrico y/oinstalaciones de terceros y/o por causas de Fuerza Mayor calificadas porOSINERGMIN. Es determinada según el correspondiente Procedimientodel COES. (Procedimiento 25)
…No calificarán como causa de Fuerza Mayor que justifiquen atrasos enel cumplimiento del Cronograma de Ejecución de Obras, salvo que elAdjudicatario acredite la Fuerza Mayor en el procedimiento de imposiciónde servidumbre, conforme a la LCE, RLCE y Leyes Aplicables. No obstantelo indicado, el Postor y/o la Sociedad Concesionaria reconocen que laFecha de Término del Contrato es inamovible, aún cuando se presenteneventos de Fuerza Mayor
54
Fuerza Mayor
Fuerza Mayor significará un evento, condición o circunstancia más alládel control razonable y previsible de la Parte que la invoca, la cual a pesarde los esfuerzos razonables de la Parte que invoca Fuerza Mayor paraprevenirla o mitigar sus efectos, causa el incumplimiento de unaobligación o su cumplimiento parcial, tardío o defectuoso.
La Fuerza Mayor no liberará a las Partes del cumplimiento deobligaciones que no sean afectadas por dichos eventos. La Parte queinvoque la Fuerza Mayor deberá hacer sus mejores esfuerzos paraasegurar la reiniciación de la actividad en el menor tiempo posibledespués de la ocurrencia de dichos eventos.
55
56
Problemática en la Generación RER No Convencional (¿Fuerza Mayor?)
Por las características del SEIN es necesario limitar lainyección de Generación RER No Convencional parapreservar:
(1) Calidad del servicio: tensión y frecuencia.
(2) Seguridad de la operación del sistema: colapso de lafrecuencia.
SISTEMA DE TRANSMISIÓN
2012
57
Área Norte
Área Centro-Norte
Área Sur
VERIFICACIONES
58
(1) Operación en estado estacionario en
condiciones de red “N” y “N-1”.
(2) Estabilidad de la Tensión (problema en la
zona de influencia de la CGNC.
(3) Estabilidad Transitoria y Regulación de
frecuencia (problema que compromete a Áreas
Operativas del SEIN).
Por la estructura del sistema de transmisión y por laubicación de las centrales convencionales de generación,el Área Norte y parte del Área Sur del SEIN presentaninapropiados indicadores de fortaleza que hacennecesario establecer valores máximos de inyecciones degeneración RER que no utilicen generadores síncronosconectados directamente a la red.
59
RECOMENDACIONES (1)
Las tecnologías DFIG y SFC pueden ser aplicadas en losparques eólicos a instalarse en el SEIN. Estos diseñosapuntan a incorporar señales de control adicionales paraemular alguna contribución a la Regulación Primaria deFrecuencia.
En escenarios de mínima demanda en avenida, elmínimo técnico de las centrales de ciclo combinado(Turbogas y Turbovapor) es la principal restricción para lamáxima GRNC. Estas centrales no deben ser desplazadasporque deben ser operadas en media y máximademanda.
60
RECOMENDACIONES (2)
Cuando la GRNC desplaza una magnitud equivalente degeneración convencional se deteriora elcomportamiento dinámico del sistema, debido a quedisminuye la inercia, aumenta el estatismo equivalente yel tiempo de respuesta en la regulación primaria defrecuencia.
Por necesidad de regulación de frecuencia es necesarioestablecer valores máximos de inyecciones de GRNC enel SEIN.
61
RECOMENDACIONES (3)
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