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Monográfico
Las renovables en el mercado de la electricidad: perspectivas de futuro José Salmerón Wind to Market, SA
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Introducción Parece que cuando encendemos el interruptor de la luz en una habitación y ésta se ilumina alguien hu biese estado preparado para ponerse a generar en ese momento la electricidad necesaria para alumbrar la estancia; o que la energía hubiera estado almacenada en un depósito, lista para ser usada en el momento necesario. Sin embargo, el sistema eléctrico, por la naturaleza física de la energía que genera, transporta y consume, no puede, todavía, almacenar energía instantánea ni responder de forma individual a los movimientos de la demanda particular. Además, la naturaleza física de la electricidad, como es sabido, necesita que la producción y el consumo de electrici dad sean iguales en cada instante. Esto se consigue porque los millones de interruptores de la luz que hay en los hogares mantienen una media de consu mo predecible, con un pequeño error. Este error lo corrige, en tiempo real, el operador del sistema espa
ñol, primero utilizando la capacidad de interconexión con el sistema eléctrico francés, que por su tamaño e inercia es capaz de proveernos de regulación instan tánea –primaria– para igualar de forma inmediata la generación al consumo; segundo haciendo que las instalaciones de generación designadas cambien sus niveles de producción de forma casi inmediata –regu lación secundaria–, y tercero llamando a variar sus niveles de generación al resto de centrales cuando el error se mantiene en el tiempo –regulación terciaria y gestión de desvíos. En sus inicios, la generación renovable en España comenzó a funcionar con la misma indiferencia que un consumidor: sin preocuparse por cuándo y cuánto generaba. En el estado inicial de desarrollo de la ener gía renovable en nuestro país, finales de los noventa y principios de la siguiente década, con unos cientos de megavatios instalados, el sistema era capaz de tra tarla como un consumidor más utilizando la regula ción del sistema para mantener el equilibrio constan te de la frecuencia. Se instalaban los megavatios, se producía cuando soplaba el viento, corría el agua o
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brillaba el sol y al final de mes se pasaba una factura a la compañía distribuidora, multiplicando los kilova tios hora producidos por la tarifa correspondiente. Mientras tanto, desde el año 1998 se había implan tado un mercado mayorista de electricidad en el que cada día del año se compraba y se vendía –y todavía se hace– la electricidad para cada hora del día siguiente. A estos compromisos de consumo y de generación para cada hora del día siguiente, que surgían de la ca sación del mercado mayorista, se asoció una penali zación económica. Si no se cumple lo previsto, al ki lovatio hora, se paga esta penalización: el coste de los desvíos. 2
La incorporación de la generación renovable al mercado de electricidad El sistema eléctrico español quiso apostar por las energías renovables, aumentando de forma significa tiva la potencia instalada para mejorar el autoabaste cimiento, disminuir la contaminación ambiental y fomentar el desarrollo industrial. Para hacerlo era necesario que la generación renovable se integrase en el mercado mayorista, con el mismo nivel de exigen cia y de oportunidades que otros productores. Una potencia instalada relevante para conseguir los obje tivos antes expuestos debía contar con una previsión de producción horaria en el mercado y una penaliza ción de desvíos asociada que incentivase una gestión de la energía lo más cercana al tiempo real que per mitiese el mercado. La regulación establecida en el Real decreto 436/2004, de 12 de marzo, incentivó de manera correcta la participación de las instalaciones eólicas en el mercado de producción, permitiendo que la gestión de las ventas de su energía se agrupara en lo que entonces se llamó agentes vendedores. Es tos agentes, ahora llamados representantes, podían constituir carteras que permitían la gestión del desvío de manera agregada. La gestión de las ventas en el mercado de electrici dad se debe hacer en el mercado diario, que casa la
generación y el consumo cada día para cada hora del día siguiente a las diez de la mañana, y en los seis mercados intradiarios, durante los cuales se puede ajustar la previsión de las horas restantes del día a partir de la cuarta hora después del cierre de la sesión. La minimización del desvío exigía, desde el principio, la gestión de ofertas durante las 24 horas del día. Cuando se gestiona una instalación de régimen ordinario –por ejemplo, una planta termoeléctrica– el nivel de la generación en cada hora, suponiendo que la planta no tenga ningún fallo técnico, lo marca el precio que el mercado haya estado dispuesto a pagar. Si el precio de mercado cubre nuestros costes estare mos dispuestos a generar lo máximo que absorba la demanda. La regulación técnica de la central nos per mitirá posteriormente ajustar la generación horaria a la energía comprometida en el mercado, haciendo que la diferencia entre lo que hayamos vendido y la gene ración real, el desvío, sea muy pequeña o nula. Adicionalmente la generación ordinaria se agrupa en zonas de regulación, que integran todas o casi todas las plantas de generación de una compañía eléctrica. Esta zona de regulación, además de proveer servicio de regulación secundaria al operador del sistema eléc trico, controla la generación de todas sus instalaciones, autorregulando internamente las diferencias entre la energía vendida en el mercado y el nivel de generación en tiempo real, de modo que el desvío del conjunto sea mínimo. El nombre de zonas de regulación puede ha cer pensar que se trata de regiones geográficas delimi tadas. Tuvieron su origen en las zonas de distribución y generación eléctricas de empresas, que correspondían a zonas geográficas concretas. Hoy en día las empresas eléctricas no limitan la instalación de plantas de gene ración a su área de distribución eléctrica, sino que eligen el lugar más adecuado. Las zonas de regulación comprenden plantas distribuidas por todo el territorio peninsular que pertenecen a una misma compañía eléctrica, que funcionan como un perímetro de equi librio de desvío y como proveedores de reserva de re gulación al sistema, seguidas de forma centralizada por la empresa propietaria, que a su vez envía infor mación en tiempo real al operado del sistema.
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Gráfico 1
Desvío programa de generación eólica Desvíos netos horarios de RE eólico (% sobre programa). Año 2009 300% 250% Desvío en valor absoluto %
En una instalación de energía renovable –por ejem plo, un parque eólico– el coste variable es práctica mente nulo, por lo que la generación solamente la determina la disponibilidad del recurso renovable en cada hora, con independencia del precio del mercado. Un parque no deja de funcionar a su máxima capaci dad porque haya errado su previsión de generación, y vendiendo poca energía en el mercado. Si en tiempo real el viento sopla y puede generar más que lo pre visto lo hará porque, a pesar de la penalización por desvío, el ingreso será mayor que su coste variable. El objetivo no es regular el nivel de generación para adap tarse a lo programado inicialmente, sino generar el máximo posible en cada hora, minimizando el error entre lo vendido y lo finalmente producido mediante una buena predicción de generación. Cuando en Wind to Market se mantuvieron las pri meras conversaciones con productores eólicos para empezar a gestionar la venta de su energía en el mer cado, algunos nos miraban como si contáramos his torias de ciencia ficción. Planteamos la posibilidad de realizar una predicción eólica horaria para las vein ticuatro horas del día siguiente, antes de las diez de la mañana que es cuando cierra el mercado diario; la posibilidad de tener varias actualizaciones de las pre dicciones durante el día, para poder ajustar las previ siones en los mercado intradiarios; y para dar segu ridad a nuestros clientes les aseguramos un desvío máximo en relación con su producción. Nosotros y nuestros clientes nos embarcamos en la aventura de gestionar la venta horaria de la electricidad eólica en el mercado con mucho análisis y trabajo previo, pero sin ninguna certeza. Finalmente, la realidad superó las expectativas y la gestión de las ventas de la energía renovable en el mercado contó desde el principio con una predicción de la generación horaria suficiente, combinando mo delos meteorológicos y estadísticos que mejoraban la predicción según se acercaban al momento de la ge neración. Las predicciones de producción eólica se actualizan entre cuatro y seis veces al día, permitiendo una gestión de las nuevas previsiones en los seis mer cados intradiarios que gestiona el operador del mer
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Valor medio 16,39% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Frecuencia %
Fuente: REE.
cado. Los modelos de predicción utilizados se ajustan a la realidad del comportamiento de los parques eóli cos frente a las condiciones meteorológicas de mane ra periódica, con el fin de mejorar el error de las pre visiones. Frente al desvío en una cartera, el error medio de la predicción individual de un parque eólico puede situarse en un 35%-40% de energía desviada sobre la producción total de la instalación. La disper sión en torno a esa media es muy alta, e influye mucho la situación geográfica y la configuración del parque. El efecto estadístico de compensación de errores de predicción entre las instalaciones que componen una cartera proporcionó unos cuantiosos ahorros del cos te de los desvíos, que para un portafolio como el de Wind to Market se colocan actualmente entre el 50% y el 70% de ahorro. Este efecto estadístico de compen sación en una cartera de plantas de generación se produce porque, en la mayoría de las horas, por erro res de predicción o por problemas técnicos, hay unas instalaciones que producen más que la previsión en viada al mercado y otras menos, por lo que el error total es menor que la suma de los errores individuales. La gestión 24 × 7 de las predicciones renovables en el mercado eléctrico, junto con el “efecto cartera” men cionado, ha permitido que la generación eólica se co
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loque en una media por debajo del 20% de error sobre la producción de los parques. El Real decreto 661/2007, de 25 de mayo, que re gula en la actualidad la actividad de generación de electricidad en régimen especial, avanzó en la incor poración de ésta al mercado de producción. Si en el real decreto anterior solamente podían vender al mer cado las instalaciones que hubieran podido elegir tal posibilidad, completando el ingreso de mercado con una prima, en el nuevo real decreto todas las instala ciones de régimen especial tienen la obligación de vender su producción en el mercado mayorista, inclui das aquellas que tengan una tarifa fija como retribu ción, independiente del precio del mercado. Dentro de éstas últimas se incluyen las miles de plantas foto voltaicas que se han puesto en marcha en los últimos años. Hasta hace poco, la programación de la producción de un parque eólico se realizaba integrando la infor mación que proporcionaba el modelo de predicción, estimado sobre la capacidad instalada del parque, con la disponibilidad de la instalación comunicada por el productor. Esta última se refiere a la capacidad real del parque de generar electricidad, descontando a la po tencia instalada la capacidad que no pueda generar porque existan aerogeneradores averiados o en proce so de reparación o mantenimiento, porque una gran velocidad prevista de viento pueda desconectar algunos aerogeneradores por motivos de seguridad o porque haya habido un disparo en la línea de evacuación de la electricidad y el parque no pueda exportar la energía que produzca. En muchas ocasiones la disponibilidad de los parques no se comunicaba al gestor de las ofer tas (el front office), o se hacía tarde, por lo que al error de la predicción había que sumar el provocado por enviar una programación al mercado que tenía en cuenta una capacidad superior a la que la instalación tendría en el momento de la generación. Normalmente, a este problema había que añadir que los departamentos de front office disponían sólo de la información de la producción horaria de los par ques de forma esporádica, cuando, una o dos veces al día, se descargaban la medida de generación de los
parques. Esta información raramente era útil para mejorar el error de las programaciones que se enviasen al mercado. Cuando la indisponibilidad del parque es debida al fuerte viento y ésta no se comunica al front office, puede darse el caso que gran parte de las insta laciones eólicas del sistema se encuentren en una si tuación similar –una alta generación vendida en el mercado y una baja generación real– y que, como consecuencia, el coste del desvío sea muy alto, por la cantidad de energía regulación que el operador del sistema tiene que utilizar para poder mantener iguales el consumo y la generación y evitar movimientos en la frecuencia del sistema. El efecto cartera es una función asintótica en el que, llegado a un desvío medio alrededor de un 15% de la producción, la incorporación de nuevos parques no mejora la compensación estadística del error de los parques. Para reducir el desvío y mejorar la gestión, además de aumentar la cartera, es necesario mejorar la información sobre el estado y la producción de los par ques para formar las ofertas en el mercado. La solución tiene dos vías complementarias: una es involucrar más a los operadores de los parques para que informen todos los días sobre el estado de las instalaciones y sobre la disponibilidad prevista, actualizando la infor mación en cuanto se produzca una novedad; la segun da es alimentar los modelos de predicción eólica con datos de producción de los parques varias veces al día para que mejoren la previsión a corto plazo, entre 4 y 10 horas, antes de cada mercado intradiario. 3
La evolución necesaria de la gestión de la energía renovable en el mercado La mejora de la gestión de las ventas de la energía re novable en el mercado mayorista pasa por la mejora de la información sobre la disponibilidad de los par ques. Esto requiere un doble trabajo: trabajo de la operación y mantenimiento de los parques, que nor malmente es quien dispone de la información del estado de las instalaciones, y trabajo de la gestión de
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ofertas. Es necesario mantener una comunicación permanente entre una y otra para que la formación de la oferta contenga la mejor información posible sobre el estado de la instalación y su capacidad de generación en las siguientes 12-24 horas. No sólo es necesario tener en el front office información en tiem po real de lo que esté sucediendo en la instalación, sino también conocer los planes de reparación y mantenimiento del parque y de la red de evacuación, familiarizarse con el funcionamiento del parque en las diferentes condiciones meteorológicas y conocer las posibles consignas que el operador del sistema pueda enviar al parque para limitar su producción por motivos de seguridad del sistema. La segunda vía en la que se debe trabajar es la in tegración de la información sobre la generación del parque en las últimas horas en los modelos de predic ción. Se ha comprobado que la información sobre cuánto ha sido capaz de generar una instalación en las últimas 12-24 horas es relevante para mejorar la predicción a muy corto plazo, entre 4 y 10 horas. El reto es poder alimentar los modelos con esa informa ción, que hasta hace poco sólo estaba almacenada en los registradores del equipo de medida del parque y que había que descargar mediante una llamada al módem del equipo, cuya comunicación móvil no siem
pre funciona correctamente. Hoy en día, los centros de control son responsables de obtener y enviar la información instantánea de potencia activa de las ins talaciones al operador del sistema. Son, por lo tanto, los que pueden y deben proveer de esa información a los modelos de predicción con el fin de mejorar el error de muy corto plazo en la programación de las instala ciones eólicas en el mercado. Recientemente, el Ministerio de Industria ha apro bado el prerregistro de unos 6.400 MW de generación eólica y 2.300 MW de energía solar termoeléctrica, que entrarán en operación antes de tres años. Con ello, la potencia eólica instalada alcanzará unos 24.000 MW instalados y el total de la energía renovable en el sistema será de unos 33.000 MW. Los límites de po tencia instalada, que se pensaban como tope gestio nable por el sistema eléctrico, se han ido superando año tras año y es muy posible que la potencia instala da renovable siga aumentando más allá del 2013 has ta alcanzar unos 40.000 MW. Es necesario integrar cada vez más la realidad física y técnica de las instala ciones en cada momento con la venta de la energía en el mercado si queremos mejorar el resultado econó mico de las plantas de generación de energía renova ble y posibilitar su integración en el sistema eléctrico español.
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