EL VALOR DE LA FLEXIBILIDAD DE LOS CICLOS COMBINADOS DE GAS NATURAL La evolución del mix de generación de energía eléctrica en España durante los últimos diez años se ha caracterizado por el incremento de las energías renovables y de las centrales térmicas de ciclos combinados. Concretamente, en el año 2002 entraron en funcionamiento las seis primeras centrales de ciclo combinado en el sistema español, aportando en su conjunto 2.794 MW de nueva potencia al parque de generación eléctrica. En los años posteriores, en línea con el incremento de la demanda de energía eléctrica, fueron incorporándose nuevos ciclos combinados hasta alcanzar una potencia instalada de 23.066 MW a finales de 2009, tal y como se observa en el gráfico siguiente. Gráfico 1. Evolución de la potencia instalada de ciclos combinados (valores a 31 de diciembre) 25.000 20.955 21.667 2007 2008 23.066 20.000 MW 15.500 15.000 12.224 8.259 10.000 5.000 2.794 4.394 0 2002 2003 2004 2005 2006 2009 Fuente: Red Eléctrica de España (REE) La mayor flexibilidad de los ciclos combinados como tecnología de generación y las menores emisiones de gases de efecto invernadero producidas por este tipo de centrales, son dos elementos que permiten explicar que las empresas de generación optaran por este tipo de centrales como uno de los pilares del crecimiento del parque de generación eléctrica durante el ciclo inversor registrado en los últimos diez años. (Ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica) La expansión de los ciclos combinados ha supuesto a su vez, una creciente interrelación entre el sistema eléctrico y el sistema gasista. En concreto, el funcionamiento del sistema gasista está relacionado con las necesidades de suministrar combustible a las centrales de ciclo combinado, produciéndose una relación en ambos sectores en aspectos como la evolución de los precios, seguridad de suministro e incluso estructura empresarial. 1 CARACTERÍSTICAS DE LOS CICLOS COMBINADOS Los ciclos combinados son centrales de generación de energía eléctrica en las que la energía térmica del gas natural es transformada en electricidad mediante dos ciclos termodinámicos consecutivos: el correspondiente a una turbina de gas convencional y el correspondiente a una turbina de vapor. El elemento característico de esta tecnología es el uso que se realiza del calor generado en la combustión de la turbina de gas, que se lleva a una caldera convencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o varias turbinas de vapor, incrementando el rendimiento del proceso. A ambas turbinas, de gas y vapor, van acoplados generadores eléctricos. Este tipo de centrales tienen una alta eficiencia, ya que se obtienen rendimientos superiores al rendimiento de una central con un único ciclo y además ofrecen un funcionamiento flexible y fiable (muestran las tasas de fallo más bajas de todo el parque de generación). Atendiendo a cuestiones medioambientales, la utilización de esta tecnología ofrece un gran número de ventajas en comparación con el resto de tecnologías térmicas convencionales de producción eléctrica. Así, las emisiones de NOx y SO2 son insignificantes mientras que las emisiones de CO2 en relación a los kWh producidos son aproximadamente un tercio de las emisiones de una central convencional de carbón. EXPANSIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS Ante los compromisos internacionales de reducción de emisiones de CO2 adquiridos en el ámbito de la Unión Europea y en el ámbito del Protocolo de Kioto, el sector de generación eléctrica español ha realizado una apuesta clara por las energías renovables y por el gas (ciclos combinados) como vectores de crecimiento de la capacidad de generación eléctrica del sistema español. De esta forma, el mix energético nacional ha experimentado profundas variaciones en la última década, pasando del tradicional peso dominante del carbón y la energía nuclear al predominio del gas natural y las energías renovables, como se aprecia en el gráfico 2. 2 Gráfico 2. Evolución en términos de capacidad de la participación en el mix energético de las principales tecnologías. 100% 80% 60% 40% 20% 0% 24,7% 4,8% 2002 2003 Ciclo Combinado 2004 Régimen especial 2005 2006 Hidráulica 2007 Nuclear 2008 2009 Otra Térmica convencional Fuente: Red Eléctrica de España (REE) Gráfico 3. Evolución en términos de energía de la participación en el mix energético de las principales tecnologías 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2002 Ciclo Combinado 2003 2004 Régimen especial 2005 2006 Hidráulica 2007 Nuclear 2008 2009 Otra Térmica convencional Fuente: Red Eléctrica de España (REE) 3 Se observa además en el grafico 2 como el peso de los ciclos combinados en el mix energético se ha incrementado de manera extraordinaria desde el año 2002, situándose a 31 de diciembre de 2009 como la primera tecnología en términos de capacidad de generación instalada con un 24,7% del total, por delante de la energía eólica (incluida dentro del régimen especial) y la hidráulica. APORTACIÓN DE FLEXIBILIDAD AL SISTEMA ELÉCTRICO Como se ha comentado con anterioridad, en los últimos años se ha producido una incorporación masiva de energía procedente de fuentes renovables (principalmente eólica) a las redes, que tiene un grado elevado de variabilidad horaria y diaria. El incremento de las tasas de penetración de energías renovables que se caracterizan por su impredecibilidad y aleatoriedad (derivada de la aleatoriedad de las fuentes de energía primaria) supone la necesidad de que exista una capacidad de generación flexible y gestionable que puedan absorber las fluctuaciones de la generación de energía eléctrica a partir de fuentes rentables. (Ver Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico) Una de las características principales de la energía eólica y de otras energías renovables es su carácter de energías no gestionables1. En el caso de que todas las tecnologías del sistema fueran perfectamente modulables, es decir que pudieran adaptarse perfectamente su producción a las variaciones de la demanda, el sistema necesitaría relativamente poca flexibilidad en el corto plazo, ya que el riesgo para la adecuación de oferta y demanda estaría relacionado únicamente con la tasa de fallo no programado de las unidades de generación. En cambio, el creciente peso en el mix energético de estas energías renovables no gestionables supone que la seguridad del sistema dependa, cada vez en mayor medida, de la flexibilidad del sistema para hacer frente a la variabilidad observada en la producción de origen renovable (especialmente energía eólica), a su patrón de variación intradiaria 2 y a los desequilibrios geográficos que puede crear en el corto plazo en las tensiones de la red de transporte. Existen varios mecanismos disponibles que ofrecen flexibilidad para hacer frente al impacto de la generación eólica en el corto plazo, entre los que se encuentran las interconexiones3, algunos mecanismos regulados de gestión de la demanda como la interrumpibilidad 4 y la existencia de un 1 El Real Decreto 661/2007 define la generación no gestionable como “aquella cuya fuente primaria no es controlable ni almacenable y cuyas plantas de producción asociadas carecen de la posibilidad de realizar un control de la producción siguiendo instrucciones del operador del sistema sin incurrir en un vertido de energía primaria, o bien la firmeza de la previsión de producción futura no es suficiente para que pueda considerarse como programa”. 2 La generación eólica presenta perfiles intradiarios desfasados con el perfil de demanda horaria. En las horas en las que la demanda tiende a aumentar, la generación eólica tiende a disminuir, y viceversa. 3 Las interconexiones ofrecen un primer nivel de respuesta, reduciendo los requerimientos de regulación primaria, la que de manera instantánea y automática corrige los desequilibrios instantáneos que se producen entre la generación y el consumo y la posibilidad de intercambiar energía con otros sistemas eléctricos cuando se produzcan déficits o superávits de generación. 4 Los consumidores conectados en alta tensión tienen la opción de firmar contratos de interrumpibilidad de la demanda, mediante los que se comprometen a reducir su potencia cuando REE se lo requiera con el suficiente preaviso, a cambio de descuentos en la 4 parque de generación flexible, como las centrales de bombeo 5 y los ciclos combinados. En el caso de estos últimos, que utilizan gas natural como combustible, el grado de flexibilidad que pueden aportar al sistema está estrechamente ligado a la flexibilidad de las infraestructuras gasistas, máxime en un mercado como el español con una baja capacidad de almacenamiento de gas natural. El Operador del Sistema cuenta con un conjunto de mecanismos de carácter competitivo, denominados procesos de gestión técnica del sistema (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción), mediante los que asegura que el suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda. En general, se ha observado que la integración de la generación eólica en el sistema provoca incrementos del volumen de energía gestionado mediante estos mecanismos, sobre todo en lo referente a requerimientos de reserva. Dadas sus características físicas 6, los ciclos combinados han incrementado de manera significativa su aportación a estos procesos de regulación del sistema eléctrico, al sustituir a otras tecnologías, principalmente centrales de fuel y de carbón, que tradicionalmente participaban en los procesos de gestión técnica del sistema y que ofrecían peores condiciones para prestar estos servicios. Gráfico 4. Contribución de los ciclos combinados a la energía de la reserva de regulación 70% 60% 50% 40% 30% c 20% 10% ene-07 feb-07 mar-07 abr-07 may-07 jun-07 jul-07 ago-07 sep-07 oct-07 nov-07 dic-07 ene-08 feb-08 mar-08 abr-08 may-08 jun-08 jul-08 ago-08 sep-08 oct-08 nov-08 dic-08 ene-09 feb-09 mar-09 abr-09 may-09 jun-09 jul-09 ago-09 sep-09 oct-09 0% Energía a subir Energía a bajar Fuente: Red Eléctrica de España (REE) factura eléctrica. En la actualidad la potencia interrumpible total disponible en periodos de máxima demanda alcanza aproximadamente 2.163 MW. 5 Aportan flexibilidad intradiaria, al poder acoplarse casi de manera instantánea a la red. Además ofrece la posibilidad de aumentar su consumo eléctrico en las horas valle. 6 Son capaces de ofrecer variaciones de carga de un 10% por minuto (aproximadamente 40 MW por cada grupo de 400 MW) y tiempos de arranque en caliente y en frío de menos de dos horas. Además tienen las tasas de disponibilidad más elevadas de todas las tecnologías, con menos de un 5% de tasa de fallo no programada. 5 Como muestra el gráfico anterior, la contribución de los ciclos combinados a la energía de reserva de regulación en el sistema ha aumentado en los últimos años, pasando de situarse a principios del año en 2007 en niveles en torno al 20% a alcanzar valores superiores al 50% a partir de agosto de 2009 (la media hasta octubre de 2009 se sitúa en torno al 40%). Debido a que la correlación entre la demanda del sistema y la generación eólica es relativamente baja, los ciclos combinados contribuyen a la regulación del sistema a través de una doble modulación, por una parte de la demanda, adaptando su producción a las variaciones horarias previstas en la demanda y, por otro lado a la variabilidad inducida por la generación eólica. Tal y como se aprecia en el gráfico 5, la producción eólica y la producción de los ciclos combinados tiene una relación negativa, mayor producción eólica supone (manteniendo el resto de condiciones sin cambios) menor producción de los ciclos combinados. Gráfico 5. Correlación entre la variación diaria en la producción eólica y en la producción de ciclos combinados (2006-2009). Producción Eólica (MWh) 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 0 0 Producción CCGT (MWh) Fuente: Red Eléctrica de España (REE) y elaboración propia De hecho tal y como se observa en el gráfico 6, la correlación (diaria) existente entre los cambios en la generación eólica y las variaciones diarias de la producción de los ciclos combinados es en términos generales negativa, y de hecho, durante los últimos años se observa una tendencia claramente descendente (la correlación es cada vez más negativa, y mayor en términos absolutos), lo que indica que las variaciones en el corto plazo en la producción de los ciclos combinados siguen de forma cada vez más ajustada las variaciones en la producción eólica en el sistema. 6 Gráfico 6. Correlación entre la variación diaria de la producción eólica y de la producción de ciclos combinados 0,6 0,2 ene-10 oct-09 jul-09 abr-09 ene-09 oct-08 jul-08 abr-08 ene-08 oct-07 jul-07 abr-07 ene-07 oct-06 jul-06 -0,2 abr-06 0,0 ene-06 Coeficiente de correlación 0,4 -0,4 -0,6 Fuente: Red Eléctrica de España (REE) y elaboración propia Teniendo en cuenta las expectativas de expansión de la potencia eólica para los próximos años, la capacidad de los ciclos combinados de continuar ofreciendo flexibilidad al sistema eléctrico dependerá de la flexibilidad que pueda ofrecer el sistema gasista para gestionar estos activos de una forma adecuada, dada la realidad del sistema eléctrico. SITUACIÓN ACTUAL DE LOS CICLOS COMBINADOS En la actualidad el mercado de generación de electricidad en España se caracteriza por la caída de la demanda de energía eléctrica experimentada en el año 2009 (-4,6% respecto los niveles de 2008), por las previsiones de limitadas tasas de crecimiento durante el año 2010, así como por los elevados niveles de inversión en activos de generación llevados a cabo en los últimos años (23.000 MW de ciclos combinados y 18.000 MW de parques eólicos) y previstos para los próximos, esencialmente en energías renovables7. 7 El documento del MITyC “Planificación de los sectores de la Electricidad y Gas Natural 2008-2016” establecía la incorporación de hasta unos 30 GW de potencia eólica y 4,5 GW de potencia termosolar en 2016. Recientemente, con fecha 1 de marzo el Gobierno presentó el documento “Acuerdo político para la recuperación del crecimiento económico y la creación de empleo” donde, entre otros aspectos, establece su propuesta de mix energético para el año 2020, según la cual la potencia instalada de energías renovables alcanzará los 74.547 megavatios (MW) en 2020, de los cuales 40.000 MW serían de energía eólica. En cuanto a los ciclos combinados el Gobierno espera alcanzar los 28.500 MW instalados en 2020. 7 Estas circunstancias han provocado que se estén produciendo cambios significativos en el patrón de funcionamiento de los ciclos combinados que han visto reducido, de manera considerable, su factor de utilización (ver gráfico 7), en detrimento, fundamentalmente de las energías renovables. Gráfico 7. Evolución del factor de utilización mensual de los ciclos combinados 100% 25.000 90% 80% 20.000 70% 15.000 MW 60% 50% 40% 10.000 30% 20% 5.000 10% Factor de utilización (eje izqdo.) ene-10 jul-09 oct-09 abr-09 ene-09 oct-08 jul-08 abr-08 oct-07 ene-08 jul-07 abr-07 ene-07 jul-06 oct-06 abr-06 0 ene-06 0% Potencia instalada (eje dcho.) Fuente: Red Eléctrica de España (REE) y elaboración propia Como se muestra en el gráfico 6, la utilización de la potencia instalada de ciclos combinados refleja una tendencia descendente desde el inicio del año 2006, relacionada con el incremento de la potencia instalada en ciclos combinados y eólica (factores de utilización del 42,7% y el 48,6%% en los años 2007 y 2008, respectivamente). De hecho, la caída de la demanda de energía eléctrica debido a la crisis económica, junto a los altos niveles de producción de las energías renovables (eólica e hidráulica), provocados por el comportamiento de las condiciones meteorológicas (niveles elevados de precipitaciones y de viento durante el periodo invernal 2009-2010) así como el incremento de la capacidad de producción eólica instalada8, han provocado un descenso de la producción de los ciclos combinados en los últimos meses del año 2009 y primeros de 2010. De hecho, en el año 2009 el factor de utilización medio se situó en el 40,5%, en el primer trimestre de 2010 éste se ha situado en el 30,4%. De cara a futuro, según previsiones del Gobierno la utilización de los ciclos combinados pueden estar en entorno del 20% ó 1.700 horas anuales lo que pone en duda la capacidad de estas instalaciones para recuperar sus inversiones exclusivamente a través del precio del mercado o, incluso, poder garantizar su disponibilidad para asegurar un correcto funcionamiento del sistema eléctrico. De esta manera, 8 Estas circunstancias han originado la aparición de un gran número de horas con precios de 0 €/MWh en el mercado diario (sobre todo en las horas valle). 8 estas instalaciones deberían poder poner en valor el servicio de flexibilidad y firmeza que aportan para complementar a la producción renovable no gestionable. 9