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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008

TESIS MASTER SECTOR ELECTRICO: Análisis y reparto de costes de conexión de régimen especial a redes de distribución

1. INTRODUCCIÓN Actualmente debido al apoyo y la gran proliferación de las energías renovables y el problema de la generación distribuida, nos encontramos, con un gran problema debido a la obligatoriedad de asumir la energía aportada por estas instalaciones de generación, pudiendo aparecer distorsiones y variaciones desde el punto de vista de las Redes de Distribución.

Apoyando estas decisiones el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en la disposición 13ª del Real Decreto 661/2007 solicita la realización de una propuesta que establezca los mecanismos tipo para el reparto de gastos y costes de aplicación a los productores de régimen especial debidos a las de instalaciones de conexión y refuerzo o modificación de red requeridos para asignarles capacidad de acceso a la red.

Debido a estas decisiones y las características específicas del Sector Eléctrico y en concreto el negocio de la Distribución algunos de los grandes retos que se vislumbran para poder mantener las prestaciones de la red eléctrica actual a partir del año 2025 son:

la dificultad para construir instalaciones nuevas, sobre todo líneas aéreas

la incertidumbre de la ubicación de la nueva generación

la integración de gran cantidad de generación distribuida

los condicionantes medioambientales cada vez más estrictos

Principales retos a asumir para la integración de la Generación de Régimen Especial:

1. Desconexión intempestiva ante huecos de tensión. 2. Control de la Tensión: Origen de sobretensiones. 3. Interconexión internacional escasa. 4. Potencia de respaldo e incremento de coste variable de esta potencia. 5. Variabilidad, predictibilidad y seguimiento de la curva de la demanda. 6. Interacción con la integración de los ciclos combinados

Debido a esta situación regulatoria, intentaremos realizar en dicho documento un análisis del impacto que los generadores de régimen especial causarían por su conexión a las redes de distribución. Debemos tener en cuenta que la mayoría de los generadores de estudio son generadores fotovoltaicos debido a que son los que normalmente están mas ayudados a su implantación

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 y son los que normalmente piden conexión y acceso a las redes de distribución,( ya que los grandes generadores se conectarían normalmente a las redes de transporte), por lo que nuestro análisis se vera mas enfocado en términos económicos a este tipo de generación.

2. SITUACIÓN ACTUAL

Para realizar dicho análisis nos basamos en dos enfoques a la hora de acometer el cumplimiento de esta disposición:

• El reparto de costes de acceso y conexión entre los productores que coinciden en el uso de la misma red.

En dicho análisis nos limitaremos a proponer que el coste de las infraestructuras desarrolladas sea repartido en función de la potencia instalada de cada uno de ellos, lo que se utilizará para valorar el coste que deberá afrontar el nuevo generador para usar la capacidad de evacuación sobrante disponible, independientemente de la tecnología de generación, como una forma de simplificar el procedimiento. No se tendrá en cuenta, la variable temporal referente al reparto de costes entre productores que deben soportar los costes anteriores, aunque acceden a la red en momentos diferentes.

• El reparto de los costes de acceso y conexión entre el productor y el distribuidor (el sistema) en el uso de la red de distribución.

Suponiendo que la tarifa eléctrica media se establece como relación entre los costes previstos necesarios para retribuir las actividades destinadas a realizar el suministro de energía eléctrica y la previsión de la demanda en consumidor final para el mismo período considerado, no caben los costes generados por otros agentes ajenos a dicho suministro. Así, según puede observarse en la metodología de tarifas que:

1) Entre los costes de la tarifa están considerados los previstos para retribuir los costes de la actividad de distribución, y

2) La tarifa asegura a las empresas de distribución una retribución adecuada solamente por:

a) las inversiones necesarias para garantizar el suministro eléctrico a los consumidores de manera eficiente y al mínimo coste, y

b) los costes de comercialización, unificando los costes de gestión comercial, independientemente de corresponder a costes por atención a consumidores que adquieren su energía a tarifas o a consumidores que adquieren su energía mediante contrato.

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c) y los costes de explotación: operación y mantenimiento

Teniendo en cuenta este principio y atendiendo al requerimiento establecido en la Disposición Adicional 13ª del RD 661/2007, en este documento se comienza por:

1) la identificación de todos los costes en los que incurre la actividad de distribución por el hecho de que le sea solicitada para la generación una conexión a la red, así como por la gestión del acceso posterior a la puesta en servicio (PES);

2) a continuación se realiza el ejercicio de sistematizar la valoración de dichos costes y,

3) finalmente, se determina cuál es el efecto diferencial sobre los costes regulados incurridos o anticipados por el distribuidor que se han incluido o se puedan incluir en el cálculo de la tarifa, que son los que determinan el nivel de retribución de la actividad de distribución. Dicho diferencial establecido de forma medible y, por tanto, objetiva es el que determina qué costes ha de soportar en exclusiva el nuevo agente productor con el fin de que no se produzcan subvenciones cruzadas entre la actividad regulada de distribución y la actividad liberalizada de generación.

Es necesario señalar que en este documento sólo se considerarán, en primera instancia, los costes directos derivados de la actividad, que son los costes que se relacionan directamente con el bien o el servicio producido. Sin embargo, una valoración más exacta debería incluir también los costes indirectos de manera que así podría contemplarse el impacto completo.

Con el objetivo de identificación, valoración y reparto de costes cumplido, ha de entenderse cumplido también el mandato de la Disposición Adicional 13ª, restando tan solo elevarlo al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio antes de la fecha señalada.

2.1. DATOS EVOLUCIÓN, CRECIMIENTO, CONEXIONES Según datos de IDAE (mayo 2007), correspondientes al cierre del año 2006, las energías renovables aportan el 6,8% de la energía primaria y el 18,8% de la producción eléctrica. Las producciones energéticas de las aplicaciones solares, tanto térmicas como fotovoltaicas, presentaron de nuevo signos de aceleración, con un incremento del 27% sobre el 2005. Por su parte, la energía eólica representa ya un 7,5% de la producción eléctrica total, habiéndose incrementado su potencia en un 17% con respecto al 2005.

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Evolución del Régimen Especial y la demanda bruta en España

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

TOTAL R.ESPECIAL DEMANDA_bc TOTAL R.ESPECIAL/ DEMANDA b.c. Fuente: CNE

En 2007 las ventas de energía eléctrica por los productores en régimen especial en España han cubierto el 20% de la demanda bruta. Las ventas de electricidad procedente de energías renovables durante 2007 teniendo en cuenta la gran hidráulica, han supuesto el 20% de la demanda eléctrica bruta, existiendo el objetivo comunitario de conseguir en España una participación de las energías renovables del 29,4% en el consumo de electricidad en el año 2010.

Evolución de las energías renovables en España

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

Energías Renovables en RE (GWh) Gran Hidrúalica (GWh)

Demanda b.c TOTAL RENOVABLES/ DEMANDA b.c.

20,5% sobre la demanda bruta en 2007

Fuente: CNE

En los últimos años se ha experimentado un fuerte crecimiento en la energía vertida de origen eólico mientras que se viene observando el estancamiento en el crecimiento de la

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energía vertida por las plantas de cogeneración, fundamentalmente debido al incremento de los precios de los derivados del petróleo. Por otro lado las instalaciones fotovoltaicas vienen experimentando un crecimiento exponencial, fundamentalmente debido a una retribución más favorable, así como a la simplificación de las condiciones de conexión de estas instalaciones. La potencia instalada eólica en España alcanzó los 13.441 MW a finales del año 2007. La potencia instalada fotovoltaica en España alcanzó los 565 MW a finales del año 2007. A continuación se muestra la distribución de las diferentes tecnologías de generación de Régimen Especial y renovables en la Energía Vendida, desde el año 1990 hasta el actual 2008 y su diferenciación en Península e Islas.

Energía Vendida (GWh)

TECNOLOGIA PARTICIPACIÓN

AÑO

Cogeneración

Cogeneración / Demanda b.c.

Eolica Eolica/ Demanda b.c.

Hidráulica R.E.

Hidráulica R.E./ Demand

a b.c.

Biomasa

Biomasa/

Demanda b.c.

Residuos

Residuos/

Demanda b.c.

Trat. Residu

os

Trat. Residu

os/ Demanda b.c.

Hidraulica R.O.

Hidraulica R.O./ Demadn

a b.c.

Total Renovab

les

Total Renovable

sS/ Demanda

b.c.

Solar

Solar/ Demanda b.c.

Total R.Espec

ial

Total R.Especi

al/ Demand

a b.c.

1990 566 0% 2 0% 977 1% 0% 85 0% 0% 25.024 18% 26.003 19% 0,00% 1.630 1%1991 1.383 1% 3 0% 1.647 1% 1 0% 106 0% 0% 26.723 19% 28.373 20% 0,00% 3.138 2%1992 1.816 1% 17 0% 2.037 1% 5 0% 139 0% 0% 19.511 14% 21.570 15% 0,00% 4.014 3%1993 3.175 2% 85 0% 2.241 2% 14 0% 182 0% 0% 23.520 17% 25.860 18% 0,00% 5.697 4%1994 5.476 4% 78 0% 2.491 2% 55 0% 418 0% 0% 26.268 17% 28.893 19% 1 0,00% 8.519 6%1995 6.690 4% 181 0% 2.240 1% 203 0% 692 0% 0% 21.960 14% 24.584 15% 1 0,00% 10.006 6%1996 9.050 6% 374 0% 3.589 2% 235 0% 859 1% 0% 37.692 23% 41.891 26% 1 0,00% 14.108 9%1997 11.232 7% 697 0% 3.451 2% 107 0% 1.011 1% 0% 33.168 19% 37.424 22% 1 0,00% 16.499 10%1998 13.696 8% 1.354 1% 3.624 2% 180 0% 1.589 1% 0% 33.996 19% 39.156 22% 1 0,00% 20.445 11%1999 16.601 9% 2.694 1% 3.798 2% 199 0% 1.746 1% 98 0% 24.168 12% 30.859 16% 1 0,00% 25.137 13%2000 16.778 8% 4.689 2% 3.936 2% 275 0% 1.640 1% 194 0% 27.840 14% 36.741 18% 1 0,00% 27.513 13%2001 16.718 8% 6.931 3% 4.409 2% 698 0% 1.938 1% 559 0% 36.451 17% 48.491 22% 2 0,00% 31.255 14%2002 18.321 8% 9.603 4% 3.901 2% 1.155 1% 2.180 1% 1.041 0% 17.592 8% 32.256 14% 5 0,00% 36.206 16%2003 19.035 8% 12.062 5% 5.091 2% 1.534 1% 2.306 1% 2.118 1% 35.507 15% 54.203 23% 9 0,00% 42.155 18%2004 19.312 8% 16.087 6% 4.752 2% 1.745 1% 2.291 1% 2.712 1% 26.462 11% 49.066 20% 18 0,01% 46.919 19%2005 18.742 7% 21.173 8% 3.816 1% 2.105 1% 2.608 1% 3.178 1% 14.591 6% 41.725 16% 41 0,02% 51.662 20%2006 16.675 6% 23.149 9% 4.144 2% 2.126 1% 2.442 1% 3.392 1% 21.543 8% 51.069 19% 106 0,04% 52.035 19%2007 17.276 6% 27.128 10% 4.104 1% 2.157 1% 2.718 1% 3.400 1% 23.206 8% 57.072 21% 478 0,17% 57.260 21%2008 4.510 5% 6.521 7% 723 1% 505 1% 661 1% 688 1% 4.790 5% 12.689 13% 151 0,16% 13.758 14%

Fuente: CNE

Energía Vendida (GWh)

TECNOLOGIA PARTICIPACIÓN

SISTEMA AÑO

Cogeneración

Cogeneración /

Demanda b.c.

Eolica

Eolica/ Demanda b.c.

Hidráulica R.E.

Hidráulica R.E./

Demanda b.c.

Biomasa

Biomasa/ Demanda

b.c.

Residuos

Residuos/ Demanda

b.c.

Trat. Residuo

s

Trat. Residuos/ Demanda

b.c.

Hidraulica

R.O.

Hidraulica R.O./

Demadna b.c.

Total Renova

bles

Total Renovabl

esS/ Demanda

b.c.

Solar

Solar/ Demanda b.c.

Total R.Especia

l

TOTAL R.ESPEC

IAL/ DEMANDA b.c.

2003 19.025 8% 11.72

0 5% 5.089 2% 1.534 1% 1.925 1% 2.118 1% 35.506 16% 53.857 24% 9 0,00% 41.419 18%

2004 19.306 8% 15.75

4 7% 4.750 2% 1.745 1% 1.893 1% 2.712 1% 26.462 11% 48.729 21% 18 0,01% 46.178 20%

2005 18.736 8% 20.84

0 8% 3.814 2% 2.105 1% 2.251 1% 3.178 1% 14.591 6% 41.390 17% 40 0,02% 50.964 21%

2006 16.668 7% 22.81

9 9% 4.144 2% 2.126 1% 2.087 1% 3.392 1% 21.543 9% 50.734 20% 102 0,04% 51.338 20%

2007 17.270 7% 26.76

8 10% 4.102 2% 2.157 1% 2.389 1% 3.400 1% 23.206 9% 56.690 22% 457 0,17% 56.543 22%

PENINSULAR

2008 4.509 5% 6.488 7% 722 1% 505 1% 565 1% 688 1% 4.790 5% 12.650 14% 145 0,16% 13.622 15%

2003 3 0% 342 4% 2 0% 0% 243 3% 0% 1 0% 345 5% 0 0,00% 591 8%

2004 1 0% 330 4% 3 0% 0% 243 3% 0% 0 0% 333 4% 0 0,00% 577 7%

2005 2 0% 327 4% 2 0% 0% 228 3% 0% 0% 330 4% 0 0,00% 560 7%

2006 3 0% 326 4% 0% 0% 218 2% 0% 0% 329 4% 3 0,03% 550 6%

2007 0% 354 4% 1 0% 0% 213 2% 0% 0% 374 4% 19 0,21% 587 6%

CANARIAS

2008 0% 33 1% 1 0% 0% 62 2% 0% 0% 38 1% 5 0,18% 101 3%

2003 7 0% 0% 0% 0% 131 3% 0% 0% 0 0% 0 0,01% 138 3%

2004 5 0% 4 0% 0% 0% 146 3% 0% 0% 4 0% 1 0,01% 155 3%

2005 4 0% 5 0% 0% 0% 123 2% 0% 0% 6 0% 1 0,01% 133 2%

2006 4 0% 5 0% 0% 0% 135 2% 0% 0% 6 0% 1 0,02% 145 2%

2007 6 0% 6 0% 0% 0% 107 2% 0% 0% 8 0% 2 0,03% 121 2%

BALEARES

2008 1 0% 1 0% 0% 0% 33 2% 0% 0% 1 0% 0 0,02% 36 2% Fuente: CNE

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 En el año 2006 las energías renovables han cubierto un 6,8% del consumo de energía primaria incluyendo la gran hidráulica, frente al objetivo del 12% para 2010, establecido en la Disposición Transitoria 15ª de la Ley 54/97 y recogido también en el Plan de Energías Renovables.

16,4% 15,5% 17,2% 17,3% 15,3% 16,6% 15,0% 14,7% 14,5% 12,7%

53,5% 54,1% 52,8% 51,7% 52,2% 51,1% 50,8% 50,0% 49,2% 49,0%

10,3% 10,4% 11,3% 12,2% 12,8% 14,2% 15,6% 17,4% 20,0% 20,9%

13,4% 13,5% 12,8% 13,0% 13,0% 12,4% 11,8% 11,7% 10,3% 10,8%

6,5% 6,3% 5,4% 5,6% 6,5% 5,4% 6,8% 6,4% 6,1% 6,8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Renovables

Nuclear

Gas Natural

Petroleo

Carbón

Fuente: CNE

Las ventas de electricidad del Régimen Especial en el Mercado Diario han representado el 27,68 % de las ventas de energía totales en dicho mercado durante el año 2007. En diciembre de 2007, el 93% de la energía eólica se oferta en el mercado (correspondiente a un 90% de la potencia instalada en esta tecnología).

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Fuente: CNE

2.2. DATOS IMPACTOS EN LA RED Las redes de distribución, inicialmente diseñadas para flujos de energía radiales hacia las cargas demandadas por los clientes, modifican en algunos casos su perfil, debiéndose adaptar a distribuciones arbitrarias de cargas y generadores constituidos por la Generación Distribuida. La diversidad tipológica de las fuentes de energía renovable (Eólica, Solar Fotovoltaica, Mareomotriz en sus diversas formas, y Biomasa) conjuntamente con la GD no renovable (básicamente Cogeneraciones), introduce perfiles de generación difícilmente previsibles, ya que son función de aspectos climáticos como el sol y el viento. Estos aspectos, conjuntamente con la obligatoriedad legal de asumir la energía aportada por estas instalaciones de generación, crea distorsiones en las curvas de demanda, más o menos fuertes en función de las potencias aportadas y de los puntos de conexión a la red de estas instalaciones. Por otra parte, si bien es cierto que teóricamente la GD acerca los puntos de generación a los de consumo, en la práctica los flujos de energía pueden variar y hasta invertir su sentido, convirtiendo algunas líneas de distribución en líneas de generación. El diseño de la red se basa en el principio de mantener la capacidad del sistema para satisfacer la demanda actual y futura, manteniendo unos niveles de calidad del suministro compatibles con las exigencias reglamentarias y minimizando el impacto

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 medioambiental de las instalaciones, todo ello bajo criterios de eficiencia técnico - económica. Bajo este principio, la incorporación de PRE debe canalizarse en lo posible como vía de refuerzo de las condiciones de desarrollo de la red, sin olvidar que la arbitrariedad de ubicaciones y potencia aportada por los mismos es un factor de riesgo que debe ser analizado. Dicha arbitrariedad viene dada porque no existe señal económica en el sistema eléctrico que permita a los productores incorporar su producción en un determinado nudo eléctrico. Se apoya claramente la incorporación de GD y sistemas de generación renovables, pero sin perder de vista que se debe proporcionar una energía con niveles de calidad adecuados. En base a esto, es necesaria la aplicación rigurosa de criterios claramente definidos donde se aproveche al máximo las ventajas de la GD como refuerzo de la red y acercamiento de la generación a los puntos de consumo, velando en todo momento por la calidad y la continuidad del suministro a los clientes. 2.3. VALORACION GENERAL DE LA GENERACION DISTRIBUIDA (PV) Teniendo en cuenta que a la hora de la valoración de los costes, nos basamos principalmente en generadores fotovoltaicos (debido a que la mayoría de los generadores que solicitan acceso a las redes de distribución son generadores de energía fotovoltaica, y la creciente proliferación de este tipo de generación), vamos a identificar este tipo de impactos y extraer conclusiones de experiencias internacionales en este tipo de casos. Experiencias con PV-DG La experiencia desde un punto de vista técnico es en general buena: No hay grandes

incidentes durante los últimos 10 años. En entornos urbanos la generación fotovoltaica se integra bien y no necesitan atención técnica desde el punto de vista de una instalación. Sin embargo hay múltiples experiencias en pequeños problemas técnicos: las emisiones de harmónicos de inversores múltiples en Austria y los Países Bajos por ejemplo.

En muchos países con favorables feed in tariffs para la GD- generación fotovoltaica como España y mas recientemente Francia, hay algunos problemas acerca del rápido desarrollo del mercado de generación fotovoltaica y de los siguientes aspectos :

o España: procedimientos administrativos complejos para grandes plantas fotovoltaicas, perdida de armonización estatal respecto a la regulación aplicable, y limitaciones técnicas a la existencia de redes (especialmente redes rurales donde la mayoría de las llamadas “huertas solares” se desarrollan) y para acomodar todos los requerimientos de conexión recibidos en el ultimo año, donde la mayoría requieren soluciones muy caras (coste de inversión en GD- generación fotovoltaica e instalaciones).

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o Francia: apropiado desarrollo de las redes con grandes generaciones fotovoltaicas en regiones con buena perspectiva de desarrollo del mercado.

o Alemania: los precios por los módulos no reflejan los costes de producción, pero son altos debido a la producción del mercado.

Normas aplicables / nuevas exigencias de regulación Excepto en Alemania y el Reino Unido, las normas actuales aplicables a DG- generación fotovoltaica generalmente, necesitan una mejora. Entre las cuestiones no suficientemente desarrolladas, se debe mencionar lo siguiente: la limitación en la emisión de harmónicos, operación en isla, el parpadeo, límites de penetración, interacción de múltiples inversores, desequilibrios de voltaje, la capacitancia del inversor, y la coordinación de normas sobre la seguridad en el BT. La mayor parte de estas preocupaciones parecen derivarse de una carencia de experiencia positiva y funcionamiento de extensión de redes con grandes secciones rurales. Necesidades de la investigación y desarrollo Se identificaron las siguientes necesidades: operación en isla, límites de emisión de harmónicos, interacción de múltiples inversores, los límites de penetración, regulación del factor de potencia, previsiones de potencia, la integración activa de GD- generación fotovoltaica en las redes, el parpadeo. Conclusiones Como conclusiones sobre sistemas pequeños, como los domésticos de generación fotovoltaica en un ambiente urbano, destacar que en general la experiencia y la percepción de GD- generación fotovoltaica en instalaciones europeas son positivas. La red de conexión de plantas de generación fotovoltaica ha demostrado la compatibilidad con redes BT de distribución incluso con grandes densidades. Por otra parte, algunos intereses no son específicos de los PV (generación fotovoltaica), pero si comunes a las tecnologías de Generación Distribuidas. Por consiguiente, los avances de tecnología y armonización de exigencias técnicas alcanzadas en el campo de DG también facilitarán la integración de PV-DG en futuras redes de electricidad. El interés principal en casi todos los países es la subida de tensión de la generación de final-de-alimentador. Este efecto se aprecia fácilmente, sin embargo en redes fuertes no es crítico. Puede hacerse crítico en términos de violación de normas de calidad, o en la pérdida de potencia debido a la limitación de voltaje, o costes para la red que se refuerza principalmente en áreas rurales con redes de impedancia más altas. Como ejemplo en los Países Bajos sufrieron el sobrevoltaje debido a efectos de resonancia entre la impedancia de la red y los inversores de capacidad. Este efecto parece ser relacionado con una alta densidad de inversor y debería ser completamente entendido.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 En la mayor parte de los países no hay ninguna preocupación de que las protecciones de la red puedan no funcionar correctamente debido a la presencia de PV-DG. Como dato interesante, en Alemania con la capacidad fotovoltaica instalada más alta parece haber las menores preocupaciones hacia estos problemas. Esto puede ser atribuido a experiencias buenas con esta tecnología, redes urbanas fuertes, así como responsabilidades claras de DNOS en la ley de aplicación. Incluso con poca capacidad PV sobre los efectos de la red de capacidades de inversión grandes debería ser tenido en cuenta, ya que estos inversores actuaran durante los siguientes 10 o 15 años. Por lo tanto, en Alemania, debido a la gran capacidad de PV de aproximadamente 3 GVA (2007) sobre la red, los inversores de PV hoy día requieren para proporcionar la capacidad " el paso por defecto " como en centrales eléctricas. Las ventajas potenciales de inversores como la filtración de activa, el control de potencia de reactiva, el equilibrio de fase son generalmente reconocidas, pero actualmente no tiene ningún valor en el mercado ya que en el futuro serán las “smart grids” la solución. Por lo que las reglas para la previsión descentralizada de estos " servicios del sistema " tienen que ser desarrolladas. Se deberían revisar las Normas Técnicas para la GD ya que algunas cuestiones parecen no estar suficientemente cubiertas. Estos incluyen límites de emisión de harmónicos para inversores con la corriente de salida por encima de 16 A por fase, en isla, el parpadeo, la interacción de múltiples inversores, desequilibrios de voltaje, la capacitancia de inversores, y la coordinación de normas que conciernen la seguridad en redes de voltaje bajas. El trabajo sobre la integración de la DG debería tener en cuenta que las normas existentes no proporcionan reglas constantes entre operadores de red, inversores, reguladores de red y operadores del sistema que convergen en una integración activa de la GD en modo de operación de red, y que tampoco ellos proporcionan incentivos para proporcionar las ventajas potenciales. En algunos casos las exigencias de operación de red específicas son solicitadas para las PV-DG. Que las empresas controlen el vertido del generador es de obligado cumplimiento en Alemania para GD grande, sobre todo parques eólicos, pero se incluyen en sistemas grandes de PV como la solución contra la sobrecarga de líneas de transporte para evitar el apagón de áreas grandes. Finalmente, las Necesidades de Investigación y Desarrollo han sido identificadas sobre los siguientes temas: operación en isla, límites de emisión de harmónicos, interacción de múltiples inversores, los límites de penetración, la regulación del factor de potencia, previsiones de potencia, la integración activa de PV-DG en las redes. El principal problema es la integración de la DG en la red, es decir, la gestión de grandes cantidades de pequeños generadores distribuidos por la red que hagan que los flujos eléctricos puedan invertirse en determinados momentos de la curva de la demanda.. Es aquí, cuando los requisitos técnicos de explotación de la red han de sufrir un cambio de filosofía hasta ahora no prevista ya que no puede hablarse de, por ejemplo, límites de penetración cuando no hay límites para la demanda: la generación y

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 la demanda deben coexistir –por imperativo de las nuevas directivas que vienen de Bruselas— en la red de distribución en todo momento y circunstancia. Todavía no esta muy clara la metodología que se debe aplicar, pero tenemos que aprender y pronto si queremos llegar a cumplir los requisitos del 2020. 2.4. CLASIFICACIÓN GENERADORES Los Generadores de Régimen Especial se pueden clasificar atendiendo a su tecnología en diferentes grupos, según los RD de aplicación: GRUPOS DEL RD 661/2007

a) Productores que utilicen la cogeneración de producción de electricidad a partir de energías residuales.

a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I. Dicho grupo se subdivide en cuatro subgrupos: a.1.1.Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural, siempre que este suponga al menos un 95% de la energía primaria utilizada, o al menos el 65% de la energía primaria utilizada cuando el resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos del anexo II; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el poder calorífico inferior. a.1.1.DA6.Instalaciones que incluyan una central de cogeneración que utilice como combustible el gas natural y que tengan una potencia superior a 50 MW e inferior a 100 MW (DA6ª). a.1.2.Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo, fuel oil o bien gases licuados del petróleo, siempre que estos supongan al menos el 95% de la energía primaria utilizada, medida por el PCS. a.1.2.DA6. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración que utilice como combustible gasóleo, fuel oil o GLP y que tengan una potencia superior a 50MW e inferior a 100MW (DA6). a.1.3.Cogeneraciones que utilicen como combustible principal biomasa y/o biogás, en los términos que figuran en anexo II, y siempre que esta suponga al menos el 90% de la energía primaria utilizada, medida por el PCS. a.1.3.DT10. Instalaciones que utilicen la cogeneración para el secado de subproductos de la producción de aceite de oliva (DT10) a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles de proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos anteriores.

a.2.Instalaciones que incluyen una central que utilice energías residuales procedentes de cualquier instalación, maquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica. a.2.DA6.Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales y que tengan una potencia superior a 50 MW e inferior a 100MW (DA6).

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 b) Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario. b.1.Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. b.1.1.Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica. b.1.2.Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para la transformación de energía solar, como energía primaria, en electricidad. b.2.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la energía eólica. b.2.Instalaciones eólicas con repotenciacion (DT7) b.2.1.Instalaciones eólicas ubicadas en tierra. b.2.2.Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial. b.3.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas. b.4.Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW. b.5.Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW. b.6.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas en las masa forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en el anexo II. b.6.1.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de cultivos energéticos. b.6.2.centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías. b.6.3.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de residuos de aprovechamiento forestales y otras operaciones selvicolas en las masas forestales y espacios verdes. b.7.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedentes de estiércoles, biocombustibles o biogás procedente de la digestión anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así como el recuperado en los vertederos controlados, según anexo II. b.7.1.Instalaciones que emplean como combustible principal el biogás de vertederos. b.7.2.Instalaciones que emplean como combustible principal el biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos: residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o industriales, residuos sólidos urbanos, residuos ganaderos, agrícolas y otros para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto individualmente como en co-digestión. b.7.3.Instalaciones que emplean como combustible principal estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos. b.8.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales, en los términos que figura en anexo II. b.8.1.centrales que utilicen como combustibles principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola. b.8.2.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 b.8.3.centrales que utilicen como combustible principal licores negros de la industria papelera. c) Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en categoría b). c.1.Centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos. c.1.DA6.centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos y que tengan una potencia superior a 50MW e inferior a 100MW (DA6). c.2.Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente. c.3.DA6.Centrales que utilicen energías incluidas en los grupos anteriores junto con combustibles convencionales y que tengan una potencia superior a 50 MW e inferior a 100 MW (DA6) c.4.Centrales que hubieran estado acogidas al Real Decreto 2366/1994 y que a la entrada en vigor del presente real decreto se encuentren en explotación, cuando utilicen como combustibles productos de las explotaciones mineras de calidades no comerciales para la generación eléctrica, por su elevado contenido en azufre o cenizas, y siempre que su PCI sea inferior a 2.200 Kcal./Kg. y que los residuos representen mas del 25 % de la energía primaria utilizada por el PCI. d.1.Instalaciones de tratamiento y reducción de purines de explotación de porcino (DT2) d.2.Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos derivados de la producción de aceite de oliva (DT2) d.3.Otras instalaciones de tratamiento y reducción de lodos (DT2) d.4.Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos (DT2). GRUPOS DEL RD 436/2004 (Las instalaciones acogidas a las categorías a), b) y c) del RD 436/2004 pueden acogerse a la DT1ª del RD 661/2007): a) Autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el anexo I.

a.1.Instalaciones que incluyan una central de cogeneración. a.1.1.Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural. a.1.2.Resto de cogeneraciones. a.2.Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales procedentes de cualquier instalación, maquina o proceso industrial y cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica.

b) Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades en régimen ordinario. b.1.Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar. b.1.1Instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria la solar fotovoltaica.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 b.1.2.Instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria para la generación eléctrica la solar térmica. b.2.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la eólica. b.1.1.Instalaciones eólicas ubicadas en tierra b.1.2.Instalaciones eólicas ubicadas en mar. b.3.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas. b.4.Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior a 10 MW. b.5.Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW: b.5.Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW. b.6.Centrales que utilicen como combustibles principal biomasa procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías, o de residuos de aprovechamiento forestales y otras operaciones selvicolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran en anexo II. b.7.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de estiércoles, lodos de depuración de aguas residuales, residuos de la actividad ganadera, biocombustibles y biotas, en los términos que figuran en anexo II. b.8.Centrales que utilicen como combustibles principal biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y forestal, o mezcla de los combustibles principales anteriores, en los términos del anexo II. c) Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización energética no contemplados en categoría b). c.1.Centrales que utilicen como combustible principal residuos sólidos urbanos. c.2.Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente. c.3.Centrales que utilicen energías incluidas en los grupos anteriores, junto con combustibles convencionales, siempre que estos no supongan más del 50% de la energía primaria utilizada. d) Instalaciones que utilizan la cogeneración para el tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos del anexo I, con una potencia instalada máxima de 25 MW. d.1.Instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino de zonas excedentarias. d.2.Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos. GRUPOS DEL RD 2818/1998 (Disposición Transitoria 2ª del RD 436/2004): Instalaciones de producción de energía eléctrica con potencia eléctrica instalada inferior o igual a 50 MW, que reúnan las características: a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración, entendiéndose como tales aquellas que combinan la producción de energía eléctrica con la producción de calor útil para su posterior aprovechamiento energético no eléctrico.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 a.1.Dp.Centrales de cogeneración que utilicen como combustible derivados líquidos del petróleo. a.2.Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales procedentes de cualquier instalación, maquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica. b.1.Instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria energía solar. b.1.1.Instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria energía solas fotovoltaica. b.1.2.Instalaciones que utilicen únicamente como energía primaria para la generación eléctrica energía solar térmica. b.2.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria energía eólica. b.3.Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria energía geotérmica, energía de las olas, de las mareas y de rocas calientes y secas, y energía solar térmica (RD 1955/2000) b.4.Centrales hidroeléctricas cuya potencia no sea superior a 10 MW b.5.Centrales hidroeléctricas cuya potencia sea superior a 10 MW y no supere los 50 MW b.6.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa primaria, entendiendo como tal el conjunto de vegetales de crecimiento menor de un año, que pueden utilizarse directamente o tras un proceso de transformación, para producir energía ( recursos naturales y plantaciones energéticas). Se entenderá como combustible principal aquel que suponga como mínimo el 90 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. b.7.Centrales que utilicen como combustible principal biomasa secundaria, entendiendo como tal el conjunto de residuos de una primera utilización de la biomasa, principalmente estiércoles, lodos procedentes de la depuración de aguas residuales, residuos agrícolas, forestales, biocombustibles y biogás. Se entenderá como combustible principal aquel que suponga como mínimo el 90 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. b.8.Centrales que utilizan energías incluidas en los grupos b.6 y b.7 anteriores, junto con combustibles convencionales, siempre que estos no supongan más del 50 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. La electricidad generada por el combustible convencional solo será retribuida al precio de mercado a que hace referencia el Art. 24 de este RD. b.9.Centrales mixtas de los grupos anteriores del presenta apartado. c.1.Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos urbanos. Se entenderá como combustible principal que suponga como mínimo el 70 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. c.2.Instalaciones que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente. Se entenderá como combustible principal aquel que suponga como mínimo el 70 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. c.3.Centrales que utilizan energías incluidas en los grupos anteriores, junto con combustibles convencionales, siempre que estos no supongan más del 50 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI d.1.Instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de porcino, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW. Estas instalaciones deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan en anexo I.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 d.2.Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW. Estas instalaciones deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan en anexo I. d.3.Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos no contemplados en los grupos anteriores, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW. Estas instalaciones deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético de anexo I. GRUPOS DEL RD 2366/1994 (Disposición Transitoria 1ª del RD 436/2004): Instalaciones de producción de energía eléctrica con potencia instalada igual o inferior a 100 MVA incluidas en alguno de los grupos definidos a continuación: Categoría a: Instalaciones abastecidas únicamente por recursos o fuentes de energía renovables no hidráulicas, tales como solar, eólica, mareomotriz, geotérmica y otras similares. Categoría b: centrales que utilizan como combustible principal residuos sólidos urbanos, residuos industriales, biomasa u otros similares. Se entenderá como combustible principal, aquel que suponga, como mínimo, el 90 % de la energía primaria utilizada, medida por el PCI. Categoría c: Centrales que utilizan energías renovables, residuos sólidos urbanos, residuos industriales, biomasa u otros similares, junto con combustible convencionales. Estas centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan en el anexo. Categoría d: Centrales de cogeneración, entendiéndose como tales aquellas que combinan la producción de energía eléctrica con la producción de calor útil para su posterior aprovechamiento energético, cualquiera que sea su combustible principal. Estas centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan en anexo. Categoría d Dp: Centrales de cogeneración que utilicen como combustible derivados del líquido del petróleo. Categoría e: Centrales que utilicen calores residuales procedentes de cualquier instalación, maquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica. Estas centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan en anexo. Categoría f: Centrales hidroeléctricas que se instales o amplíen su potencia, siempre que la suma de las potencias aparentes de cada grupo, medidas en bornas de generador, no sea superior a 10 MVA. También se incluyen en este grupo las centrales hidroeléctricas de potencia superior a 10 MVA que estuvieran acogidas al RD 1217/81 a la entrada en vigor del RD 2366/94.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 2.5. MARCO REGULATORIO 2.5.1. Marco Regulatorio España

El régimen especial viene siendo regulado en España desde 1980, año en el se promulgó la Ley 80/1980, de Conservación de la Energía. Esta Ley fue motivada por la necesidad de hacer frente a la segunda crisis del petróleo, y en ella se establecían los objetivos de mejorar la eficiencia energética de la industria y reducir la dependencia del exterior. El desarrollo de dicha ley dio lugar al fomento de la autogeneración eléctrica y de la producción hidroeléctrica de pequeñas centrales. Dentro de este contexto la ley LOSEN 40/94, dejó consolidado el concepto de Régimen Especial como tal.

Basándose en estos principios de la Ley LOSEN, en diciembre de 1994, se publicó el RD 2366/1994, de 9 de Diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables.

Finalmente con la publicación de la Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico, se diferencia los productores de régimen ordinario que desarrollan su actividad en el mercado de producción de energía eléctrica, de los productores acogidos al régimen especial, que deben tener una potencia instalada menor o igual de 50 MW. Además se incluyen en el régimen especial las instalaciones de tratamiento y reducción de residuos de los sectores agrícola, ganadero, y de servicios con potencia instalada menor o igual a 25mW.Se establece que las energías renovables deben alcanzar el 12% de la demanda energética en España en el 2010.

El Real Decreto 2818/1998 sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovable, residuos y cogeneración, establece la regulación concreta de la retribución de la energía vertida en régimen especial ajustándose a lo indicado en la Ley 54/97. Dicho real Decreto establece que las primas deberán ser actualizadas anualmente en función de una serie de parámetros y revisadas cada cuatro años.

En diciembre de 1999, y en sintonía con la UE, el Gobierno aprobó un Plan de Fomento de Energías Renovables (revisado por el Plan de Energías Renovables en España 2005-2010, de 21 de Julio de 2005), que recoge las estrategias relevantes necesarias para que el crecimiento de cada una de las áreas de energías renovables pueda cubrir, en su conjunto, cuando menos el 12% del consumo de energía primaria en el año 2010. Este objetivo plantea dos retos:

• En primer lugar, es necesario al menos doblar la producción a partir de las energías renovables, al encontrarnos en un contexto de crecimiento de demanda energética.

• El grueso de la contribución actual de estas energías proviene de la generación de electricidad de origen hidráulico y de la biomasa (95% entre las dos), la primera de ellas con unas perspectivas limitadas de desarrollo, y la biomasa, que debe incorporar

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 nuevas formas de utilización y de obtención de recursos, para alcanzar la importante contribución que se le asigna.

La tecnología va mejorando y, a corto plazo, resultará posible aumentar la presencia de la energía procedente de fuentes renovables en el sistema energético español, reducir los problemas de operación del sistema y limitar la necesidad de incorporar nueva potencia convencional de generación. Pero para todo ello es imprescindible ofrecer a los agentes señales eficientes que les permitan incluir todos estos avances tecnológicos.

Posteriormente, el Plan Energético Nacional 1991-2000 estableció un programa de incentivación de la cogeneración y de la producción con energías renovables para intentar pasar del 4,5 % de la producción nacional de energía eléctrica en 1990 al 10% para el año 2000.

Dada la nula participación de las instalaciones de régimen especial en el mercado bajo la aplicación del RD 2818/98, el Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de Junio, de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios, estableció la obligación para las instalaciones del RD 2366/94 con una potencia superior a 50 MW, de participar en el mercado de producción. Al mismo tiempo, fijo el objetivo de incentivar la participación en el mercado del resto de instalaciones de régimen especial.

El Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, simplifico las condiciones para la conexión de estas instalaciones a la red.

El Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto , por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida, desarrolla en RD-Ley 6/2000, estableciendo la obligatoriedad de participación en el mercado para las instalaciones de potencia superior a 50 MW que quedan incluidas en el régimen ordinario y se fija un procedimiento de acceso al mismo, tanto para aquellas obligadas a participar como para las que deseaba acceder de manera voluntaria. Se establece un incentivo transitorio para las instalaciones de cogeneración que participan en el mercado, en función de su potencia y valor de la tarifa general del gas natural. Se permite la opción de contratación entre generadores de régimen especial y comercializadoras, percibiendo la prima correspondiente por la energía vendida.

Actualmente está en vigor el RD 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en Régimen Especial, con el que se establece un nuevo marco regulatorio para el régimen especial. El titular de la instalación puede optar por vender su producción o excedentes de energía eléctrica al distribuidor, percibiendo por ello una retribución en forma de tarifa regulada, única para todos los periodos de programación, que se define como un porcentaje de la Tarifa Eléctrica Media o de Referencia (TMR) de cada año, o bien por vender dicha producción o excedentes directamente en el mercado diario, o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado en el mercado, mas un incentivo por participar en él y una prima, si la instalación concreta tiene derecho a percibirla.

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 El Real Decreto 2351/2004, de 23 de Diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico, modifica las primas de algunos grupos y amplia el plazo para el comienzo de la obligación de suministrar programa a la distribuidora., para ciertas instalaciones.

El Plan de Energías Renovables para el periodo 2005-2010, fue aprobado el 26 de agosto de 2005, donde las previsiones de la nueva normativa estiman en un 12,1% el consumo de energía primaria que será abastecido en el año 2010 por las energías renovables. La nueva planificación sustituye al Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010, cuyos resultados han sido insuficientes, ya que a finales del año solo se había cumplido el 28,4 % del incremento global previsto.

El Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico, modifica el Real decreto 436/2004, de 12 de marzo, con el objeto de racionalizar el incentivo de las cogeneraciones de mas de 50 MW y para detallar aspectos del Real Decreto que faciliten la elaboración de la facturación de la energía adquirida y su admisión en el sistema de liquidaciones de actividades y costes regulados. Indica que las instalaciones del régimen especial con potencia superior a 10 MW deben estar asociadas a un centro de control, que actuara como interlocutor del operador del sistema.

El documento de Planificación de los Sectores de electricidad y gas 2002-2011, ha establecido unos objetivos nacionales de potencia instalada para las instalaciones de cogeneración y para las que utilizan energías renovables, basadas en el Plan de Energías Renovables 2005-2010.

El Real Decreto-Ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector energéticos e elimina la necesidad de autoconsumo eléctrico de las plantas que utilizan cogeneración, primando no solo los excedentes eléctricos, sino toda la electricidad cogenerada, en sintonía con la Directiva 2004/8/CE, relativa al fomento de la cogeneración. Se establece la posibilidad de que todas estas plantas sean retribuidas con el complemento de una prima por encima del precio del mercado durante 10 años desde su puesta en marcha. Se elimina la banda de retribución de las instalaciones de generación que utilizan las energías renovables, entre el 80 y el 90 % de la tarifa eléctrica media. Se desvincula la variación de las primas del régimen especial de la tarifa eléctrica media o de referencia.

El Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, sustituye al RD 436/2004 y se establece un régimen económico transitorio para las instalaciones pertenecientes a su ámbito. Además determina una prima para las instalaciones de potencia superior a 50 MW que utilicen energías renovables, las cogeneraciones y las instalaciones de co-combustión de biomasa y biogás. Los cambios más significativos de este RD son los siguientes:

• La retribución del régimen especial no va ligada a la Tarifa Media o de R eferencia. La actualización de las tarifas, primas y complementos ira ligada a la evolución de diversos factores.

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• Se establece una prima de referencia y unos límites inferior y superior para la generación procedente de renovables que participa en el mercado.

• Se establece un aval que deberán satisfacer las instalaciones de régimen especial al solicitar el acceso a la red de distribución. El aval era ya necesario en el caso de productores que se quieran conectar a la red de transporte.

• Los nuevos parques eólicos deberán ser capaces de mantenerse conectados a la red ante una breve caída de tensión en la misma.

• Se permite la hibridación en instalaciones de biomasa y solar termoeléctrica. • Obligación del régimen especial de potencia instalada superior a 10 MW a

conectarse a un centro de control. • Obligación del régimen especial a tarifa a presentar ofertas en el mercado de

producción a precio cero por medio de un representante. • Derecho del régimen especial a tarifa a que la distribuidora sea su representante

para la participación en el mercado hasta el 31/12/2008. • Se aplicaran costes de desvíos a las instalaciones en régimen especial a tarifa

que deban disponer de equipo de medida horaria.

Posteriormente se aprobaron la modificación de la Ley Eléctrica, en la Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. n esta se establece que el Gobierno podrá determinar una prima para aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica de cogeneración o que utilicen como energía primaria, energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburante o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios, aun cuando la podenca instalada sea superior a 50 MW. Se acuerda también modificar el Plan de Fomento de las Energías Renovables, para adecuarlo a los objetivos establecidos en la Unión Europea del 20% para 2020.

El 1 de Agosto de 2007 ha sido publicado el Real Decreto 1028/2007, de 20 de julio, por el que se establece el procedimiento administrativo para la tramitación de las solicitudes de autorización de instalaciones de generación eléctrica en el mar territorial.

Y este último año se publico el Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica.

2.5.2. Marco Regulatorio Europeo La apertura a la competencia propuesta en la Directiva Comunitaria 96/92/CE de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, estableció como objetivo la garantía del suministro respetando el medio ambiente. En Noviembre de 1997, La Comisión Europea adopto la Comunicación sobre “Energía para el futuro: fuentes de energía renovables-Libro Blanco para una estrategia y un plan de acción comunitarios” La Resolución del Consejo de la UE de 18/12/97 sobre la estrategia comunitaria para promover la cogeneración, estableció el objetivo indicativo de doblar la cuota de la cogeneración referida a la generación bruta total en la UE en su conjunto, desde el 9% en 1997 al 18% en el 2010.

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En el mercado del Protocolo de Kyoto, adoptado en 1997, la Comunidad Europea se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 8% entre 2008 y 2012 respecto de los niveles de 1990.Este acuerdo comunitario obliga a España a no incrementar sus emisiones de gases de efecto invernadero por encima del 15% en los valores medios de los años 2008-2012 sobre los niveles de 1990. La Comisión Europea a través de su Libro Verde de noviembre de 2000, “Hacia una estrategia europea de seguridad del abastecimiento energético”, plantea las debilidades estructurales a las que se enfrenta Europa en los próximos años, apostando por objetivos de seguridad en el suministro, objetivos medioambientales, económicos y sociales. Propone el fomento de las energías renovables y de la cogeneración como energías necesarias para lograr el doble objetivo de reducir la dependencia energética y de limitar la emisión de gases de efecto invernadero. En Junio de 2003, se publica la Directiva Europea 2003/54/CE relativa al mercado eléctrico interno, cuyo artículo tercero se refiere a la obligatoriedad de aportación de información por parte de los suministradores de electricidad acerca del origen y el impacto ambiental de su producto. La Directiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de octubre de 2003, por la que se establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la que se modifica la Directiva 96/61/CE del Consejo, establece un régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero con vistas a reducir dichas emisiones en la Comunidad de forma económicamente eficiente. Con ayuda de este régimen, la Comunidad y los Estados miembros pretenden respetar los compromisos de reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero contraídos en el marco del Protocolo de Kyoto. Las instalaciones que realizan actividades en los sectores de energía, producción y transformación de metales férreos, industrias minerales, fabricación de pasta de papel, papel y cartón están sujetas obligatoriamente a este sistema de comercio de derechos. La Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, tiene como objetivo establecer un marco común transparente para fomentar y facilitar la instalación de centrales de cogeneración en los lugares donde existe o se prevé una demanda de calor útil. Según la Comunicación de mayo de 2004 sobre la cuota de las energías renovables en la UE, la mayoría de los Estados Miembros no van a poder alcanzar sus objetivos nacionales, Se estima que, si la tendencia actual se mantiene, la UE-15 alcanzaría una cuota del 18-19% de energías renovables en el consumo total eléctrico, en lugar del objetivo del 22% en el año 2010 previsto por la Directiva. Sin embargo, el análisis muestra que hay cuatro Estados Miembros que están en vías de lograr sus objetivos: Alemania, Dinamarca, España y Finlandia. La Comunicación de la Comisión sobre el apoyo de la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables COM (2006) 627-final, evalúa la aplicación de la Directiva 2001/77/CE en los distintos Estados Miembros, concluyendo que no considera adecuado presentar un sistema europeo armonizado

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en esta etapa. Si considera adecuado un enfoque coordinado para los sistemas de apoyo basado en la cooperación entre países y la optimización del impacto de los sistemas nacionales. Se determina que los sistemas más eficaces en el caso de la energía eólica son actualmente los sistemas de tarifas reguladas en Alemania, España y Dinamarca (feed in tariffs). El 10 de enero de 2007, la cumbre de la Comisión Europea presento una Propuesta de Guía a largo plazo de la energía renovable (COM (2006) 848 final), proponiendo alcanzar de aquí a 2020 un objetivo general vinculante del 20% de energías renovables sobre el consumo de energía primaria y un objetivo mínimo vinculante del 10% para los biocarburantes empleados en el sector del transporte en la UE. En esa misma fecha, 10 de enero, se aprobó la Comunicación de la Comisión al Consejo y al Parlamento Europeo (COM (2006) 849 final), acerca de la Acción de seguimiento del Libro Verde-Informe sobre el progreso de la electricidad renovable. En esta Comunicación se clasifica a los Estados Miembros en cuanto a la penetración de energías renovables en el mercado y las políticas aplicadas en este sentido. España se encuentra situada entre los 9 países que están teniendo una “buena actuación”. Textualmente, la Comunicación dice de España: “Fuerte aumento de la penetración de la electricidad basada en fuentes de energías renovables debido principalmente al crecimiento de la energía eólica. España es el segundo productor mundial de energía eólica y pone en práctica un acertado planteamiento de incorporación a la red de elevados niveles de capacidad eólica intermitente. Sin embargo, el fuerte aumento del consumo de electricidad eclipsa el impresionante nivel de despliegue de las fuentes de energía renovables. El 9 de marzo de 2007 el Consejo Europeo de Primavera, con el apoyo del parlamento Europeo y de los Estado Miembros, acordó establecer un objetivo vinculante para el 20 % de su consumo energético de 2020 proceda de fuentes renovables, teniendo en cuenta la situación especifica de cada Estado Miembro. También adopto el compromiso de reducir al menos un 20% de sus emisiones de gases de efecto invernadero en 2020 respecto a las de 1990, lograr un ahorro energético en ese año del 20% y que los biocombustibles alcancen el 10% en el conjunto de los combustibles (gasóleo y gasolina) de transporte consumidos en la UE. El 23 de enero de 2008, la Comisión Europea dio a conocer su propuesta “Paquete de Energía Renovable y Cambio Climático”, un conjunto de medidas orientadas a colaborar en la lucha contra el cambio climático, así como a la reducción de la dependencia energética de la Unión Europea. El plan propuesto por la Comisión es parte de la “Política Energética para Europa”, acordad en marzo de 2007 por los jefes de Estado europeos. Dicho plan comprende las siguientes medidas:

1. Objetivo vinculante de alcanzar que el 20% del consumo de energía final europeo, sea producido en 2020 con energías renovables.

2. Objetivo vinculante para cada Estado Miembro de alcanzar que el consumo e biocombustibles represente un 10% el consumo de gasolina y diesel en el transporte.

3. Reducción de emisiones de efecto invernadero al menos en un 20% con respecto a 1990. Se incluye unas propuestas de Directivas en las que se establecen los objetivos que se derivan de estas medidas para cada Estado Miembro. En concreto en el caso de España, se propone un porcentaje de

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renovables del 20% y una reducción de emisiones de los sectores no incluidos en el Sistema de Comercio de Emisiones, de un 10% con respecto a 2005.

El documento de la Comisión Europeo sobre “El apoyo a la electricidad generada con fuentes de energía renovable” del 30 de enero de 2008 SEC (2008)57, presenta con respecto a la comunicación COM (2005)627, los resultados actualizados del funcionamiento de los diferentes sistemas de apoyo a las energías renovable utilizados en cada Estado Miembro. Concluye como en 2005, que los sistemas de tarifa regulada (feed in tariff Systems) son en general los mas eficientes y efectivos para la promoción de las energías renovables.

2.5.3. Marco Regulatorio Actual

Durante el mes de marzo se han producido cuatro récords consecutivos en la producción de energía eólica, tanto en potencia instantánea como en energía horaria. Concretamente en el último record, alcanzando el 27 de marzo, se produjo un nuevo máximo de energía diaria con 209,480 MWh, lo que represento el 24% de la demanda de energía eléctrica peninsular. El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero, por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, incrementa en 0,4488 c€/kWh la cuantía de las primas de las instalaciones térmicas de régimen especial que participan en el mercado, y cuya retribución , regulada en el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, había sido calculada teniendo en cuenta la cuantía correspondiente a la garantía de potencia suprimida por la Orden ITC/2794/2007, de 27 de septiembre. EL 23 de enero de 2008, la Comisión Europea dio a conocer su propuesta “Paquete de Energía Renovable y Cambio Climático”, un conjunto de medidas orientadas a colaborar en la lucha contra el cambio climático, así como a la reducción de la dependencia energética de la Unión Europea. El plan propuesto por la Comisión es parte de la “Política Energética para Europa”, acordada en marzo de 2007 por los jefes de Estado europeos. Dicho plan comprende las siguientes medidas:

• Objetivo vinculante de alcanzar que el 20% del consumo de energía final europeo sea producido en 2020 con energías renovables.

• Objetivo vinculante para cada estado miembro de alcanzar que el consumo de biocombustibles represente un 10% el consumo de gasolina y diesel en el transporte.

• Reducción de emisiones de efecto invernadero al menos en un 20% con respecto a 1990.Se incluye unas propuestas de Directivas en las que se establecen los objetivos que se derivan de estas medidas para cada Estado Miembro. En concreto en el caso de España, se propone un porcentaje de renovables del 20% y una reducción de emisiones de los sectores no incluidos en el Sistema de Comercio de Emisiones de un 10% con respecto a 2005.

El documento de la Comisión Europea sobre “El apoyo a la electricidad generada con fuentes de energía renovable” del 30 de enero de 2008SEC (2008)57, presenta con

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 respecto a la comunicación COM (2005)627, los resultados actualizados del funcionamiento de los diferentes sistemas de apoyo a las energías renovables utilizados en cada Estado Miembro. Concluye como en 2005, que los sistemas de tarifa regulada (feed in tariff Systems) son en general los mas eficientes y efectivos para la promoción de las energías renovables. Con fecha de 29 de noviembre de 2007 la CNE aprobó su circular 2/2007 con los procedimientos necesarios para la puesta en marcha del Sistema de Garantía de Origen, habiéndose publicado en el BOE el día 4 de diciembre de 2007. Este sistema se constituye mediante un mecanismo de anotaciones en cuenta en la pagina Web de la CNE, en el que voluntariamente los productores de electricidad que utilicen fuentes renovables o cogeneración de alta eficiencia (incluidas las hidráulicas y cogeneraciones de régimen ordinario) podrán solicitar la inscripción de las garantías de origen que les puedan corresponder. La CNE comprobara previamente la información disponible en las autorizaciones, las facturaciones del régimen especial y las medidas eléctricas, para ver que las anotaciones se ajustan a la realidad. Los productores pueden solicitar la transferencia de las garantías de las que son titulares a los comercializadores, y estos últimos podrán cancelar las garantías en sus consumidores, previa comprobación de las medidas eléctricas de consumo. Todo el sistema esta sometido al resultado final de las inspecciones de la CNE. La CNE publicara anualmente una etiqueta eléctrica para cada comercializador, donde se da cuenta de la mezcla de fuentes de energía que originaron la energía comercializada por cada compañía suministradora durante el año anterior y su impacto ambiental asociado. Concretamente, figuraran las emisiones de CO2 y la producción de residuos de alta actividad en las centrales nucleares. Esta etiqueta, que se publicara durante el mes de abril de cada año debe ser incorporada obligatoriamente junto a las facturas de los consumidores. Distribuidores y comercializadores tienen que aportar una información distinta. Los primeros, que suministran la energía a tarifa regulada, informaran de la mezcla media del Sistema español de las energías primarias que originaron la producción eléctrica durante el año anterior. Los comercializadores, que suministran la energía en el mercado libre, informaran además de su mezcla individual de comercialización, considerando la participación que estos tuvieron en el Sistema de Garantía de Origen.

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3. CONEXIÓN A LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN DE LOS PRE

Los mecanismos para el reparto de gastos y costes han de basarse en criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios con el fin de que puedan ser reproducibles por cualquiera de los agentes del sistema eléctrico en cada momento. De esta manera, una vez aceptados dichos mecanismos, los agentes pueden estimar y calcular la repercusión de cualquier nueva generación en régimen especial con la antelación suficiente, desde la solicitud de la conexión a la red hasta su puesta en servicio y explotación posterior a lo largo de toda la vida de la fábrica. Ello va a facilitar a los agentes desde el inicio una mejor estimación de los flujos de caja del proyecto, como es obvio, sólo desde el punto de vista de su relación con la actividad de distribución, evitando los problemas de la aparición de costes sobrevenidos que son muy difíciles de resolver a posteriori.

Los mecanismos que se describen en este documento contemplan distintos tipos de conexión y consideran todas las repercusiones derivadas de la potencia y de energía aportada por la nueva instalación de producción, así como los costes y beneficios para cada uno de los agentes de la utilización de las diversas tecnologías de generación distribuida utilizados.

3.1. METODOLOGIA

Se establece un método de valoración, que según la metodología utilizada para explicitar los costes o los beneficios que deben ser atribuidos a cada agente pasa por identificar las tareas asignadas a cada uno previamente en las siguientes etapas:

• Identificar todas las fuentes de coste derivadas de la conexión a la red de distribución de un Productor en Régimen Especial.

• Determinar qué costes son retribuidos por la tarifa cuales, son soportados por el PRE y cuales es necesario repartir.

• Identificar un método de cálculo simplificado que permita reproducir de la manera más simple, objetiva y transparente la estimación de los costes aplicables.

3.2. IDENTIFICACIÓN COSTES

Dividiremos los costes identificados en dos grupos generales: Costes previos a la puesta en operación (principalmente costes de gestión) y Costes posteriores a la operación (principalmente costes de explotación y operación), donde distinguiremos a su vez varios grupos.

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A- COSTES PREVIOS PUESTA EN OPERACIÓN:

1. COSTES DE GESTIÓN: Son los costes derivados de los trámites administrativos que la solicitud de una nueva conexión a la red de distribución trae consigo sobre la actividad de distribución:

• Recepción de solicitud, comprobación de datos e interlocución: lo que trae consigo el desarrollo de toda la actividad de intercambio de información, comprobación de su adecuación y veracidad con el solicitante o su representante, relativo a las características de la generación.

• Estudio de capacidad: implica la realización del estudio del punto de conexión correspondiente en función del nivel de tensión (AT, MT o BT), analizando las posibles influencias entre distintos niveles de tensión. Se analiza la viabilidad de la misma, el cumplimiento de los criterios técnicos establecidos (potencia de cortocircuito, capacidad de la subestación y de la línea, y variaciones de tensiones admisibles, etc.), así como otras solicitudes que se hayan presentado con antelación..

• Estudio del punto de conexión: estudio de las diferentes características del generador, especificándole como debe realizar su conexión (potencia, frecuencia, etc.…) así como las actuaciones a cumplir en caso de emergencia en la red.

• Comunicación del resultado del estudio de capacidad y punto de conexión al solicitante, consensuando con él el resultado.

• Presupuesto de reformas, ampliaciones de red, extensión o refuerzo de la red de distribución necesaria para hacer posible la conexión y el acceso del generador en el punto acordado. Esto puede implicar la necesidad de realizar nuevas instalaciones y, podría se preciso realizar refuerzos de incremento de la capacidad de las infraestructuras existentes.

• Determinar las condiciones de conexión del generador mediante el estudio y propuesta por parte del distribuidor de las particularidades técnicas para la conexión que debe cumplir el productor en el punto de conexión con la red de distribución (teniendo en cuenta las características y tipo de generador y el cumplimiento de las normas técnicas particulares del distribuidor).

• Contestación de la viabilidad de la conexión, ya que el resultado del estudio de las condiciones de conexión para hacer viable la generación prevista ha de ser comunicado al solicitante y consensuado con él.

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• Convenios de construcción en el cual se explicitan las responsabilidades de cada agente a la hora de construir una nueva conexión a la red de distribución.

• Recopilación de documentación necesaria para conexión: es necesario que el distribuidor solicite al solicitante documentación relativa a la nueva generación, tal como la localización de la instalación (coordenadas UTM), punto de conexión propuesto (opcional), número y características técnicas de los generadores (potencia nominal y tipo, potencia máxima a entregar, potencia máxima de consumo, esquema unifilar de la instalación) que luego determinará la respuesta.

• Revisión y conformidad proyectos de interconexión: se derivarán las coordenadas para la realización del proyecto correspondiente, que ha de ser revisado por el distribuidor para su conformidad o reparos.

• Contrato técnico - económico: Es obligatorio suscribir un contrato según modelo fijado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercia, que reflejarán, como mínimo, a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características de los equipos de control, conexión, seguridad y medida, b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción, consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra, c) Causas de rescisión o modificación del contrato, d) Condiciones de explotación de la interconexión, y las circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de los excedentes de energía.

• Certificación del encargado de la lectura: Se trata de la preparación del documento que acredita el cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, Para todas las instalaciones correspondientes a puntos de medida tipo 3 y 5, el encargado de la lectura será el distribuidor correspondiente.

• Interlocución con el OS, gestionabilidad y acceso a centro de control: ya que se exige del distribuidor solicitar determinada información relativa a la gestionabilidad del generador, el cumplimiento de los procedimientos operativos o la certificación de que éste se halla adscrito a un centro de control.

• Información a CNE y Administraciones: Preparación de estadísticas periódicas sobre el régimen especial.

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2. COSTES DE INVERSIÓN: Son los costes necesarios para poder conectar las instalaciones de generación a la red de distribución existente. Incluyen tanto nueva red que, cuando sea cedida, será parte de la red de distribución, como reformas y ampliaciones de la red existente necesarias para su adecuación a los nuevos requerimientos. El alcance de los costes de inversión, debe incluir:

• Costes de TRAMITACIÓN: Costes administrativos necesarios, de las instalaciones de conexión, adaptación, reforma, ampliación o refuerzo de las instalaciones de distribución existentes.

i. Gestión de convenios de construcción: recogen los compromisos de actuación de cada parte, en lo que a construcción de infraestructuras se refiere. Estos solo afectan a la parte de las infraestructuras de conexión de la instalación de generación a la red de distribución, así como a los refuerzos, ampliación y modificaciones que sean necesarias para dotar de la capacidad necesaria a la red existente.

ii. Reunión previa en la instalación con Ingeniería para confeccionar el proyecto: El proyecto de construcción de las infraestructuras de conexión ha de ser definido conjuntamente in situ en lo que se refiere a su alcance.

iii. Recepción, validación del proyecto y materiales: Una vez que el productor entrega el proyecto a la distribuidora, ésta debe valorar si se adecua a lo pactado en el convenio de construcción y si cumple sus estándares.

iv. Gestión de permisos y pago de indemnizaciones por ocupación o venta de terrenos: se refiere en este caso, especialmente al coste de los terrenos ocupados en subestaciones existentes de la distribuidora reservados para futuras ampliaciones propias para suministro a clientes.

v. Integración en sistema de control (Modelado en Base de Datos de Instalaciones y Cartografía) y en el Sistema de Control de la Producción: La empresa distribuidora debe integrar la nueva infraestructura en su sistema de control. Ello exige, entre otras actuaciones, el cambio de esquema unifilar. Además, la ejecución de las obras necesarias entra en los sistemas de planificación y administración para ser informada a los contratistas.

vi. Reunión previa de definición de trabajos necesarios para ser realizados con contratistas.

vii. Gestión del mantenimiento de la solicitud y el montaje: incluye estimar el alcance de la solicitud tal como pedidos de material y

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servicios, coordinación de actividades de la zona y trámites y permisos internos, así como la previsión del personal necesario.

viii. Pruebas de protecciones y telecontrol: Antes de la puesta en servicio, será necesario comprobar si la instalación va a comportarse tal como está previsto, principalmente en caso de incidencias e indisponibilidades de la red de evacuación de la producción.

ix. Elaboración de Protocolos de Operación: Los protocolos de operación establecen el acuerdo entre las partes que, siguiendo los procedimientos de operación del Gestor de la Red de Distribución, deban seguirse particularizadamente.

• Costes de POTENCIA: Son los costes materiales y de ejecución necesarios para el refuerzo de la red existente, el entronque y la conexión de la instalación de generación a la red de distribución.

i. Refuerzo de Línea AT, MT aérea o subterránea: es la dotación de una dimensión superior en lo que se refiere a capacidad de transmisión de la red eléctrica existente en toda la extensión que sea objetivamente necesario para mantener, al menos, los estándares de fiabilidad, seguridad y calidad del suministro existentes en el punto de conexión, de manera que quede garantizado el mantenimiento de dichos estándares previos a la conexión para todos los suministros.

No se considera refuerzo cuando la sección de los conductores instalados en la entrada/salida es idéntica a la de la línea existente a la cual se conectan, al objeto de darle continuidad y evitar el estrangulamiento de la misma que tendría lugar caso de instalarse una sección menor, con la consiguiente reducción de su capacidad de transmisión de energía respecto a la inicial. En este caso, hablamos de adecuación o entronque.

ii. Cambios/ampliaciones de la capacidad de transformación necesaria para la evacuación.

iii. Adecuación/ampliación de Posiciones AT, MT de subestación existente.

iv. Adecuación/ampliación de salidas de CT/cuadros de BT.

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v. Puesta en Servicio (PES) y verificación de instalaciones: Incluye la preparación, ejecución y supervisión desde los Centros de Control de los descargos de Puesta en Servicio.

vi. Tramitación y preparación de descargos para la PES: Incluye la preparación, ejecución y supervisión de los descargos de Puesta en Servicio desde la correspondiente UOT.

vii. Entronque y conexión en red AT, MT, BT, aérea o subterránea: El entronque es la adecuación de la red pública existente para que pueda darse la necesaria continuidad eléctrica. Para ello se precisa la sustitución de los existentes elementos constructivos utilizados para la transmisión de energía eléctrica, por los elementos necesarios para su evacuación y puesta a disposición del consumo en el punto de conexión.

viii. Conexión en salida según el tipo de enganche e instalación.

ix. Enganche e instalación de equipo de medida: El enganche es la operación de acoplar eléctricamente la instalación receptora a la red de la empresa distribuidora, quien deberá realizar esta operación bajo su responsabilidad. Por lo tanto, con el la operación de enganche no se realiza ningún tipo de infraestructura, sino que, con las infraestructuras ya ejecutadas, es la operación de poner en tensión, de poner en servicio la nueva instalación propiedad del generador, accionando un elemento de maniobra en el punto frontera, tal como un seccionador, fusible, etc. Dicha operación se realiza en un punto y momento generalmente distintos de los correspondientes a los trabajos de adecuación.

B- COSTES POSTERIORES A OPERACIÓN:

1. COSTES DE GESTIÓN: Son los costes derivados de los trámites administrativos que la solicitud de una nueva conexión a la red de distribución trae consigo sobre la actividad de distribución, durante la operación y explotación de la instalación.

Atención e información al generador/PRE desde los Centros de Control de Operación: Se refiere a la información que el generador/PRE puede solicitar al distribuidor sobre el estado de explotación de la red y la conservación de sus parámetros de funcionamiento de acuerdo a lo establecido en el correspondiente Protocolo de Operación.

Interlocución con el PRE y el Operador del Sistema: Cuando sea requerido por cualquiera de las partes, el Gestor de la Red de Distribución actuará como intermediario entre el Operador del Sistema y el PRE.

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Información a CNE y Administración: Siempre que sea requerido por la CNE y por cualquiera de las Administraciones, el distribuidor proveerá de la información que obre en su poder y le sea lícito entregar.

2. COSTES DE INVERSIÓN: Son los costes necesarios para poder conectar las instalaciones de generación a la red de distribución existente. Incluyen tanto nueva red que, cuando sea cedida, será parte de la red de distribución, como reformas y ampliaciones de la red existente necesarias para su adecuación a los nuevos requerimientos. El alcance de los costes de inversión, debe incluir:

• Costes de TRAMITACIÓN: Costes administrativos previstos, tanto de las instalaciones de conexión, como de las de adaptación, reforma, ampliación o refuerzo de las instalaciones de distribución existentes.

i. Costes de Seguridad y Salud Laboral: incluye los costes relativos a Plan de Prevención de Riesgos Laborales, evaluación de riesgos y medidas preventivas a tomar, así como cualquier material que sea necesario utilizar para implementar las medidas necesarias (EPI´S, andamios, etc.) y las posibles gestiones con la autoridad competente durante toda la vida de la instalación.

ii. Seguimiento de Protocolos de Operación: Una vez elaborados deben seguirse particularizadamente y actualizarse con ocasión de incidencias de las redes programadas e imprevistas y resto de condiciones de explotación. Se incluyen los contactos de las personas de responsables de la interlocución y los elementos de comunicación entre éstas y los centros de control.

• Costes de CONTROL:

i. Ampliaciones de centros de control: necesidad de aumentar el número/capacidad de los centros de control de la operación, con objeto de integrar la operación de las nuevas infraestructuras de generación y dotar de los servicios necesarios de gestión de la generación distribuida asociada a cada uno de los productores.

ii. Ampliaciones en sistemas de información: será necesario ampliar las capacidades y potencialidades de los actuales sistemas de información, sin descartar en el futuro la incorporación de algunos otros dependiendo de las necesidades. Las ampliaciones/modificaciones afectan a: a) los Sistemas directamente relacionados con la operación, b) Sistemas de Estimación, c) Coste sistema y la integración de todos ellos en d) Relación sistemas.

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iii. Medida en tiempo real: para conocer en tiempo real los valores de la GD que garanticen la correcta gestión de la Red de Distribución, supervisar el cumplimiento de los Protocolos de Operación y vigilancia de los límites de Calidad de la Red, y poder establecer en los sistemas de control en tiempo real las vigilancias asociadas a cada punto.

iv. Telemando: permite de manera rápida y precisa la gestión de incidencias, facilitando el aislamiento de faltas aguas abajo en la red de distribución y obteniendo una reducción importante de la indisponibilidad de la evacuación energética del generador mediante la rápida reconfiguración topológica de la red al quedar garantizada una segunda línea de evacuación de energía.

v. Teledisparo: permite de manera eficiente que en caso de disparo del interruptor principal de la línea de alimentación la actuación del mismo sobre el interruptor de conexión del generador para aislarlo de la red de distribución en evitación de su funcionamiento en isla.

vi. Pruebas de telecontrol, medida, protecciones: necesarias para la verificación de los elementos de control.

3. COSTES DE EXPLOTACIÓN: Una vez que la instalación de producción ha sido puesta en servicio, en el funcionamiento continuado del generador aparecen una serie de costes imprescindibles para que lo haga en las condiciones requeridas:

• Costes de CONTROL:

i. Supervisión parámetros de red y calidad: una vez en servicio, los parámetros eléctricos de las instalaciones de generación del productor deben ser controlados desde el centro de control de operación para garantizar que los consumidores eléctricamente relacionados no se ven afectados por los flujos energéticos que se producen.

ii. Seguimientos protocolos de Operación: Las obligaciones establecidas en cada uno de los protocolos de operación particularizadamente son sistemáticamente controladas por el centro de control de operación. En particular, el seguimiento se aplicará a la Gestión de Descargos y a la Gestión de Incidencias Imprevistas.

• Costes TÉCNICOS:

i. Mantenimiento nuevas posiciones y elementos de la red de distribución: valoración del mantenimiento, predictivo, preventivo y correctivo que se realiza sobre elementos de red que hayan tenido

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que ser incorporados a la red de distribución, así como su impacto sobre las infraestructuras de la red existente, dependiendo todo ello de la forma de entronque y conexión a la red. Es necesario distinguir entre el mantenimiento para instalaciones en AT y el mantenimiento en MT y BT.

ii. Mantenimiento de los sistemas de información y control: como consecuencia de la existencia de inversiones relacionada para los sistemas de información, se producen también costes derivados del mantenimiento necesario de los mismos.

iii. Continuidad del suministro: dado que el distribuidor tiene regulado el cumplimiento con las especificaciones de continuidad del suministro para el consumo, tanto a nivel zonal como a nivel individual, la operación local de los elementos de corte del PRE en caso de incidencia programada o imprevista, tiene impacto en el tiempo de actuación medio y el la tasa de fallo de los elementos, lo que indudablemente se traduce en mayor coste.

iv. Calidad del producto: el distribuidor también tiene regulado el cumplimiento de especificaciones de calidad de onda. La existencia de Generación Distribuida obliga a éste a supervisar y a contener los valores característicos de calidad de producto o servicio eléctrico que pueden verse modificados por la incorporación de los PRE que polucionen la onda de tensión en el punto de conexión común con los consumidores.

• Costes ECONÓMICOS:

i. Gestión de Medida: Como Encargado de la Lectura, el distribuidor provee del servicio de lectura y gestiona el dato de la medida para su comunicación a los concentradores secundarios que permiten la liquidación correspondiente.

ii. Liquidación y cobro/pago: Hasta la entrada en vigor la figura del comercializador de último recurso, prevista para el 1 de enero de 2009, continuará vigente que la empresa distribuidora tenga que realizar el pago de la tarifa regulada, o en su caso, la prima y los complementos que le sean de aplicación, dentro del período máximo de 30 días posteriores de la recepción de la correspondiente factura, hasta que de ello se haga cargo la CNE.

iii. Circulante: Derivado de la actividad anterior, el capital circulante necesario para hacer frente a los pagos correspondientes necesita ser financiado, lo que incluye costes adicionales.

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iv. Desvíos: Parte de la generación en régimen especial es no gestionable y al estar dicha generación embebida en la red de distribución, la previsión de demanda en frontera de transporte para el distribuidor se torna muy difícil, lo que le lleva a incurrir en desvíos en la energía programada, desvíos que están penalizados económicamente. Aunque el coste por aplicación de desvíos para la empresa distribuidora tiene vigencia hasta el 1 de enero de 2009, será necesario tener en cuenta este factor en caso de que se produzcan transitorios.

v. Pérdidas: El incentivo de pérdidas se explicita como retribución de la distribución en la regulación establecida en el Real Decreto 222/2008, teniendo en cuenta a la generación embebida en la red de distribución tanto en régimen especial como en régimen ordinario. El efecto de la generación embebida en el incentivo es ponderado por el precio de la energía de pérdidas y por el valor de las pérdidas objetivo, que están pendientes de definición.

vi. Gestión de la energía reactiva

En atención a lo que se menciona en el art.19 del Real Decreto 661/2007, las instalaciones del régimen especial de potencia instalada sea igual o superior a 10 MW pueden recibir instrucciones para la modificación temporal del valor del factor de potencia mantenido. En caso de cumplimiento de estas instrucciones del operador del sistema, se aplicará la máxima bonificación contemplada y viceversa, en caso de incumplimiento. Puesto que el operador del sistema puede incorporar en dichas instrucciones las propuestas recibidas de los gestores de la red de distribución el sistema compensa ya a los PRE por la gestión de la energía reactiva en el punto frontera transporte-distribución.

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4. VALORACIÓN COSTES

En este apartado identificaremos el método o criterio de valoración para cada uno de los costes identificados, además de su valoración porcentual. Como norma general, decir que los costes se evalúan según los siguientes criterios, y que se han realizado para una solicitud tipo de generador (principalmente generación fotovoltaica)

Los costes de gestión: procede a la valoración según el coste de mano de obra requerido para llevar a cabo la tarea correspondiente. Dado que actualmente los trabajos se realizan generalmente sobre sistemas de información, también se realiza una valoración en horas de utilización del sistema utilizado.

Los costes de inversión:

Costes de tramitación: se calculan en función del coste de la mano de obra, en horas, y de los sistemas de información utilizados.

Costes de potencia: son derivados del coste de inversión de las infraestructuras de potencia que sea necesario realizar, fijadas las responsabilidades en el correspondiente convenio de construcción. También puede incluir coste de la mano de obra y de los sistemas de información.

Costes de control: son derivados del coste de las infraestructuras de control que sea necesario realizar, fijadas las responsabilidades en el correspondiente convenio de construcción. Incluye coste de mano de obra y de los sistemas de información.

Los costes de explotación:

Costes de control: se valoran en función del coste de mano de obra y los sistemas de información requeridos para llevar a cabo la tarea correspondiente.

Costes de información: se valoran como el anterior, en función del coste de mano de obra y los sistemas de información requeridos para llevar a cabo la tarea correspondiente.

Costes técnicos: se calculan en función de las unidades físicas que intervienen, lo cual depende del nivel de tensión y del tipo de conexión a la red.

Costes económicos: Se valora el impacto de tipo económico-financiero derivado de la gestión de la energía del régimen especial, hasta el momento (como se ha mencionado, esta situación está actualmente sujeta a transitorio).

37

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 4.1. VALORACIÓN ECONÓMICA Como vemos a continuación, los costes que tienen un impacto más importante económicamente hablando son los costes de gestión y de tramitación, seguidos de los costes de explotación técnicos, siendo éstos últimos más asignables fácilmente a un agente solamente. En general vemos que los costes de gestión, que en general son las mas difíciles de asignar a un solo y único agente junto con los de tramitaciones, son los que tienen mayor impacto en el global de los costes. Tipo Categoría1 %sobre total

Coste de Gestión 17,10 PREVIOSCostes de inversión Costes de TRAMITACIÓN 25,98Costes de inversión Costes de POTENCIA 8,86

Costes de gestion 3,15 POSTERIORESCostes de inversión Costes de TRAMITACIÓN 1,00Costes de inversión Costes de CONTROL 0,07Costes de explotación Costes de CONTROL 9,50Costes de explotacion Costes TÉCNICOS 22,89Costes de explotacion Costes de CONTROL 11,44

25,98

8,86

3,151,00 0,07

9,50

22,89

11,44

0,00

5,00

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15,00

20,00

25,00

30,00

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Costes

de POTENCIA

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Costes d

e CONTROL

Tipo de Coste

COSTES TOTALES (%)COSTES PREVIOSCOSTES POSTERIORES

Si nos basamos en la misma clasificación que hemos realizado para la identificación de costes, realizaremos la siguiente valoración de costes, donde vemos el impacto (% sobre el total de ese tipo de coste) de dichos costes, resaltando los de mayor importancia. A su vez vemos una estimación económica dentro de un rango estimado de ese coste según unas condiciones generales de solicitud y conexión.

38

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 A- COSTES PREVIOS A LA OPERACIÓN Consideramos dentro de este apartado los costes de Gestión previos a la puesta en operación, donde destacamos principalmente los costes relativos al Estudio de Capacidad, Presupuesto de reformas y ampliaciones de la red y Convenios de la Construcción, debidos todos ellos a la mayor implicación de personal y tecnologías implicadas. Tipo Categoría1 Categoría2 % Parcial

Coste de Gestión Recepción de solicitud, comprobación de datos e interlocución 2,076 74,976 50Coste de Gestión Estudio de capacidad 28,070

10,234

14,269

1436,160 253Coste de Gestión Estudio viabilidad física de la conexión 8,538 385,440 128Coste de Gestión Comunicación del estudio de capacidad y punto de conexión 1,930 75,504 41Coste de Gestión Presupuesto de reformas o ampliaciones de red 492,800 123Coste de Gestión Determinación de las condiciones de conexión del generador 3,099 121,264 65Coste de Gestión Contestación viabilidad de la conexión 3,041 118,976 64Coste de Gestión Convenios de construcción 687,104 172Coste de Gestión Recopilación de documentación necesaria para conexión: 3,363 141,680 61Coste de Gestión Revisión y conformidad proyectos de interconexión 6,579 277,200 119Coste de Gestión Interlocución con el OS. Gestionabilidad y acceso a centro de

l1,813 70,928 38

Coste de Gestión Certificación del encargado de la lectura 1,754 68,640 37Coste de Gestión Información a CNE y Administraciones 5,000 155,480 145Coste de Gestión Contrato técnico (y económico) 7,310 330,000 110Coste de Gestión Personal de Gestion de los PRES en SDE 2,924 105,600 70Coste de Gestión 17,10 % TOTAL

Coste intervalo €/solicitud

2,076

28,070

8,538

1,930

10,234

3,0993,041

14,269

3,3636,579

1,8131,7545,000

7,310

2,924

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

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Tipo Coste

COSTES DE GESTION( %)

Dentro de esta categoría, también hablamos de Costes de Inversión, y más específicamente de Costes de Tramitación, donde destacamos tres principalmente: la Gestión del mantenimiento necesario, las Pruebas de Protección y Telecontrol y la Elaboración de Protocolos de Operación, siendo todos estos de un carácter más técnico.

39

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Tipo Categoría1 Categoría2 % Parcial

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión de convenios de construcción 9,392 687,104 171,776Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa en la instalación con Ingeniería para

f i l7,698 563,200 140,800

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Recepción, validación del proyecto y materiales 5,774 396,000 132,000Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Integración en sistema de control (Modelado en Base de Datos

d I l i C fí ) l Si d C l d l0,077 4,224 2,816

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa de definición de trabajos necesarios para ser li d i

7,698 563,200 140,800Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión del mantenimiento de la solicitud y el montaje 30,793

23,095

2393,600 422,400Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Pruebas de protecciones y telecontrol 1795,200 316,800Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión de permisos y pago de indemnizaciones por ocupación

d0,077 4,224 2,816

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Elaboración de Protocolos de Operación 1196,800 211,200Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN

25,98 % TOTAL


15,396

Como podemos observar esta categoría es la de mayor impacto en el total de todos los costes, junto con los de Gestión, destacando entre los dos principalmente los costes relativos a Protecciones y Pruebas, Gestión del Mantenimiento y Estudio de Capacidad.

9,3927,698

5,774

0,077

7,698

30,793

23,095

0,077

15,396

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

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Tipo de Coste

COSTES DE INVERSION-TRAMITACIÓN(%)

Dentro de los Costes de Inversión, y más concretamente de Potencia, destacamos los relativos a Puesta en Servicio y Verificación de Instalaciones y los relativos a Tramitación y preparación de descargos para la PES. Tipo Categoría1 Categoría2 % Parcial

Costes de inversión Costes de POTENCIA Refuerzo de Línea AT, MT aérea o subterránea 0,056 1 1Costes de inversión Costes de POTENCIA Cambios/ampliaciones de la capacidad de transformación

i l ió0,056 1 1

Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de Posiciones AT, MT de subestación i

0,028 1 0Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de salidas de CT/cuadros de BT 0,056 1 1Costes de inversión Costes de POTENCIA Puesta en Servicio (PES) y verificación de instalaciones 54,386

45,1341442 254

Costes de inversión Costes de POTENCIA Tramitación y preparación de descargos para la PES 1197 211Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red AT 0,056 1 1Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red BT aérea o subterránea 0,056 1 1Costes de inversión Costes de POTENCIA Conexión en salida BT de CT 0,056 1 1Costes de inversión Costes de POTENCIA Enganche e instalación de equipo de medida 0,113 2 1Costes de inversión Costes de POTENCIA

8,86 % TOTAL


40


0,056 0,056 0,028 0,056

54,386

45,134

0,056 0,056 0,056 0,1130,000

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

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Tipo de Coste

COSTES DE INVERSION-POTENCIA

B- COSTES POSTERIORES A LA OPERACIÓN

Considerando los Costes Posteriores a la puesta en Operación, que hemos clasificado en el apartado anterior, destacamos dentro de los Costes de Gestión que se tienen que realizar durante toda la vida de la instalación, principalmente los relativos a Interlocuciones con el PRE y el Operador del Sistema y la Gestión de la Facturación.

Tipo Categoría1 Categoría2 % Parcial

Costes de gestion Atención e información al generador/PRE desde los Centros de C l d O ió

15,87331,74620,63531,746

114,400 61,600Costes de gestion Interlocución con el PRE y el Operador del Sistema 228,800 123,200Costes de gestion Información a CNE y Administración 148,720 80,080Costes de gestion Gestión de Facturación 228,800 123,200Costes de gestion 3,15 % TOTAL


15,873

31,746

20,635

31,746

0,0005,000

10,00015,00020,00025,00030,00035,000

Aten

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Tipo de Coste

COSTES DE GESTION ( %)

En esta categoría también destacamos dentro de los Costes de Inversión, especialmente Tramitación, los relativos a Costes de Seguridad y Salud, por su importancia en todas las operaciones llevadas a cabo en las instalaciones.

41



50,00050,000

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Costes de Seguridad y Salud Laboral 114,400 61,600Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Seguimientos protocolos de Operación 114,400 61,600Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN 1,00 % TOTAL


50,000 50,000

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

Costes de Seguridad y Salud Laboral Seguimientos protocolos de OperaciónTipo de Coste

COSTES DE INVERSION-TRAMITACION (%)

Suponiendo además Costes de Inversión relativos a Costes de Control, destacamos los Costes de Pruebas de Telecontrol y medidas, y los Costes de Ampliaciones de Sistemas de Información, diferenciando según el tipo de conexión necesaria.


14,286

14,286

Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones de centros de control 7,143 1,056 0,704Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones en sistemas de información 2,112 1,408Costes de inversión Costes de CONTROL Medida en tiempo real 7,143 1,056 0,704Costes de inversión Costes de CONTROL Telemando 3,571 0,528 0,352Costes de inversión Costes de CONTROL Teledisparo 3,571 0,528 0,352Costes de inversión Costes de CONTROL Pruebas de telecontrol, medida, protecciones 2,112 1,408Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red AT ( digitalizacion cartografica, edicion ortogonal,

i lf i i i i )7,143 17,400 11,600

Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red MT ( digitalizacion extension, edicion ortogonal, i lf i i i i i d i )

7,143 277,732 119,028Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red BT( digitalizacion cartografica, alta cliente singular,

li i l )7,143 158,704 68,016

Costes de inversión Costes de CONTROL Analisis de Croquis y AS-BUILTS retornados 7,143 14,400 9,600Costes de inversión Costes de CONTROL Revision acometidas via incremento - PRE visto 7,143 14,400 9,600Costes de inversión Costes de CONTROL Ubicacion/Vinculacion PRES no interpoladas 7,143 14,400 9,600Costes de inversión Costes de CONTROL

j yprogramados en SGD 7,143 14,400 9,600

Costes de inversión Costes de CONTROL 0,07 % TOTAL


7,143

14,286

7,143

3,5713,571

14,286

7,1437,1437,1437,1437,1437,1437,143

0,0002,0004,0006,0008,000

10,00012,00014,00016,000

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cent

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Tipo de Coste

COSTES DE INVERSION-CONTROL(%)

42


Los Costes relativos a Gestión de Descargos y de Incidencias, serian los más importantes a considerar dentro de los Costes de Explotación relativos a Control.


10,52621,05321,053

Costes de explotación Costes de CONTROL Supervisión parámetros de red y calidad 181,000 171,000Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Descargos 357,000 347,000Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Incidencias 357,000 347,000Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de descargo, cambio de esquema unifilar en

GESTINFO GOM i8,738 181,000 171,000

Costes de explotación Costes de CONTROL Cambio de BBDD telecontrol y Pruebas 8,738 181,000 171,000Costes de explotación Costes de CONTROL Puesta en servicio de instalaciones (C.Control) 8,738 181,000 171,000Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Modelado de los elementos de red 8,738 181,000 171,000Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Incorporación a los cálculos de mercado 4,369 93,000 83,000Costes de explotación Costes de CONTROL 9,50 % TOTAL


10,526

21,053 21,053

8,738 8,738 8,738 8,738

4,369

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

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Tipo de Coste

COSTES DE EXPLOTACION-CONTROL(%)

Dentro de los Costes de Explotación Técnicos destacamos principalmente los relativos a Mantenimiento de las posiciones, instalaciones y la Calidad del Producto.


Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea directa) MT

10,000 644,544 161,136Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea

l d ) MT10,000 644,544 161,136

Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( linea,pto enganche d lid ) MT

10,000 644,544 161,136Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento nuevas posiciones y elementos de la red de

distribución BT10,000 644,544 161,136

Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento de los sistemas de información y control 10,000 644,544 161,136Costes de explotación Costes TÉCNICOS Continuidad del suministro 10,000 644,544 161,136Costes de explotación Costes TÉCNICOS Calidad del producto 10,000 644,544 161,136Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento 10,000 644,544 161,136Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Mantenimiento automático del sistema de control y gestion del

PRE10,000 644,544 161,136

Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Gestion , operación y modificacion del interfaz del PRE 10,000 644,544 161,136Costes de explotacion Costes TÉCNICOS 22,89 % TOTAL


43


10,00010,00010,00010,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000

0,0001,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,000

10,000

Man

teni

mie

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Man

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Tipo de Costes

COSTES DE EXPLOTACION-TECNICOS(%)

Y por ultimo dentro de los Costes de Explotación Económicos, destacamos principalmente los Costes relativos a Gestión de Medidas y Liquidaciones.


20,00020,00020,00020,00020,000

Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Gestión de Medida 644,544 161,136Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Liquidación y cobro/pago 644,544 161,136Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Circulante 644,544 161,136Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Desvíos 644,544 161,136Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Pérdidas 644,544 161,136

11,44 % TOTAL


12,824

17,633

0,027 0,027 0,027

0,0002,0004,0006,0008,000

10,00012,00014,00016,00018,000

Ges

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Tipo de Coste

COSTES DE EXPLOTACION-ECONOMICOS

44


5. REPARTO COSTES

Una vez identificados los costes y valorados en los apartados anteriores, vemos que dichos costes aparecen como consecuencia de la aparición o modificación de un nuevo agente que interactúa con la red de distribución, de aquí la necesidad de determinar la metodología para calcularlos y valorarlos con criterios de transparencia, objetividad y no discriminación. Podríamos hacer una clasificación simplista, basándonos, en:

a) Costes que NO deben ser soportados por la distribuidora.

• Costes de gestión: los costes de gestión son íntegramente generados con ocasión de la solicitud de conexión de un nuevo productor y no son compensables por la retribución, ni siquiera, de los costes comerciales del distribuidor que incluye la contratación y atención al cliente relacionados con el acceso y conexión de los consumidores a las redes eléctricas y la lectura de sus contadores y equipos de medida, así como los relativos a la planificación de las redes y la gestión de la energía y los costes derivados de la tasa de ocupación de la vía pública. En ningún caso dichos costes reconocidos se refieren a los generados por los productores.


Coste de Gestión Recepción de solicitud, comprobación de datos e interlocución 2,076 74,98 49,98Coste de Gestión Estudio de capacidad 28,070

10,234

14,269

1436,16 253,44Coste de Gestión Estudio viabilidad física de la conexión 8,538 385,44 128,48Coste de Gestión Comunicación del estudio de capacidad y punto de conexión 1,930 75,50 40,66Coste de Gestión Presupuesto de reformas o ampliaciones de red 492,80 123,20Coste de Gestión Determinación de las condiciones de conexión del generador 3,099 121,26 65,30Coste de Gestión Contestación viabilidad de la conexión 3,041 118,98 64,06Coste de Gestión Convenios de construcción 687,10 171,78Coste de Gestión Recopilación de documentación necesaria para conexión: 3,363 141,68 60,72Coste de Gestión Revisión y conformidad proyectos de interconexión 6,579 277,20 118,80Coste de Gestión Interlocución con el OS. Gestionabilidad y acceso a centro de control 1,813 70,93 38,19Coste de Gestión Certificación del encargado de la lectura 1,754 68,64 36,96Coste de Gestión Información a CNE y Administraciones 5,000 155,48 145,48Coste de Gestión Contrato técnico (y económico) 7,310 330,00 110,00Coste de Gestión Personal de Gestion de los PRES en SDE 2,924 105,60 70,40Coste de Gestión PREVIOS 4541,75 1477,45Costes de gestion Atención e información al generador/PRE desde los Centros de Control

d O ió15,87331,74620,63531,746

114,40 61,60Costes de gestion Interlocución con el PRE y el Operador del Sistema 228,80 123,20Costes de gestion Información a CNE y Administración 148,72 80,08Costes de gestion Gestión de Facturación 228,80 123,20Costes de gestion POSTERIORES 720,72 388,08

COSTES TOTALES GESTION 5262,47 1865,53


• Costes de inversión: igualmente, los costes de inversión son íntegramente generados por el productor que es el agente que debe soportarlos. Sin embargo, pueden compartirse entre los agentes, los siguientes:

* En Tramitación:

45


i. Gestión de convenios de construcción, cuando la construcción incluye instalaciones que van a quedar de propiedad de la distribuidora, o cuando la distribuidora desea dar a las infraestructuras una dimensión superior a la necesaria.

x. Elaboración de Protocolos de Operación dado que, aunque motivados por la decisión del PRE de conectarse a la red, se trata de establecer los compromisos de explotación entre las partes y ambas partes salen beneficiadas de la existencia de dichos protocolos.


Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión de convenios de construcción 9,392 687,10 171,78Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Integración en sistema de control (Modelado en Base de Datos de

Instalaciones y Cartografía) y en el Sistema de Control de la Producción0,077 4,22 2,82

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión del mantenimiento de la solicitud y el montaje 30,79323,095

15,39650,000

2393,60 422,40Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Pruebas de protecciones y telecontrol 1795,20 316,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa en la instalación con Ingeniería ,proyecto 7,698 563,20 140,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa definición de trabajos necesarios contratistas 7,698 563,20 140,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Recepción, validación del proyecto y materiales 5,774 396,00 132,00Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Elaboración de Protocolos de Operación 1196,80 211,20Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Seguimientos protocolos de Operación 114,40 61,60

7713,73 1600,19


COSTES INVERSION-TRAMITACION

* En Control:

iii. Telemando y Teledisparo: si el telemando ayuda a la distribuidora a mejorar, respecto a la situación preexistente, su operación en la zona de distribución donde se sitúa el PRE lo que se estudiará cómo y de qué manera puede repercutirse en cada caso.


Costes de inversión Costes de CONTROL Telemando 3,571 0,53 0,35Costes de inversión Costes de CONTROL Teledisparo 3,571 0,53 0,35Costes de inversión Costes de CONTROL Medida en tiempo real 7,143 1,06 0,70Costes de inversión Costes de CONTROL Revision acometidas via incremento - PRE visto 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL Ubicacion/Vinculacion PRES no interpoladas 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL SGD 7,143 14,40 9,60Costes de explotación Costes de CONTROL Cambio de BBDD telecontrol y Pruebas 8,738 181,00 171,00Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red AT ( digitalizacion cartografica, edicion ortogonal, getion

alfanumerica y sincronizacion)7,143 17,40 11,60

Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red MT ( digitalizacion extension, edicion ortogonal, gestion alfanumerica, sincronizacion e introduccion trazas)

7,143 277,73 119,03

Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red BT( digitalizacion cartografica, alta cliente singular, actualizacion y consulta programa)

7,143 158,70 68,02

Costes de inversión Costes de CONTROL Analisis de Croquis y AS-BUILTS retornados 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL Pruebas de telecontrol, medida, protecciones 14,286 2,11 1,41

696,66 410,86


COSTES INVERSION-CONTROL

* En Potencia: los costes siempre irán a cargo del PRE cuando se refieran únicamente a las instalaciones necesarias para su evacuación. Si el distribuidor considera necesario dotarlas de mayor capacidad para optimizar su decisión de inversión conjunta con el PRE deberá soportar su cuota / parte de la inversión correspondiente, en un proceso negociador específico.

46


Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de Posiciones AT, MT de subestación existente 0,028 0,53 0,35

Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de salidas de CT/cuadros de BT 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Puesta en Servicio (PES) y verificación de instalaciones 54,386 1442,14 254,50Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red AT 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red BT aérea o subterránea 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Conexión en salida BT de CT 0,056 1,06 0,70

1446,90 257,66


COSTES INVERSION-POTENCIA

• Costes de explotación: Tampoco los costes de explotación que se derivan de la conexión y acceso de un nuevo PRE deben ser soportados por la distribuidora, puesto que no existe en la tarifa ningún epígrafe que determine el coste para que así sea. En determinados casos, pueden compartirse entre los agentes, los siguientes:

* En Control:

ii. Seguimientos protocolos de Operación: En la medida en que tanto el generador como el distribuidor se benefician del cumplimiento de los protocolos, ambos agentes se responsabilizarán de su coste.


Costes de explotación Costes de CONTROL Supervisión parámetros de red y calidad 10,52621,05321,053

181,00 171,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Descargos 357,00 347,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Incidencias 357,00 347,00Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Modelado de los elementos de red 8,738 181,00 171,00Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Incorporación a los cálculos de mercado 4,369 93,00 83,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de descargo, cambio de esquema unifilar en GESTINFO y

GOM i8,738 181,00 171,00

1350,00 1290,00COSTES EXPLOTACION-CONTROL


* En Técnicos:

i. Mantenimiento nuevas posiciones y elementos de la red de distribución: Cuando las infraestructuras cedidas al distribuidor sirvan a la actividad de distribución entendida como servicio al suministro de energía a consumidores, los costes de mantenimiento deberán compartirse en la medida en que los flujos energéticos totales para la evacuación y el consumo determinen.


Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea directa) MT 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea telemando) MT 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( linea,pto enganche entrada-

lid ) MT10,000 644,54 161,14

Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento nuevas posiciones y elementos de la red de distribución BT

10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento de los sistemas de información y control 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Continuidad del suministro 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento 10,000 644,54 161,14Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Mantenimiento automático del sistema de control y gestion del PREs. 10,000 644,54 161,14Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Gestion , operación y modificacion del interfaz del PRE 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Calidad del producto 10,000 644,54 161,14

6445,44 1611,36COSTES EXPLOTACION-TECNICOS


47


* En Económicos:

iv. Pérdidas: El efecto está pendiente de ser regulatoriamente definido pero, valorado como incentivo retributivo a la actividad de distribución, el acceso de PRE puede tener efectos cuyo signo (positivo o negativo) podría repercutir en un reparto de cargas y beneficios entre las partes.


Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Gestión de Medida 20,00020,00020,00020,00020,000

644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Liquidación y cobro/pago 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Circulante 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Desvíos 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Pérdidas 644,54 161,14

3222,72 805,68COSTES EXPLOTACION-ECONOMICOS


b) Costes reconocidos por la tarifa.

Podemos decir que actualmente ninguno de los costes definidos en este documento está reconocido actualmente en la tarifa de los distribuidores.

c) Costes que SI deben ser soportados el Distribuidor, desde el punto de vista de gestor de las redes y responsable de ciertas características de la red. Entendemos Que los costes que se han identificado en el documento, no deben ser soportados por las Distribuidoras, ya que no están reconocidos por la tarifa actual de éstas. Por lo que aunque actualmente estos costes repercuten contra la cuenta de resultados de las empresas distribuidoras, se debe revisar esta metodología para evitarlo.

d) Costes que SI deben ser soportados el PRE: ya que se considera que es el único causante de dichos costes y por tanto deben serle imputados.

48



Coste de Gestión Recepción de solicitud, comprobación de datos e interlocución 2,076 74,98 49,98Coste de Gestión Estudio de capacidad 28,070

10,234

14,269

1436,16 253,44Coste de Gestión Estudio viabilidad física de la conexión 8,538 385,44 128,48Coste de Gestión Comunicación del estudio de capacidad y punto de conexión 1,930 75,50 40,66Coste de Gestión Presupuesto de reformas o ampliaciones de red 492,80 123,20Coste de Gestión Determinación de las condiciones de conexión del generador 3,099 121,26 65,30Coste de Gestión Contestación viabilidad de la conexión 3,041 118,98 64,06Coste de Gestión Convenios de construcción 687,10 171,78Coste de Gestión Recopilación de documentación necesaria para conexión: 3,363 141,68 60,72Coste de Gestión Revisión y conformidad proyectos de interconexión 6,579 277,20 118,80Coste de Gestión Interlocución con el OS. Gestionabilidad y acceso a centro de control 1,813 70,93 38,19Coste de Gestión Certificación del encargado de la lectura 1,754 68,64 36,96Coste de Gestión Información a CNE y Administraciones 5,000 155,48 145,48Coste de Gestión Contrato técnico (y económico) 7,310 330,00 110,00Coste de Gestión Personal de Gestion de los PRES en SDE 2,924 105,60 70,40Coste de Gestión PREVIOS 4541,75 1477,45Costes de gestion Atención e información al generador/PRE desde los Centros de Control

d O ió15,87331,74620,63531,746

50,000

45,134

34,996

114,40 61,60Costes de gestion Interlocución con el PRE y el Operador del Sistema 228,80 123,20Costes de gestion Información a CNE y Administración 148,72 80,08Costes de gestion Gestión de Facturación 228,80 123,20Costes de gestion POSTERIORES 720,72 388,08


Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión permisos y pago de indemnizaciones por terrenos 0,038 7 0

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Costes de Seguridad y Salud Laboral 49 39

Costes de inversión Costes de POTENCIA Refuerzo de Línea AT, MT aérea o subterránea 0,056 5 0

Costes de inversión Costes de POTENCIA Cambios/ampliaciones de la capacidad de transformación necesaria para la evacuación

0,056 5 0

Costes de inversión Costes de POTENCIA Tramitación y preparación de descargos para la PES 357 347Costes de inversión Costes de POTENCIA Enganche e instalación de equipo de medida 0,113 6 0Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones de centros de control 0,193 5,440 0,000Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones en sistemas de información 0,386 5,880 0,000Costes de explotación Costes de CONTROL Puesta en servicio de instalaciones (C.Control) 93,000 83,000

534 469

5796 2335TOTAL COSTES PRE

COSTES PRE


6. TIPOLOGIAS DE CONEXIÓN

En este apartado se contemplarán distintos tipos de conexión y se considerarán todas las repercusiones derivadas, los costes y beneficios de las diversas tecnologías de fuentes de energía renovables y generación distribuida utilizada. Dichas indicaciones deben ser tenidas en cuenta al interpretar los costes identificados y su valoración.

A la hora de determinar los costes de inversión o de explotación que se deriven de la

conexión a la red de distribución de un agente productor, se debe distinguir, al menos, entre Alta Tensión, Media Tensión y Baja Tensión en las cuales, pudiéndose dar los siguientes esquemas de conexión.

En función de la potencia solicitada para la conexión y el acceso de una nueva generación en régimen especial, el punto de conexión puede darse en:

a) Conexión en AT.

• Conexión en línea.

49


1. Entrada y Salida: configuración en la cual la conexión a una línea existente se realiza en el punto de conexión mediante la creación de una barra con dos posiciones que dan en llamarse entrada, para la posición de llegada desde la subestación y salida para la posición de partida. Sobre esta barra viene a conectarse la posición, normalmente de transformador, de la generación. Dicha posición constituye normalmente el límite de propiedad de la empresa distribuidora.

2. Antena: configuración mediante la cual, sobre una línea existente se conectan las instalaciones de conexión del generador a través de una posición que marca el límite de propiedad.

• Conexión en subestación: cuando por la estructura de red existente y la potencia solicitada sea necesario situar el punto de conexión en la barra de una subestación de distribución existente (o futura), la conexión se realizará mediante una posición homogénea con las restantes posiciones de la subestación. Dicha posición marcará el límite de propiedad.

• ENTRADA Y SALIDA EN LÍNEA AT EXISTENTE

• CONEXIÓN A DOS SUBESTACIONES DIFERENTES MEDIANTE LÍNEAS AT

• CONEXIÓN EN SUBESTACIÓN

• CONEXIÓN EN ANTENA

• CONEXIÓN A DOS SUBESTACIONES DIFERENTES MEDIANTE LÍNEAS AT

• CONEXIÓN EN SUBESTACIÓN

• CONEXIÓN EN ANTENA b) Conexión en MT Para el cálculo de los costes de mantenimiento, se ha realizado un análisis según el tipo de conexión necesario en cada caso, que se corresponderían con los siguientes: Mantenimiento posiciones y elementos( CT, línea aérea directa) MT El PRE se conecta a través de un centro de transformación y una línea aérea de MT a la red existente de forma directa. En este caso, puede considerarse la línea aérea y el centro de transformación propiedad de la distribuidora, si existe cesión previa.

50


PTO. ENGANCHE

PRE CT

Línea Aérea de MT

Descripción costes:

• Coste Línea Aérea MT: 1/3 de la Revisión Reglamentaria (se realiza cada 3 años) + 1/6 de la medición de la puesta a tierra de los apoyos .

• Coste del Centro de Transformación: 1/3 del coste de la Revisión

Reglamentaria, medición de la puesta a tierra, inspección termográfica + 1/3 de maniobra sin realización de trabajos por descargo de la línea propiedad de PRES por realización de sus revisiones.

Mantenimiento posiciones y elementos( CT, línea aérea telemando) MT

El PRE se conecta a un centro de transformación y éste, mediante línea aérea de MT, a un interruptor (posibilidad de telemando), que será el punto de enganche. El centro de transformación y la línea aérea de MT son propiedad particular del PRE.

PRE C

PRE CT

Línea Aérea de MT

PTO. ENGANCHE

Descripción Costes:

• Elemento de maniobra: 1/3 del coste de Revisión Reglamentaria del apoyo y sus elementos (se realizan cada 3 años) + 1/6 de la medición de la puesta a tierra del apoyo + 1/3 de maniobra sin realización de trabajos por descargo de la red propiedad del PRE por realizar revisiones + 1/4 del coste de mantenimiento de los equipos auxiliares de interruptor telemandado.

Mantenimiento posiciones y elementos( línea, pto enganche entrada-salida) MT

El PRE se conectar mediante una línea de MT a un centro de transformación, punto de enganche, con entrada y salida de la red MT de distribución. El centro de

51

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 transformación es de titularidad de la distribuidora, con una posición de salida perteneciente al PRE, con posibilidad de telemando.

PRE CT

PRE CT

Red de MT

PTO. ENGANCHE

Descripción Costes:

• Centro de Transformación: 1/3 de Revisión reglamentaria, medición puesta a tierra, inspección termográfica (se realizan cada 3 años) + 1% de 1/3 de revisiones por medición de tensiones de paso y contacto + 1/3 de maniobra sin realización de trabajos por descargo de la línea propiedad de PRE por realización de sus revisiones + 1/4 por mantenimiento de elementos auxiliares del telemando.

c) Conexión en BT

a. Conexión en línea: dependiendo de las características de la línea, la conexión puede realizarse mediante entrada/salida o bien, en antena en los términos equivalentes descritos para el caso de alta tensión.

b. Conexión en cuadro de baja tensión: si el punto de conexión se otorga en la salida del transformador MT/BT, la posición del cuadro de BT marcará el límite de propiedad en el centro de transformación existente (o futuro).

• CONEXIÓN EN CUADRO DE BAJA TENSIÓN

• CONEXIÓN EN LÍNEA

52

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Para el mantenimiento de las instalaciones de Baja Tensión, se establecen las siguientes consideraciones: El PRE se conecta a una Caja General de Protección (CGP) donde se situará el punto de conexión. Descripción Costes:

• Línea Aérea de BT: 1/3 de maniobra sin realización de trabajos por descargo de la línea propiedad de PRES por realización de sus revisiones.

53

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 7. CONCLUSIONES Una vez realizado el análisis económico y técnico de los impactos y costes causados por los Productores de Régimen Especial al conectarse a las redes de distribución, debemos centrarnos en una pequeña reflexión de las conclusiones encontradas hasta ahora, y las implicaciones que esto conlleva de forma sectorial en España. Resaltar la importancia de los costes encontrados, debido a que estamos hablando de un número de solicitudes solamente de generación fotovoltaica altísimo:

Solicitudes en estudio(MW)

Solicitudes en estudio(nº)

Solicitudes concedido acceso(MW)

Solicitudes econcedido acceso(nº)

Solicitudes contestada conexión (MW)

Solicitudes contestada conexion(nº)

Andalucia 11674,225 4497,5 4282,6 2580 1845,625 1220Aragon 762,45 270 235,375 175 21,65 125Baleares 77,25 107,5 0 0 255,125 135Canarias 119,425 60 116,925 57,5 242,05 52,5Castilla y Leon 16,45 17,5 0,75 7,5 6,75 25Cataluña 763,125 1160 0,75 2,5 381,3 1712,5Extremadura 326,5 22,5 450 35 535,5 92,5TOTAL GENERAL 13739,425 6135 5086,4 2857,5 3288 3362,5 TOTAL = 22 133 MW Aproximadamente hay unas 2 500 solicitudes adicionales a las indicadas en la grafica superior de conexión en BT por una potencia aproximada de 150 MW. Con lo que estaríamos hablando de aproximadamente unas 15 000 solicitudes. Además según se contempla en el Real Decreto 661/2007, la cuota de Potencia instalada para este tipo de instalaciones es 371 MW. Por lo que tenemos este margen ampliamente superado, con lo que los incentivos para las empresas distribuidoras se ven bastante reducidas, en comparación a los costes que aparecen. Si no fijamos además en el reparto de costes obtenido, vemos que toman especial importancia los costes de tramitación anteriores a la puesta en operación del generador, lo que se traduce en coste de la Distribuidora y además en que no todas las solicitudes estudiadas( que tienen un coste para la distribuidora actualmente desde el momento en que se solicita a ésta) al final se construyen, pudiéndose dar el caso de generadores que no llegan a obtener todas las autorizaciones, pero que ya han creado un coste.

74


25,98

8,86

3,151,00 0,07

9,50

22,89

11,44

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Costes

de TRAMITACIÓ

N

Costes d

e POTENCIA

Costes d

e TRAMITACIÓ

N

Costes d

e CONTROL

Costes d

e CONTROL

Costes T

ÉCNICOS

Costes d

e CONTROL

Tipo de Coste

COSTES TOTALES (%)COSTES PREVIOSCOSTES POSTERIORES

Más en profundidad, vemos que en el reparto de los costes, hay una serie de costes que se reparten y que suponen aproximadamente entre 19 428,55 y 5718,09 €/ solicitud, siendo esta la cantidad mas elevada y la que es difícil asignar proporcionalmente a cada agente.

75


Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión de convenios de construcción 9,392 687,10 171,78Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Integración en sistema de control (Modelado en Base de Datos de

Instalaciones y Cartografía) y en el Sistema de Control de la Producción0,077 4,22 2,82

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión del mantenimiento de la solicitud y el montaje 30,793 2393,60 422,40Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Pruebas de protecciones y telecontrol 23,095 1795,20 316,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa en la instalación con Ingeniería ,proyecto 7,698 563,20 140,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Reunión previa definición de trabajos necesarios contratistas 7,698 563,20 140,80Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Recepción, validación del proyecto y materiales 5,774 396,00 132,00Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Elaboración de Protocolos de Operación 15,396 1196,80 211,20Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Seguimientos protocolos de Operación 50,000 114,40 61,60

7713,73 1600,19

Costes de inversión Costes de CONTROL Telemando 3,571 0,53 0,35Costes de inversión Costes de CONTROL Teledisparo 3,571 0,53 0,35Costes de inversión Costes de CONTROL Medida en tiempo real 7,143 1,06 0,70Costes de inversión Costes de CONTROL Revision acometidas via incremento - PRE visto 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL Ubicacion/Vinculacion PRES no interpoladas 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL SGD 7,143 14,40 9,60Costes de explotación Costes de CONTROL Cambio de BBDD telecontrol y Pruebas 8,738 181,00 171,00Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red AT ( digitalizacion cartografica, edicion ortogonal, getion

alfanumerica y sincronizacion)7,143 17,40 11,60

Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red MT ( digitalizacion extension, edicion ortogonal, gestion alfanumerica, sincronizacion e introduccion trazas)

7,143 277,73 119,03

Costes de inversión Costes de CONTROL Gestion red BT( digitalizacion cartografica, alta cliente singular, actualizacion y consulta programa)

7,143 158,70 68,02

Costes de inversión Costes de CONTROL Analisis de Croquis y AS-BUILTS retornados 7,143 14,40 9,60Costes de inversión Costes de CONTROL Pruebas de telecontrol, medida, protecciones 14,286 2,11 1,41

696,66 410,86

Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de Posiciones AT, MT de subestación existente 0,028 0,53 0,35

Costes de inversión Costes de POTENCIA Adecuación/ampliación de salidas de CT/cuadros de BT 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Puesta en Servicio (PES) y verificación de instalaciones 54,386 1442,14 254,50Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red AT 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Entronque y conexión en red BT aérea o subterránea 0,056 1,06 0,70Costes de inversión Costes de POTENCIA Conexión en salida BT de CT 0,056 1,06 0,70

1446,90 257,66

Costes de explotación Costes de CONTROL Supervisión parámetros de red y calidad 10,526 181,00 171,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Descargos 21,053 357,00 347,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de Incidencias 21,053 357,00 347,00Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Modelado de los elementos de red 8,738 181,00 171,00Costes de explotación Costes de CONTROL Sistemas/Incorporación a los cálculos de mercado 4,369 93,00 83,00Costes de explotación Costes de CONTROL Gestión de descargo, cambio de esquema unifilar en GESTINFO y

GOM i8,738 181,00 171,00

1350,00 1290,00

Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea directa) MT 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( CT,linea aerea telemando) MT 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento posiciones y elementos( linea,pto enganche entrada-

lid ) MT10,000 644,54 161,14

Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento nuevas posiciones y elementos de la red de distribución BT

10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento de los sistemas de información y control 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Continuidad del suministro 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Mantenimiento 10,000 644,54 161,14Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Mantenimiento automático del sistema de control y gestion del PREs. 10,000 644,54 161,14Costes de explotacion Costes TÉCNICOS Gestion , operación y modificacion del interfaz del PRE 10,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes TÉCNICOS Calidad del producto 10,000 644,54 161,14

6445,44 1611,36

Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Gestión de Medida 20,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Liquidación y cobro/pago 20,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Circulante 20,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Desvíos 20,000 644,54 161,14Costes de explotación Costes ECONÓMICOS Pérdidas 20,000 644,54 161,14

3222,72 805,68

19428,55 5718,09TOTAL COSTES COMPARTIDOS

COSTES EXPLOTACION-CONTROL

COSTES EXPLOTACION-TECNICOS

COSTES EXPLOTACION-ECONOMICOS


COSTES INVERSION-TRAMITACION

COSTES INVERSION-CONTROL

COSTES INVERSION-POTENCIA

76

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 En cuanto a los costes identificados y que deben ser sufragados por el PRE, tenemos aproximadamente un coste total de entre 5796 y 2335 €/solicitud. Tipo Categoría1 Categoría2 % Parcial

Coste de Gestión Recepción de solicitud, comprobación de datos e interlocución 2,076 74,98 49,98Coste de Gestión Estudio de capacidad 28,070 1436,16 253,44Coste de Gestión Estudio viabilidad física de la conexión 8,538 385,44 128,48Coste de Gestión Comunicación del estudio de capacidad y punto de conexión 1,930 75,50 40,66Coste de Gestión Presupuesto de reformas o ampliaciones de red 10,234 492,80 123,20Coste de Gestión Determinación de las condiciones de conexión del generador 3,099 121,26 65,30Coste de Gestión Contestación viabilidad de la conexión 3,041 118,98 64,06Coste de Gestión Convenios de construcción 14,269 687,10 171,78Coste de Gestión Recopilación de documentación necesaria para conexión: 3,363 141,68 60,72Coste de Gestión Revisión y conformidad proyectos de interconexión 6,579 277,20 118,80Coste de Gestión Interlocución con el OS. Gestionabilidad y acceso a centro de control 1,813 70,93 38,19Coste de Gestión Certificación del encargado de la lectura 1,754 68,64 36,96Coste de Gestión Información a CNE y Administraciones 5,000 155,48 145,48Coste de Gestión Contrato técnico (y económico) 7,310 330,00 110,00Coste de Gestión Personal de Gestion de los PRES en SDE 2,924 105,60 70,40Coste de Gestión PREVIOS 4541,75 1477,45Costes de gestion Atención e información al generador/PRE desde los Centros de Control

d O ió15,873 114,40 61,60

Costes de gestion Interlocución con el PRE y el Operador del Sistema 31,746 228,80 123,20Costes de gestion Información a CNE y Administración 20,635 148,72 80,08Costes de gestion Gestión de Facturación 31,746 228,80 123,20Costes de gestion POSTERIORES 720,72 388,08


Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Gestión permisos y pago de indemnizaciones por terrenos 0,038 7 0

Costes de inversión Costes de TRAMITACIÓN Costes de Seguridad y Salud Laboral 50,000 49 39

Costes de inversión Costes de POTENCIA Refuerzo de Línea AT, MT aérea o subterránea 0,056 5 0

Costes de inversión Costes de POTENCIA Cambios/ampliaciones de la capacidad de transformación necesaria para la evacuación

0,056 5 0

Costes de inversión Costes de POTENCIA Tramitación y preparación de descargos para la PES 45,134 357 347Costes de inversión Costes de POTENCIA Enganche e instalación de equipo de medida 0,113 6 0Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones de centros de control 0,193 5,440 0,000Costes de inversión Costes de CONTROL Ampliaciones en sistemas de información 0,386 5,880 0,000Costes de explotación Costes de CONTROL Puesta en servicio de instalaciones (C.Control) 34,996 93,000 83,000

534 469

5796 2335TOTAL COSTES PRE

COSTES PRE


Como Conclusión Final del proyecto, resaltar que todas las conclusiones que se han obtenido, se han llevado a cabo teniendo en cuenta un tipo de solicitud genérico, de aquí que se advierte que sean tomados como referencia para otros estudios, teniendo en cuanta dicha consideración. La intención de este estudio ha sido realizar un Análisis Sectorial, para toda España, dando a conocer el principal problema de la GD y poder tener una estimación del impacto y coste que los PRE causan a los diversos agentes implicados. En el análisis realizado vemos que como hemos supuesto al principio y confirmamos después del análisis, los costes de los que hablamos son bastante importantes, como para que se realice este reparto sencillo y transparente entre los agentes.

77


78

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 8. LINEAS TECNICAS DE INVESTIGACIÓN En esta apartado intentaremos examinar las diferentes líneas o proyectos de investigación que se están llevando a cabo para solucionar el problema de la Generación Distribuida.

8.1. PROYECTOS A CORTO, MEDIO Y LARGO PLAZO

Diferenciaremos entre proyectos a largo, medio y corto plazo.

• Líneas de proyectos a medio-largo plazo: aquellas cuyo desarrollo afecta directamente la instalación de elementos en campo. Los despliegues sobre el terreno son siempre complicados y costosos, tanto por su volumen como por su dispersión, por lo que si se quiere incorporar cualquier tecnología es necesario que se haga cuanto antes y de la forma más estandarizada posible.

• Líneas de investigación a corto y medio plazo:

1) Equipos Eléctricos avanzados 2) Comunicaciones y Automatización

Este despliegue además condicionará otras líneas de investigación más elaboradas que se apoyarán en las capacidades de los equipos de campo.

• Líneas a medio y largo plazo:

3) Detección de faltas, reposición y calidad de servicio 4) Recursos energéticos distribuidos 5) Herramientas de apoyo a Operació 6) Conexión externa a los sistemas de co

n ntrol

.1.1 .EQUIPOS ELÉCTRICOS AVANZADOS

Además de la incorporación de funciones y automatización local, los equipos del futuro

Todos los equipos que se desarrollen deben de alta fiabilidad ya que se les dotará de

8

deberán ser capaces de predecir y reportar fallos para anticipar la labor de operación. Para ello podrán ser accedidos y analizados en tiempo real por el operador.

mayor nivel de responsabilidad.

79

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Proyectos Potenciales:

7) Accesibilidad de equipos eléctricos: completamente visibles en modo remoto.

8) Incorporación de equipos de electrónica de potencia: equipos de FACTS que controlan los flujos de potencia, mejoran la operación del sistema, mejor estabilidad y calidad de la energía suministrada.

9) Elaboración de modelos predictivos y autodiagnóstico: equipos de campo inteligente, capaz de elaborar un autodiagnóstico y comunicar al centro de control y operación cualquier mal función detectada.

8.1.2. COMUNICACIONES Y AUTOMATIZACIONES

Se prevé unas necesidades de automatización en las redes para las que las comunicaciones actuales no están diseñadas. Asimismo en este campo deben de potenciarse la adopción de estándares y soluciones que faciliten la incorporación masiva de equipos a la red, y soporten la multiplicación de agentes involucrados. La seguridad y la confidencialidad serán elementos clave en este desarrollo.

Proyectos Potenciales: 1) Soluciones de comunicaciones para la automatización masiva de datos:

necesidad de redes de comunicación potente, fiable y segura. Uso de telecontrol. Elaboración 2) de estándares y normalización: se requiere un intercambio de información de forma generalizada, elaboración de estándares. Proyectos pilotos con amplia penetración de la automatización: 3) para dar

8.1.3. DETECCION DE FALTAS, REPOSICION Y CALIDAD DE SERVICIO

ejorar la calidad de servicio. Para ello es esencial potenciar primero un mejor control

ayor rapidez las faltas

despliegue a la automatización.

Mde esa calidad y posteriormente realizar acciones correctoras.

Para mejorar la calidad de servicio es necesario localizar con mpara su posterior aislamiento. Estrategias de reposición automática combinadas con una gestión más eficaz de las brigadas nos aproximarán a este objetivo.

80

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Proyectos Potenciales:

1) Sistemas de detección de faltas inteligentes y reposición de servicio: equipos locales antes mencionados basados en el conocimiento de la topología en tiempo real. Prototipos y demostraciones en el terreno.

2) Movilidad, gestión de brigadas: optimización del personal disponible. 3) Equipos electrónicos de control y mejora de calidad de onda: basados en

electrónica de potencia, que permiten la mitigación de las perturbaciones.

7.1.4. HERRAMIENTAS DE SOPORTE A LA OPERACIÓN

Los sistemas de control tradicionales consistentes en un sistema pero se hacen necesarias aplicaciones que ayuden al operador en tiempo real a mantener la seguridad de la red y a racionalizar la operación, contemplándose incluso el envío automático de órdenes a campo. Asimismo son necesarios entornos de simulación donde puedan evaluarse acciones sin ejecutarlas directamente para la planificación a corto plazo o simplemente para formación de operadores. Son especialmente escasas y necesarias para redes de distribución.

Por otro lado, la fiabilidad de la estructura de control debe ser por su criticidad considerada como clave en el desarrollo de aplicaciones para los centros de control.

Proyectos Potenciales: 1) Aplicaciones en-línea para redes eléctricas: monitorización de la

actividad de la red mediante modelos predictivos. Herramientas de simulación y optimización: para e2) valuar acciones sin ejecutarlas directamente. Re-configuración óptima d3) e circuitos en redes de Distribución:

ed en su

4) un 100%, incluso ante

.1.5. RECURSOS ENERGETICOS DISTRIBUIDOS

aplicativos en tiempo real que ayudan al operador a explotar la rpunto optimo de perdidas, seguridad,… Fiabilidad de la estructura de control: en contingencias catastroficas.

7

81

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Se pretende aprovechar al máximo la contribución de los recursos energéticos

s microrredes como caso particular, y desarrollar a

e no solo incorporar la relación con los operadores eléctricos sino

Proyectos Potenciales: de la demanda y aprovechamiento masivo de recursos

sas

2) o de isla. aparición de

e

.1.6. CONEXIONES A LOS SISTEMAS DE CONTROL, INTEGRACION DE

e pretende explorar el valor añadido de relacionar los sistemas de control

royectos Potenciales: ación de la operación con los sistemas de clientes y medida:

e calidad de servicio, respuesta ante

distribuidos pueden proporcionar a la operación y sostenibilidad del sistema eléctrico y facilitar su incorporación al mismo.

Estudiar las posibilidades reales de lasu vez un porfolio de nuevos servicios que estos recursos distribuidos pueden y deben proporcionar.

Será importanttambién con el Mercado.

1) Gestiónenergéticos distribuidos: controlar el equilibrio entre demanda ygeneración en tiempo real con la aplicación intensiva de las divertecnologías de información y comunicación. Microrredes: donde se permite operar en mod

3) Desarrollo de nuevos servicios energéticos: investigar lanuevos servicios energéticos, su regulación y gestión.

4) Agregación de Recursos Energéticos Distribuidos: para simplificar lasinterfases entre agentes y proporcionar economías de escala.

5) Integración de sistemas de almacenamiento energético: caso particular drecurso energético distribuido poco maduro.

7APLICACIONES

S(tradicionalmente aislados) con otros sistemas corporativos: clientes, mantenimiento, inventario, etc… Potenciar la utilización de un único modelo de red para todos los ámbitos de la empresa eléctrica, y utilizado también por operación para gestionar correctamente todos los trabajos y averías.

P1) Coordin

información al cliente, control dquejas, acceso a históricos de calidad, ayuda en el control del fraude, mejora de pérdidas etc…

82


2) Incorporación de la Operación al modelo único de red para toda la

s de

) Coordinación con el inventario de protecciones, y análisis de incidentes:

) Manejo e interoperabilidad de grandes bases de datos: facilitar el manejo

7.2. PLANIFICACIÓN Y DISEÑO DE RED

lgunos de los grandes retos que se vislumbran para poder mantener las prestaciones de

ciones nuevas, sobre todo líneas aéreas

os

no de los temas de mayor relevancia en las redes eléctricas del futuro es la dificultad

tro de los temas de gran relevancia es el gran desarrollo de la generación distribuida,

umo y por tanto poca infraestructura de

l caso de fuente primaria de energía renovable, es una generación fluctuante

empresa: funcionalidad geográfica y de inventario a la operación y simplificacion del mantenimiento de la cartografía de red y las basedatos de los sistemas de control.

3para facilitar el análisis de incidentes y coordinación de protecciones por un lado, y mejorar el conocimiento del operador en situaciones de emergencia

4de gran cantidad de información

Ala red eléctrica actual a partir del año 2025 son:

la dificultad para construir instala

la incertidumbre de la ubicación de la nueva generación

la integración de gran cantidad de generación distribuida

los condicionantes medioambientales cada vez más estrict

Upara construir nuevas infraestructuras, especialmente líneas aéreas. Ello hará necesario mejorar el aprovechamiento de las infraestructuras existentes recurriendo a mejorar y ampliar la capacidad de las mismas en lugar de construir nuevas.

Oque aunque para algunos aspectos puede representar una ayuda para el sistema para otros supone un reto. Entre las dificultades que incluye el gran desarrollo de la generación distribuida se encuentran las siguientes:

es una generación no gestionable

se ubica en lugares con poco consred

en e

83


hay que adaptar las protecciones

ara hacer frente a los aspectos mencionados, ante la dificultad de seguir desarrollando red como hasta ahora y la necesidad de tener una red “flexible”, se apuntan algunas

conductores especiales y repotenciación de las infraestructuras existentes.

s flujos de potencia y las tensiones en las redes de transporte y

•

• ever los lugares de futura instalación de ucción y de la

• .

limitaciones técnicas).

iadas al punto de conexión (aplicable a la generación y/o a la

A la vi servan una serie de carencias que la investigación debería yudar a resolver con distinto nivel de urgencia.

tamente abordables en la actualidad:

2) Incertidumbre en la planificación de la red

Plaposibles soluciones:

• Utilización de

• La utilización de FACTS, y otros dispositivos con electrónica de potencia, para controlar lodistribución, así como para acondicionar la calidad de onda o limitar las corrientes de cortocircuito allá donde sea necesario.

Utilización de líneas de alta capacidad (superconductividad, GIL, …).

Crear herramientas que permitan prgeneración. Crear herramientas que ayuden a la predicción de la proddemanda, teniendo en cuenta las instalaciones renovables y la gestión de la demanda, entre otros.

Instalar medios de almacenaje de energía conectados a la red, con distintos tiempos de respuesta

• Desarrollar la regulación que permita que la generación distribuida sea gestionable (dentro de sus

• Planificar las redes de distribución con unas prestaciones cercanas a las de las redes de transporte.

• Desarrollar mecanismos de mercado nuevos que penalicen/bonifiquen según las pérdidas asocdemanda). Esto se puede realizar, por ejemplo, mediante la aplicación de restricciones locales o repercutiendo costes de transporte y distribución específicos de cada localización.

sta de los retos se oba

Se han identificado como líneas de investigación a corto y medio plazo aquellas que cubren necesidades más urgentes y que son direc

1) Desarrollo alternativo de la red

3) Equipos eléctricos

84

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 Se han identificado con proyectos a medio y largo plazo aquellas líneas de

4) Alternativas de desarrollo de la red de distribución del futuro

.2.1. DESARROLLO ALTERNATIVO DE LA RED

n los últimos años ha crecido el rechazo a las nuevas infraestructuras de red y con él

ica y económicamente, distintas alternativas para aumentar las

royectos Potenciales:

diseños de líneas y subestaciones con menor impacto socio-ento de tensión, cambio en el diseño de las líneas,

2) de alta temperatura y otros conductores especiales:

conductores especiales de alta capacidad de transporte realizando una

3) capacidad de transporte.

ipos y estructura de redes de

investigación que suponen cambios más importantes sobre el modelo de desarrollo de red actualmente vigente y que por tanto necesitan mayor tiempo de maduración:

5) Alternativas de desarrollo de la red de transporte del futuro

7

Elos plazos de tramitación (y por tanto los de puesta en servicio) se han alargado y en algunos casos no se consiguen construir las líneas necesarias. Sin embargo, el continuocrecimiento de la demanda y las nuevas instalaciones de generación hacen necesaria la ampliación de las redes.

Es necesario evaluar, técnprestaciones de las redes existentes minimizando el aumento del área de terreno ocupado.

P

1) Nuevosambiental: aumutilización de FACTS,…desarrollo de un algoritmo y herramienta informática.

Conductores

demostración. Utilización de FACTS: permiten el control de los flujos de potencia e incrementan su

4) Modelado de nuevos componentes y estructuras de redes: generar modelos que representen a los nuevos equlos proximos años.

85

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 7.2.2. INCERTIDUMBRE EN LA PLANIFICACION DE LA RED

La incertidumbre en la ubicación de las nuevas centrales de generación, en el crecimiento de la demanda y en la puesta en servicio de las infraestructuras de red supone un reto en la planificación de las redes eléctricas. En la actualidad la instalación de nuevas centrales de generación obedece a la libre voluntad de los promotores, sujetos a los requerimientos técnicos. Esto unido al plazo relativamente corto necesario para la construcción de dichas instalaciones hace que exista una gran incertidumbre acerca de que infraestructuras de red son necesarias a medio y largo plazo. Es necesario reducir ésta incertidumbre para evitar un desarrollo, y utilización, de la red no eficiente.

Proyectos Potenciales:

1) Herramientas para la estimación de la ubicación de generación: realizar un algoritmo que permita estimar las ubicaciones y características de generación futura con sus particularidades.

2) Equipos de almacenamiento para favorecer la integración de renovables: evaluar técnica y económicamente el almacenamiento de energía como método para maximizar la integración de generación renovable.

3) Modelos de planificación y desarrollo de redes con elevada incertidumbre: que ayuden a los planificadores a realizar las estimaciones ante todo tipo de incertidumbres.

7.2.3. EQUIPOS ELECTRICOS El crecimiento del sistema eléctrico y los condicionantes socio-ambientales, cada vez más estrictos, requieren equipos con mayores prestaciones. En algunas ocasiones no es viable la sustitución masiva de equipos y resulta necesario diseñar nuevas topologías o incorporar equipos especiales.

Proyectos Potenciales: 1) Limitador dinámico de corriente de cortocircuito: demostrar si el

funcionamiento de los limitadores dinámicos de corriente de cortocircuito es adecuado para solucionar el problema y que configuraciones son las óptimas. Equipos para acondicionar la calid2) ad de onda: dispositivos basados en la electrónica de potencia diseñados adecuadamente permiten la mitigación de estas perturbaciones. Para su desarrollo se deben identificar las

86


topologías necesarias para cada nivel de tensión y aplicación y las técnicas de control más eficaces.

3) Desarrollo de elementos auxiliares de sistemas superconductores :

desarrollo de los elementos auxiliares necesarios para utilizar la superconductividad en la creación de líneas eléctricas .

7.2.4. ALTERNATIVAS DE DESARROLLO DE LA RED ELECTRICA DEL FUTURO

En el futuro las redes eléctricas se enfrentarán a la problemática de la existencia de una gran cantidad de generación distribuida. Ante ésta situación futura se deberán preparar las redes del futuro para que puedan dar tanto una respuesta integrada al problema de la seguridad, como una respuesta seccionalizada de tal forma que un problema en una parte de la red no comprometa otras que puedan llegar incluso a funcionar con casi total normalidad. El objetivo de ésta línea de investigación es evaluar diseños de red que permitan a las redes de distribución y de transporte cumplir el papel que les va a tocar en un futuro. Con objeto de evaluar el comportamiento de las redes de distribución con una mayor integración de generación distribuida será especialmente importante evaluar flujos más parecidos a los de una red mallada frente a los tradicionales flujos de redes radiales en las que sólo existe demanda.

Proyectos Potenciales: 1) Microrredes: la red eléctrica puede diseñarse para reaccionar ante

determinadas contingencias mediante una segmentación de la misma, perfectamente planificada y estudiada, que minimice la posibilidad de propagación de incidentes.

2) Agregación de generación distribuida: el agregador se constituye en un

agente que, agrupa elementos individuales hasta alcanzar un tamaño crítico en términos de potencia, los coordina y representa, y finalmente es responsable de los compromisos adquiridos con respectivos operadores de la red eléctrica en su ámbito de actuación.

3) Utilización de dispositivos de electrónica de potencia: re-

direccionamiento de flujos, tanto en régimen permanente con durante contingencia, y la calidad de onda. Protecciones basadas en interruptore4) tecnologías de conmutación y su conexión a los niveles de media y alta tensión con un tamaño y coste asociado reducido es uno de los retos mas importantes.

s estáticos: la selección de las

87


7.2.5. ESTRATEGIAS ALTERNATIVAS DE DESARROLLO DE LA RED DEL

on el objeto de poder cubrir los crecimientos de demanda, en los últimos años se han

ir

gos,

e estos proyectos será muy influyente el tipo y distribución de las

Proyectos Potenciales: te continua: en un escenario en el que convivan instalaciones de

)

.3. MEDIDA l 2025 se encontrará probablemente frente a una red mucho más

FUTURO Cplanificado, y construido, instalaciones similares a las ya existentes. Ha habido una tendencia a que las instalaciones tengan mayor capacidad de transporte, pero la tecnología y los niveles de tensión de transporte se mantienen. La cuestión es si seguampliando la red de la misma forma en el futuro será suficiente, o llegará un momento en el que haya que realizar un cambio conceptual en el diseño de la red de transporte.

l objetivo de ésta línea de investigación es evaluar estrategias alternativas de desarrollo Ede la red ante crecimientos muy grandes de la demanda, es decir, en un horizonte de largo plazo. Se evaluaran alternativas tecnológicas capaces de suministrar la demanda cuando su valor sea del orden del doble de la actual, teniendo en cuenta tanto los beneficios conseguidos como las desventajas que acarrean, incluyendo entre otros: costes incurridos, costes evitados, vigencia estimada, aumento o disminución de riesetc. Entre las actuaciones que se evaluaran se incluyen: creación de redes con tensiones superiores a las existentes, utilización de instalaciones en corriente continua, utilización de FACTS, etc.

n el resultado dEinstalaciones de generación que se adopte en los escenarios de estudio.

1) Corriencorriente continua con equipos de electrónica de potencia y con otros equipos de control es necesario estudiar la interacción entre todos ellos.

Extra Alta Tensión: una de las posibles soluciones para aumentar el 2aprovechamiento de las trazas existentes es aumentar la tensión de las instalaciones. En este sentido puede ser necesario plantear a futuro grandes ejes en muy alta tensión.

7El consumidor dediversificada en servicios, con diversos agentes implicados y en la que desempeñará un doble papel: el de consumidor y el de generador. En la red del futuro se pretende una optimización local de los recursos, habilitada por un control descentralizado de la red. En este sentido la operación de la red tendrá una

88

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 componente local que tendrá que hacer frente a criterios de calidad de servicio exigentes. Adicionalmente el cliente tendrá una oferta de servicios energéticos diferentes a los eléctricos, como suministro de vapor, agua caliente, agua fría, etc., por lo que la red eléctrica se integrará en una red energética en la que coexistirán los diversos servicios y permitirá una optimización entre ellos. Se desarrollaría por tanto un mercado energético abierto y liberalizado, donde los consumidores puedan comprar y poner en venta su energía, con una operación descentralizada en la que se dispondrá de información en tiempo real tanto de la generación como de la demanda y se podrán implementar estrategias y técnicas de gestión de la demanda de modo que: se mantenga la fiabilidad/disponibilidad de la red en todo momento, se optimicen los costes del aprovisionamiento y se cree un mercado de precios de modo que se pueda escoger cuándo, cuánto y cómo consumir en función de los precios vigentes. Para permitir una operación de la red y la gestión activa de la demanda en tiempo real será necesario el despliegue de una red de comunicaciones entre el operador de la red y los propios clientes. Este hecho, ligado a la creación del control distribuido de la red, acelerará la evolución de la medida realizada localmente en un gran porcentaje de los casos hacia una telemedida, en la que se monitorizarán diferentes parámetros (potencias generadas/consumidas, tensión, frecuencia y otros parámetros de calidad) de las diferentes fuentes de energía y puntos de consumo. Esta información alimentará el sistema que, junto con otra información, optimizará el intercambio de energía tanto a nivel local como a nivel global. La Gestión de la Demanda actual consiste por un lado en un sistema de interrumpibilidad que se emplea cuando la demanda prevista supera la generación disponible y por otro en un modelo de discriminaciones horarias que bonifican el consumo de energía en los periodos valle y la penalizan en los periodos pico. La Gestión de la Demanda futura será una gestión dinámica en tiempo real que optimice tanto la producción/generación globalmente como de forma local. El consumidor/productor recibirá un input en tiempo real (input que podrá ser el precio de la energía) en función del cual pueda cambiar su estado de consumo/producción. Las ventajas de este sistema son:

Se mejora la Fiabilidad de la red por el aumento de flexibilidad en la oferta/demanda, lo que ayuda a la gestión de la red (reducción de picos de consumo, mejora de la respuesta ante incidentes en la red, etc.)

Incremento de la calidad y cantidad de energía suministrada. La gestión activa permitirá un mejor aprovechamiento de las instalaciones por lo que se podrá transportar más energía y con mayor calidad.

Reducción de costes derivados de la implantación de la GD en la generación, transporte y distribución, permitiendo una reducción de precios de la electricidad.

Mercados más eficientes, derivados del mejor uso que hacen los consumidores de su energía.

Minimización del Riesgo, derivado del mercado dinámico de precios y de que la potencia disponible en la red sea segura, fiable y accesible.

Mejora medioambiental, por la sustitución de generadores tradicionalmente contaminantes por otros de origen renovable, menos contaminantes, etc.

89


Menores pérdidas en distribución debido a un mejor aprovechamiento de la generación distribuida.

La Gestión de la Demanda va íntimamente ligada a la Eficiencia Energética, mientras la primera busca la mejor forma de consumo eléctrico, la segunda persigue reducir el consumo eléctrico (kWh). Este tema incide directamente en el desarrollo sostenible de los recursos energéticos, tan necesario en España donde la intensidad energética primaria está por encima de la media europea (UE 25). Así, las oportunidades en este sentido son las que siguen:

Con los nuevos servicios se evitan transformaciones innecesarias y costosas de energía.

Integrando los flujos energéticos distribuidos y conociendo su evolución y capacidad se pretende que éstos operen en su óptimo de eficiencia energética igualando Consumo vs. Generación.

La medida precisa y a tiempo ayuda a evitar problemas de mantenimiento y comportamientos ineficientes y por tanto consumos innecesarios.

Barreras y conflictos actuales : Carencia de protocolos de comunicación estándar y abiertos que garanticen la

interoperabilidad entre equipos de diferentes fabricantes Limitaciones en la capacidad de las comunicaciones Falta de adecuación de equipos de clientes para la gestión energética Gran inversión necesaria para el despliegue masivo de la tecnología de medida y comunicaciones con el 100% de los clientes

Percepción del ahorro por parte del cliente. Es fundamental la concienciación social necesaria para la gestión de la demanda

Desarrollo del control distribuido Conflictos de intereses entre los agentes implicados

7.4. RESPUESTA DE LA DEMANDA

La presente línea de actuación implica un concepto innovador de gestión de energía a nivel de usuario, haciendo que participe activamente en el nuevo mercado energético.

El escenario actual sería el que sigue: mientras los precios de la electricidad fluctúan continuamente, los consumidores finales generalmente no ven estos cambios de precio. Sin señales claras de variación de precio los clientes no tienen el incentivo necesario para reducir su consumo durante los períodos menos frecuentes en los que los precios son bajos.

La respuesta activa de la demanda, que permita que la carga sea sensible a la variación de precios, es esencial para asegurar la interacción eficiente de suministro-demanda. Permite aliviar las restricciones de la generación y distribución, reducir la severidad de

90

UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 los picos de precio (y penalizaciones) y lleva a reducir los precios de la electricidad de manera global. La respuesta de la demanda tiene que estar por tanto basada en los diferentes mercados y sectores, ser rentable y ha de promover eficientemente un mercado de precios económicos.

Es por este motivo que esta línea de actuación pretende conocer a fondo qué sectores y mercados productivos y consumidores son más susceptibles de actuar y responder ante la incentivación económica a tiempo real. Incentivo que, por otra parte, supone un grado de infraestructuras y conocimiento elevados que han de ser compensados por los beneficios que la Gestión de la Demanda reporta.

OBJETIVOS Adaptar bidireccionalmente la respuesta del cliente en el mercado en un modelo avanzado de electricidad y servicios en tiempo real.

Caracterizar la respuesta de la demanda por sector/uso, con el fin de crear los programas y planes de incentivos personalizados que fomenten la gestión de cargas.

Proyectos potenciales

Proyectos corto-medio plazo: 1) Estudios sobre la elasticidad de la demanda eléctrica por sectores / usos. 2) Aplicaciones de almacenamiento de energía en respuesta de la demanda 3) Diseño de programas de sensibilización social: formación, difusión de

resultados, ventajas de ciertos servicios, … 4) Integración entre operación y gestión de la demanda, algoritmos

necesarios para el establecimiento de incentivos/penalizaciones Implantación de estrategias de gestión de la demanda: manual, 5) semiautomática, automática

7.4.1. MODELOS DE NEGOCIO

El consumidor del 2025 se encontrará probablemente frente a una red mucho más

o

diversificada en servicios, con diversos agentes implicados y en la que desempeñará un doble papel: el de generador y el de consumidor. Así, el cliente tendrá una oferta de servicios energéticos desarrollados y coordinados por unos agentes. Es necesario por tanto prever el mercado futuro, tanto los agentes implicados como los modelos por los que se regirá tanto la compra como la venta de energía. Este mercado como ya se adelantaba será un mercado energético abierto y liberalizado, donde los consumidores puedan comprar y poner en venta su energía, con una operación descentralizada en la que se dispondrá de información en tiempo real tanto de la generación como de la demanda y se podrán implementar estrategias y técnicas de gestión de la demanda de modo que: se mantenga la fiabilidad/disponibilidad de la red en todo momento, se optimicen los costes del aprovisionamiento y se cree un mercado de precios de mod

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UNIVERSIDAD DE COMILLAS ICAI MARIA ALVAREZ RUBIAL MASTER SECTOR ELECTRICO 2007/2008 que se pueda escoger cuándo, cuánto y cómo consumir en función de los precios vigentes.

OBJETIVOS ción de nuevos modelos de negocio y viabilidad económica de nuevos

papel de los agentes regulados y liberalizados, y sus modelos

Proyectos potenciales io plazo:

evos agentes del mercado de electricidad y servicios

2) de tarifas e

3)

scalado,

Evaluaservicios

Identificareconómicos de regulación y negocio

Proyectos corto-med1) Definición de nu

añadidos que se creen según las necesidades futuras Modelos de negocio para sistemas interactivos: diseñoincentivos/penalizaciones, tanto de carácter fijo (corto plazo) comodinámico (medio-largo plazo) Modelos de negocio: retribución de agentes regulados, simulación de la competencia, interdependencia negocios gas y electricidad

4) Proyectos a medio-largo plazo: ción masiva (financiación, e5) Estudio de modelos de implanta

incentivos, …) 6) Definición de escenarios futuros y modelos globales de análisis coste-

beneficio

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universidad de comillas icai maria alvarez rubial …costes de conexión de régimen especial a...

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