ANÁLISIS DEL IMPACTO DE UNA GRAN PENETRACIÓN DE

ANÁLISIS DEL IMPACTO DE UNA GRAN PENETRACIÓN DE
GENERACIÓN SOLAR EN EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL.
Autor: Juan Astray, Fernando de.
Directores: Batlle López, Carlos.
Rodilla Rodríguez, Pablo.
Veiga Santiago, Andrea.
Entidad Colaboradora: IIT – Instituto de Investigación Tecnológica.
RESUMEN DEL PROYECTO
INTRODUCCIÓN
Actualmente en los sistemas eléctricos, se presta especial atención en dar soluciones con
bajas emisiones que mantengan una razonable seguridad del suministro. Dentro de las
diferentes fuentes de energía renovables, las fuentes intermitentes y menos predecibles
son las que se espera que alcancen niveles mayores de penetración en las próximas
décadas. De hecho, una penetración a gran escala de estas energías (fundamentalmente
eólica y solar) está ocurriendo en varios sistemas por todo el mundo, por ejemplo
Dinamarca, España, Alemania o el estado de Texas. En las próximas dos décadas se
espera un notable crecimiento de la tecnología solar y eólica que servirá para cubrir la
futura demanda eléctrica, véase European Comission (2011).
A pesar de los beneficios en la reducción de emisiones de CO2, una elevada penetración
de generación renovable (y más concretamente energías intermitentes como la solar o
eólica) tienen serios impactos en el sistema eléctrico. Varios informes han analizado en
detalle estos efectos, por ejemplo Pérez-Arriaga y Battle (2012).
El objetivo de este análisis es el de abordar los efectos de una gran penetración de
generación solar fotovoltaica en el sistema eléctrico español desde diferentes
perspectivas para poder entender en profundidad las implicaciones que conlleva. El
estudio se centrará en los cambios de operación de las centrales térmicas, en los precios
de mercado y en las inversiones futuras que se prevén por la penetración solar.
En la actualidad, la energía eólica domina entre las renovables españolas con un 50% de
la capacidad total renovable instalada, habiendo experimentado un crecimiento
significativo en los últimos años (REE, 2013). Sin embargo, la tecnología solar y
especialmente la solar fotovoltaica, está experimentando una curva de aprendizaje sin
precedentes que la convertirá como alternativa competitiva sin subsidios en un futuro
cercano. Además, el gran potencial geográfico del país para las tecnologías solares
aumenta el interés en el desarrollo de la tecnología (European Communities (2006).
En este proyecto se simula detalladamente la evolución de la operación del sistema
eléctrico así como del mix energético español para valorar el impacto que la penetración
solar puede tener tanto sobre los costes del suministro como los precios de mercado. En
particular, la penetración solar afecta significativamente al ciclado de las centrales
térmicas convencionales, aumentando el número de arranques y paradas con el nivel de
penetración solar en el sistema. Este cambio implica un incremento en el coste de
generación que consecuentemente afectará a los precios de mercado.
Por tanto, el objetivo del proyecto es evaluar y cuantificar la evolución de estos costes
con el incremento de generación fotovoltaica en el sistema eléctrico español y asimismo
estudiar la evolución que provoca en el mix energético actual.
METODOLOGÍA
Definición del escenario
El proyecto analiza los impactos que dicha penetración puede ocasionar en el futuro a
medio plazo, por tanto, el horizonte temporal escogido es el año 2030. Para reflejar la
actual incertidumbre acerca de la tecnología nuclear en el sistema español, se han
considerado dos escenarios: Extended Nuclear y Zero Nuclear. En el primero se incluye
la capacidad nuclear actual, considerando que todas las centrales ven su vida útil
extendida por 20 años más; mientras que el segundo refleja la posibilidad de que las
centrales nucleares desaparezcan en 2030, ya sea por no ser rentables o porque su vida
útil no se ve extendida. A pesar de esta diferencia, ambos escenarios cuentan con las
centrales que se mantienen operativas en 2030.
Herramienta de simulación
La herramienta utilizada en este estudio es el modelo LEEMA (Low-Emissions
electricity Market Analysis). Dicho modelo constituye una mejora del tradicional
método Screening Curves, ya que incluye los efectos de los costes de operación en
planificaciones futuras. Se ha elegido este modelo debido a que la operación de las
centrales térmicas se verá afectada significativamente por la gran penetración de energía
fotovoltaica.
RESULTADOS
Los resultados del análisis muestran los cambios en el sistema eléctrico, sobre los que se
pueden extraer interesantes conclusiones.
Análisis de la operación
En esta parte del análisis se han evaluado los cambios en el régimen de producción de
cada central (esto es, número de arranques y horas produciendo a baja carga) con
respecto al incremento de generación fotovoltaica. Una vez han sido evaluados estos
cambios, se han cuantificado en términos económicos dividiéndose por concepto.
Arranques
Los resultados muestran que el número de arranques requerido por las centrales
aumenta con el nivel de generación fotovoltaica en el sistema. Las diferencias entre los
escenarios son apreciables únicamente para valores elevados de penetración solar, para
los cuales el escenario con tecnologías menos inflexibles (Zero Nuclear) requiere menos
arranques, ya que las tecnologías flexibles permiten evitar arranques al reducir su nivel
de carga, produciendo por debajo de los valles creados en la demanda neta.
Régimen de carga
El régimen de carga se refiere al nivel al que las centrales producen la electricidad. La
penetración de energía solar en el sistema altera el régimen de carga de las centrales, ya
que modifica la forma de la demanda neta.
Los resultados muestran conclusiones diferentes para cada tipo de generador. Por un
lado, los generadores de pico reducen sus horas a baja carga, ya que no son capaces de
evitar los arranques al ser los valles demasiado profundos para producir por debajo de
ellos. Por otro lado, los generadores de base aumentan el número de horas a baja carga
debido a que los valles se hacen más profundos y, para evitar la parada y posterior
arranque, bajan su nivel de producción.
Costes asociados a la operación de las centrales
Estos cambios en el régimen de operación (arranques y régimen de carga) se traducen
en un incremento del coste de producción por MWh. Este aumento se debe a los costes
de arranque (el coste del combustible necesario para alcanzar la temperatura de
operación), costes de operación y mantenimiento (el coste de la revisión provocada por
el régimen de operación de la central) y la pérdida de eficiencia en las crecientes horas a
baja carga; todos ellos relacionados con el ciclado de las centrales.
El análisis muestra que los costes de arranque no son muy significativos con respecto a
los de operación y mantenimiento asociados a los mismos. Además, este incremento de
coste es mayor en las tecnologías menos flexibles (carbón), en comparación con
tecnologías más flexibles (ciclo combinado).
Precios de mercado
Los precios de mercado también se ven afectados por la producción de energía
fotovoltaica de diversas maneras. Los principales efectos se pueden apreciar en la
Figura 1, numerados para su posterior explicación.
Figura1: Precios de mercado horarios en una semana representativa en el escenario Extended
Nuclear, y su correspondiente despacho para 5 y 35 GW de capacidad fotovoltaica instalada.
Resultados obtenidos del modelo LEEMA para el caso de España en 2030. Fuente: propia.
1. Los precios se reducen al ser reemplazados los generadores de pico por generación
solar, cambiando la tecnología marginal a una más barata, en este caso el carbón.
2. Se dan precios cero debido a una gran producción renovable. Se produce vertido y,
por tanto el pecio se sitúa en cero.
3. La modificación de la demanda neta producida por la generación fotovoltaica afila
los picos de la demanda neta, lo cual aumenta drásticamente los costes de
producción por el cambio en el ciclado y por consiguiente, también los precios.
Expansión del mix
La expansión de la capacidad se ha estudiado desde dos puntos de vista: la expansión de
las centrales térmicas y las centrales solares fotovoltaicas.
Centrales térmicas
Los resultados muestran la guía para futuras inversiones en el sistema. Con el
incremento de penetración solar, la necesidad de tecnologías más flexibles aumenta y
van desapareciendo las centrales de carbón (relativamente inflexibles), siendo
reemplazadas por centrales de ciclo combinado (más flexibles).
Tecnología fotovoltaica
El análisis de esta tecnología es necesario ya que el nivel de penetración de la misma es
un dato de entrada del modelo. Por tanto, este análisis pretende entender la relación
entre el nivel de penetración y el máximo coste de inversión necesario para alcanzarlo.
El análisis se ha basado en los ingresos obtenidos a lo largo del año evaluado (2030),
una tasa interna de retorno del 10% y un período de vida útil de la central de 20 años.
Los resultados obtenidos muestran que un incremento en la generación fotovoltaica se
traduce en un descenso del coste de inversión máximo necesario para recuperar costes
sin subsidios. Este hecho implica que las inversiones en la tecnología se paran por sí
mismas, sin necesidad de un mecanismo externo.
La explicación de este fenómeno reside en las características productivas de la
tecnología. Dado que los generadores fotovoltaicos únicamente producen en horas
diurnas (cuando el sol brilla), su propia producción reduce el precio de mercado al
reemplazar la centrales marginales caras y sustituirlas por más baratas. Por tanto, a
pesar de que la energía producida aumenta, el precio percibido por la tecnología
disminuye drásticamente con la instalación de nueva capacidad.
CONCLUSIONES
Una gran penetración de generación fotovoltaica en el sistema eléctrico español tendrá
considerables efectos en el sistema, tal y como se explica en Pérez-Arriaga y Batlle
(2012). Estos efectos se aprecian en la operación de las centrales, los precios de
mercado y en la expansión del mix.
La incorporación de una gran cantidad de generación fotovoltaica requerirá el uso de
tecnologías flexibles para hacer frente a los cambios en el ciclado de las centrales
térmicas. Estas tecnologías (fundamentalmente ciclos combinados) tienen menores
costes asociados al ciclado y sustituirán a las tecnologías más inflexibles como el
carbón, con altos costes asociados al ciclado.
El mercado español se verá alterado por la producción solar, reduciendo los precios en
horas de sol y aumentándolos dramáticamente en los afilados picos nocturnos debido al
aumento de los costes de operación.
Las futuras inversiones deberán orientarse hacia tecnologías flexibles (ciclo en lugar de
carbón) para intentar adaptarse al nuevo régimen de producción, con más ciclados.
Además, la flexibilidad del sistema completo debería mejorar con un uso óptimo de la
generación hidráulica y el almacenamiento, a la vez que una gestión activa de la
demanda, que permitan enfrentarse a altas penetraciones de generación intermitente.
REFERENCIAS
European Commission, 2011. Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the
Committee of the Regions. Energy Roadmap 2050. Disponible en:
ec.europa.eu/energy/energy2020/roadmap/index_en.htm
European
Communities,
2006.
Disponible
en:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eu_opt/pvgis_Europe-solar_opt_publication.png
Pérez-Arriaga, I.J. & Batlle, C., 2012. Impacts of intermittent renewables on electricity
generation system operation. Economics of Energy and Environmental Policy, vol. 1,
num. 2, 2012.
REE, Red Eléctrica de España, 2013. El sistema eléctrico español. Avance del informe
2012.
Disponible
públicamente
en
http://www.ree.es/sistema_electrico/pdf/infosis/Avance_REE_2012.pdf
ANALYSIS OF THE IMPACT OF A LARGE DEPLOYMENT OF
SOLAR GENERATION IN THE SPANISH ELECTRIC POWER
MARKET.
INTRODUCTION
Presently in electric power systems, a special emphasis is being put on providing lowcarbon energy solutions while keeping security of supply at reasonable levels. Among
the different renewable sources, the non-dispatchable, less predictable and intermittent
energy resources are those expected to reach larger penetration levels in the next
decades. In fact, a large scale penetration of them (in particular wind and solar power) is
already taking place in many systems worldwide; take for example Denmark, Spain,
Germany or the state of Texas. Wind and solar power are expected to notably grow
during the next two decades and they will help to meet the future electricity demand, see
e.g. European Commission (2011).
Despite the benefits in CO2 emissions reduction, a high penetration of renewable
generation –and more specifically intermittent sources like wind or solar power– has
severe impacts on the power system. Several studies have been conducted to analyse
these effects, see e.g. Pérez-Arriaga and Batlle (2012).
The objective of the analysis is to address the effects of a large penetration of solar PV
generation on the Spanish power system from different perspectives to deeply
understand the implications of it. The study will focus on the changes in the operation
of thermal units, on the market prices trends and on the future investments induced by
the penetration of the solar technology.
Currently, wind power dominates the Spanish renewable portfolio –accounting for
almost 50% of the total renewable installed capacity– and has experienced a significant
growth in the last few years (REE, 2013). However, solar technologies –especially PV
units– are experiencing an unprecedentedly quick learning curve that will soon turn
them into a competitive alternative without any supporting mechanisms (such as feed-in
tariffs). Moreover, the great geographical potential for solar technologies in the country
increases the interest on the development of the technology (European Communities,
2006).
In this project, the evolution of both the operation of the system and the generating mix
are simulated in deep detail to assess the impacts that solar penetration might have in
supply costs as well as in market prices. In particular, solar penetration affects severely
the operation of the conventional thermal units, increasing their cycling needs. In this
sense, the number of starts significantly increases with the penetration level of PV
technologies. This change implies an increase in the operating costs, which will
subsequently affect the market prices.
Therefore, the objective of the study is to evaluate and assess how these costs can
evolve as the PV penetration in the Spanish electric power system increases and see
how they would change the mix.
METHODOLOGY
Scenario definition
The project analyses the impacts this penetration might have in the medium-term future.
Therefore, the time scope has been set to 2030. To reflect the current uncertainties
around nuclear power in the Spanish power system, two main scenarios have been
considered: Extended Nuclear and Zero Nuclear. The first one includes the current
nuclear capacity, considering that all power plants have their lifetime period extended
by twenty years; while the second one reflects the possibility that nuclear units
disappear in 2030, either because they turn unprofitable or because their lifetime
extensions are not approved. Despite that difference on the nuclear capacities present in
2030, both scenarios include the same installed capacity of the remaining technologies
that are still operative in 2030.
The simulation tool
The tool chosen to conduct the analysis was the Low-Emissions Electricity Market
Analysis (LEEMA) model. It consists of an improvement of the traditional Screening
Curves method, including the effects of thermal cycling operation costs in future
planning. The reason behind the model selection for the dissertation is that cycling
regimes of the thermal units will be significantly affected by a large penetration of
intermittent renewable generation (more precisely PV generation).
RESULTS
The results from the analysis show the changes in the current power system, from which
it can be inferred some interesting conclusions.
Operation analysis
The operation analysis of the thermal power plants was conducted firstly by assessing
the changes in the production regime of each unit (i.e. number of start-ups carried out
per each generating or the number of hours producing at minimum stable load) when
the solar photovoltaic capacity increases. Once the physical effects were analysed, the
economic consequences were deeply studied and divided by each cost concept
associated to the cycling regimes.
Starts
With respect to the start analysis, the results show that the power plants increase the
number of start-ups in line with the increase in the PV penetration levels. The
differences between scenarios are appreciated only for high penetration levels of the
technology, for which the scenario with less inflexible units (Zero Nuclear) requires less
starts as the flexible units let shutdown avoidances to be carried out by lowering the
output load and thus, being able to produce under the net demand valleys.
Load regime
The load regime refers to the output level of the generating units. The penetration of
intermittent renewable sources alters the load regime of the thermal units, as the net
demand’s shape is modified by the penetration of PV generation on the system.
The results of the analysis show different conclusions for the type of unit. On the one
hand, peak units reduce their hours at low load as they are not able to avoid shutdowns,
as the net demand valleys are too low for the units to produce under them. On the other
hand, base-load technologies increase their production at low output levels because net
demand valleys are lowered with the increasing penetration level of PV generation and
thus, generators have to react in order to avoid a shutdown.
Costs associated to cycling regimes
These changes in the cycling regime of the generators (both starts and load regime) are
translated in an increase in the production cost per MWh. The increase is due to start-up
costs (i.e. the cost of the fuel needed to reach the operating temperature of the unit),
O&M costs (i.e. costs of a major maintenance triggered by the operating regime of the
unit) and the loss of efficiency in the increasing hours at minimum output load
production, which are all related to the cycling regime of the unit.
The analysis shows that the start-up costs are not very significant if compared to the
increase in the O&M costs. Also, this cost increment is larger for the less flexible
technologies like coal than for the more flexible CCGT units.
Market prices
Market prices are also affected by the production of intermittent renewables in different
ways. In Figure 1, the main effects that arise in presence of a massive penetration of PV
technologies are illustrated for the Spanish case, numbered for their explanation.
Figure 1: Hourly market prices for a representative week for the Extended Nuclear scenario
and the corresponding dispatch for 5 and 35 GW of PV installed capacity. Results obtained
from the LEEMA model for the case of Spain in 2030. Source: own.
1. Market prices are reduced because peak units are replaced by solar generation,
leaving the marginal position to base-load units, in this case to coal units.
2. Zero prices arise due to a large production of intermittent renewable sources and the
consequences it entails. In the case shown, PV spillage is produced to avoid nuclear
shutdowns due to security reasons. Thus, the marginal cost is the VER variable cost,
setting the hourly price to zero.
3. The net demand modification introduced by PV generation sharpens the net demand
peaks, radically increasing the production cost due to the change in cycling regime
already commented, and therefore the market price.
Capacity expansion
The capacity expansion problem was faced from two different perspectives: the thermal
units and the PV technology.
Thermal units
The results show the guides for future investment on the system. As the penetration
levels of PV technologies increases, the need for more flexible technologies increases
and there is a reduction of the coal units (rather inflexible), replaced by CCGT power
plants (more flexible units).
Solar PV
The analysis of the PV technology expansion seemed necessary as the penetration levels
were an input for the system. Therefore, the analysis was conducted to understand the
relationship between the penetration level and the maximum investment cost necessary
to reach it. The analysis was based on the revenues obtained in the whole year and the
rate of return considered was 10% for a lifetime period of 20 years per unit.
The results obtained show that an increase in the PV penetration level is translated into
a decrease in the maximum investment cost needed to recover costs without any extra
retribution. This fact implies that the investments on the technology stop by themselves
without any regulatory mechanism.
The explanation for this phenomenon resides on the production characteristics of the
technology. As PV generators only produce at the day hours (when the sun is shining),
their own production reduces the market price by replacing expensive marginal units by
cheaper base-load technologies. Therefore, although the energy produced increases, the
price seen by the technology is drastically reduced with the installation of new capacity.
CONCLUSIONS
A large penetration of PV generation on the Spanish electric power system will have
considerable effects on the system, as theoretically explained in Pérez-Arriaga & Batlle
(2012). These effects can be seen in the operation of the units, the market prices and
also in the capacity expansion.
The incorporation of a large amount of PV generation will request the usage of flexible
technologies to cope with the modifications in the cycling regimes carried out by
thermal units. These flexible units (mainly CCGT) have lower cycling-related costs and
therefore will be needed to substitute the less-flexible units (i.e. coal), which have very
high cycling-related costs.
Spanish market prices will be altered by the solar production, being reduced in the
sunny hours but dramatically increased in the sharpened peak hours due to the cyclingrelated cost increase.
Future investments should be oriented towards flexible technologies –CCGT instead of
coal– to try to adapt to the new cycling-demanding production regimes. Moreover, the
flexibility of the entire system should also improve by an optimal utilization of hydro
and storage capabilities as well as the demand side management, in order to deal better
with high penetration levels of intermittent generation.
REFERENCES
European Commission, 2011. Communication from the Commission to the European
Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the
Committee of the Regions. Energy Roadmap 2050. Available at
ec.europa.eu/energy/energy2020/roadmap/index_en.htm
European
Communities,
2006.
Available
at:
http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/cmaps/eu_opt/pvgis_Europe-solar_opt_publication.png
Pérez-Arriaga, I.J. & Batlle, C., 2012. Impacts of intermittent renewables on electricity
generation system operation. Economics of Energy and Environmental Policy, vol. 1,
num. 2, 2012.
REE, Red Eléctrica de España, 2013. El sistema eléctrico español. Avance del informe
2012.
Publicly
available
at
http://www.ree.es/sistema_electrico/pdf/infosis/Avance_REE_2012.pdf