el valor de la flexibilidad de los ciclos

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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
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