revisiÓn de las tÉcnicas de la gestiÓn de la demanda...

Equation Chapter 1 Section 1

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial

REVISIÓN DE LAS TÉCNICAS DE LA GESTIÓN DE LA DEMANDA.

APLICACIÓN AL CASO EUROPEO-ESPAÑOL

Autor: Teresa Gallardo Flores

Tutores: D. Manuel Burgos Payán

D. Juan Manuel Roldán Fernández

Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla Sevilla, 2015

Proyecto Fin de Carrera Ingeniería Industrial

Revisión de las técnicas de la gestión de la

demanda. Aplicación al caso Europeo-Español

Autor:

Teresa Gallardo Flores

Tutores:

Manuel Burgos Payán

Juan Manuel Roldán Fernández

Departamento de Ingeniería Eléctrica

Escuela Técnica Superior de Ingeniería

Universidad de Sevilla Sevilla, 2015

!

!

!

! Universidad!de!Sevilla! !!!!!!!!!!!!!!!

1 | P á g i n a Teresa Gallardo Flores

SEVILLA, JULIO 2015

AGRADECIMIENTOS

A Manuel Burgos y Juan Manuel Roldán porque sin su ayuda y supervisión este

proyecto no habría sido posible.

A mis padres, familia y amigos, por todo el apoyo que he recibido de ellos.

Y por último a mi novio, por la paciencia y la ayuda que me ha ofrecido día a día.



! !



ÍNDICE!ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... 6!

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. 9!

RESUMEN ................................................................................................................ 11!

1. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................ 12!

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ...................................................... 14!

1.2. OBJETIVOS. .................................................................................................. 14!

1.3. ESTRUCTURA DEL PROYECTO. .............................................................. 14!

2. MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL. ................................................................ 16!

2.1. HISTORIA. ..................................................................................................... 16!

2.2. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. ............................................................ 17!

2.2.1. GENERACIÓN. .................................................................................. 17!

2.2.2. TRANSPORTE. ................................................................................... 20!

2.2.3. DISTRIBUCIÓN. ................................................................................ 22!

2.2.4. CONSUMO. ........................................................................................ 24!

2.3. EL MERCADO ELÉCTRICO. ....................................................................... 25!

2.3.1. MERCADO MAYORISTA (MIBEL). ................................................ 25!

2.3.2. MERCADO MINORISTA. ................................................................. 26!

2.3.3. OPERADOR DEL MERCADO Y OPERADOR DEL SISTEMA ..... 26!

2.4. OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. ............................ 28!

2.4.1. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. ................................. 29!



2.4.2. GESTIÓN DE LAS INTERCONEXIONES. ...................................... 29!

2.4.3. CAPACIDAD DE INTERCAMBIO ENTR PAÍSES. ESPAÑA ISLA

ELÉCTRICA. ..................................................................................................... 32!

2.5. SISTEMA ELÉCTRICO EUROPEO. ............................................................ 34!

3. GESTIÓN DE LA DEMANDA. ........................................................................... 36!

3.1. EFICIENCIA ENÉRGETICA Y MEDIOAMBIENTAL. .............................. 36!

3.2. MODELADO DE GESTIÓN DE LA ENERGÍA. ......................................... 36!

3.3. CONTEXO DE MERCADO AISLADO. ...................................................... 43!

3.4. MERCADO DE ENERGÍA TENIENDO EN CUENTA LAS

INTERCONEXIONES. .............................................................................................. 47!

3.4.1. MERCADO CON INTERCONEXIONES EN HORAS VALLE. ...... 47!

3.5. POLÍTICA DE PRECIOS. ............................................................................. 55!

3.6. AHORRO A NIVEL DOMÉSTICO. ............................................................. 57!

4. CONCLUSIONES. ................................................................................................ 63!

5. FUTURAS LÍNEAS DE INVESTIGACIÓN. ....................................................... 65!

Bibliografía ................................................................................................................ 67!

ANEXO ..................................................................................................................... 71!



!

!



ÍNDICE!DE!FIGURAS!

Figura 1: Interconexiones en Europa 17 Junio de 2015.

Figura 2: Saldos de intercambio de países vecinos de España (GWh).

Figura 3: Energía de régimen ordinario año 2014.

Figura 4: Energía de régimen especial año 2014.

Figura 5: Mapa Red de Transporte de España.

Figura 6: Curva de demanda del día 11 de Julio de 2010, Final del Mundial.

Figura 7: Curva de demanda del día 15 de Agosto 2010.

Figura 8: Generación de energía por tecnología a tiempo real del día 9 de Mayo de

2015.

Figura 9: Interconexiones internacionales.

Figura 10: Estación conversora España-Francia.

Figura 11: Interconexión España (Pirineos)- Francia (Baixas).

Figura 12: Capacidad de producción instalada en España año 2014.

Figura 13: Desarrollo de las interconexiones en España.

Figura 14: Mercados regionales.

Figura 15: Unión de los mercados.

Figura 16: Generación eólica 9 de Septiembre 2014 a las 13:50 h.

Figura 17: Generación eólica 9 de Septiembre 2014 a las 1:50 h.

Figura 18: Fuentes de generación diaria en España.

Figura 19: Fuentes de generación diaria en Francia.



Figura 20: Fuentes de generación diaria en Marruecos.

Figura 21: Fuentes de generación diaria en Portugal.

Figura 22: Intercambios internacionales a las 4:00 h.

Figura 23: Tecnologías empleadas en la interconexión España-Portugal.

Figura 24: Tecnologías empleadas en la interconexión España-Marruecos.

Figura 25: Tecnologías empleadas en la interconexión Francia-España.

Figura 26: Porcentaje de tecnologías en interconexión España-Portugal a las 20:00 h.

Figura 27: Porcentaje de tecnologías en interconexión España-Marruecos a las 20:00 h.

Figura 28: Generación de energía en España día 9 de abril de 2014.

Figura 29: Porcentaje de consumidores residenciales en España año 2011.

Figura 30: Consumo de energía en un hogar según los aparatos domésticos.

Figura 31: Clasificación energética de los electrodomésticos

Figura 32: Generación de energía en España 8 de Abril de 2009.

Figura 33: Generación de energía en España 8 de Abril de 2015.

Figura 34: Futura interconexión España-Francia-Reino Unido.

!

!

!



! !



ÍNDICE!DE!TABLAS!

Tabla 1: Balances de energía eléctrica de régimen ordinario por año.

Tabla 2: Balances de energía eléctrica de régimen especial por año.

Tabla 3: Balance de energía eléctrica total por año.

Tabla 4: Evolución de la Red de Transporte en España por año.

Tabla 5: Número de subestaciones peninsulares y no peninsulares por año.

Tabla 6: Capacidad de transformación peninsular y no peninsular por año.

Tabla 7: Estructura del mercado eléctrico peninsular por empresas distribuidoras en el

año 2010 en España.

Tabla 8: Operador del Sistema y Operador del Mercado.

Tabla 9: Coste variable en cada país año 2010.

Tabla 10: Potencia instalada en cada país año 2010.

Tabla 11: Correlación de subíndices.

Tabla 12: Potencia disponible para cada tecnología.

Tabla 13: Interconexión entre los países (MW).

Tabla 14: Consumo (!!) del día 9 de Abril del 2014 en cada país ( MWh).

Tabla 15: Generación de energía en caso de mercado aislado año 2014.

Tabla 16: Costes de generar en horas valle y punta por país en un mercado aislado.

Tabla 17: Distribución de la generación por país con capacidades limitadas a las 4:00 h

del 9 de abril de 2014.

Tabla 18: Distribución de la generación por país con capacidades limitadas a las 20:00 h

del 9 de abril de 2014.



Tabla 19: Coste total por país según la tecnología y la interconexión.

Tabla 20: Ahorro del mercado con interconexiones frente al mercado aislado a las

20.00h

Tabla 21: Equivalencia entre bombillas Incandescentes y de bajo consumo.

Tabla 22: Relación de potencia consumida de algunos aparatos domésticos en modo

espera.

Tabla 23: Coste de generación con y sin interconexiones en un día en España.

!

!

!

!

!

!

!

!



!

RESUMEN!

Tras la progresiva liberalización del mercado eléctrico Español a partir del año 1997, se comienza a formar lo que hoy conocemos como Mercado Ibérico de la Electricidad, MIBEL. Este mercado es el resultado de los esfuerzos y acuerdos conseguidos entre España y Portugal. Esfuerzos necesarios debido a la posición geográfica en la que se encuentran estos dos países.

La consecuencia de la integración de estos dos mercados ha sido clave no solo para los países mencionados, sino para la Unión Europea, ya que ha sido un paso muy importante para alcanzar el objetivo de consolidar todos los mercados que actualmente hay en Europa en un único mercado de la Electricidad.

Los propósitos marcados para el año 2030 por la Unión Europea a todos sus países miembros son:

• Reducción de las emisiones de los gases de efecto invernadero al medio ambiente de al menos un 40% comparado con los resultados obtenidos en el año 1990.

• Aumentar la potencia instalada de energías renovables en un 27% para favorecer las llamadas energías limpias.

• Aumentar la eficiencia energética en un 20%. Objetivo que se revisará en el años 2020 pudiéndose aumentar al 30%.

En el caso de España, especialmente, para conseguir todos esos objetivos marcados, es de vital importancia que se invierta en fortalecer las interconexiones internacionales. Ya no solo para alcanzar la meta propuesta, también porque en países periféricos se convierte en una necesidad el garantizar la seguridad y la calidad del suministro.

De hecho ha sido en este año cuando se ha inaugurado la interconexión España-Francia que ha conseguido doblar la potencia intercambiada entre estos países. Sin embargo ante la necesidad de seguir invirtiendo en las interconexiones, se están llevando a cabo unos 6 proyectos más para hacer de España un ejemplo hacia el camino de un mercado único.

Es por eso que en este proyecto se ha querido estudiar cómo se comporta el mercado Español a la hora de cubrir su demanda a través de la potencia que España tiene instalada y a través de las interconexiones con sus países vecinos.

También es importante recalcar la necesidad de maximizar la eficiencia energética con el fin de reducir el consumo y, como consecuencia, los costes de generación y las emisiones de gases nocivos para el medio ambiente. Ésta búsqueda está enfocada en la generación a partir de energías renovables y en una mayor eficiencia en la producción y en el consumo. De ahí la importancia que se le ha dado a uno de los puntos de este proyecto, la gestión de la demanda, en la cual, entre otras cosas se explica cómo conseguir un ahorro produciendo lo que se demanda en cada país así como establecer una serie de políticas de precios para incentivar a los consumidores para reducir sus consumos.



1.!INTRODUCCIÓN.!

España y Francia han invertido mucho en los últimos tiempos en energías renovables tales como la hidráulica y la eólica con el fin de ir reduciendo las energías de origen fósil o no renovable y dando lugar un mercado en el que el precio de la energía y la ausencia de emisiones de gases nocivos para el medio ambiente sean proporcionales.

El desconocimiento del comportamiento de energías que dependen de las condiciones atmosféricas este tipo de energías hacen necesaria que para cumplir uno de los requisitos indispensables del sistema eléctrico, que es ofrecer continuidad del suministro eléctrico y satisfacción de la demanda, sea necesaria una mayor interconexión entre los países vecinos. En este punto, España y Portugal lo tienen más difícil debido a su disposición geográfica. Por ello deben de poner medios tanto los países mencionados como el resto de países Europeos en promover nuevas conexiones tanto subterráneas, aéreas o submarinas.

La evolución que ha experimentado la electricidad en España en cuanto a la regularización y organización de ciertas actividades a llevado a que se convierta en un país autosuficiente. Es decir, se genera bastante más energía de la que se consume y en caso de fallo de todas las interconexiones, España sería capaz de continuar con el suministro eléctrico.

Sin embargo, la conveniencia para España de reforzar la capacidad de interconexión con el centro de Europa a través de Francia es y debe ser un objetivo prioritario a desarrollar. Ya que ese exceso de energía que España es capaz de generar de renovables, podría ser traspasado a otros países que carezcan de la potencia instalada suficiente para satisfacer la demanda o aquellos países cuya potencia instalada procede sobre todo de energías más caras y no renovables. Se debería potenciar, en el caso de España y de Portugal, el número de interconexiones con el centro de Europa, no solo con Francia. Así de esta manera se fomentaría la integración de los mercados y, como consecuencia, la formación del mercado único de la energía. De forma que el exceso de producción de un país como el de España sería destinado en satisfacer la demanda de otros países por medio de las interconexiones y destinada al bombeo. Debiéndose optimizar la producción para que cuando ya no se pueda dar más energía ni almacenarla, se deje de producir. Consecuentemente, el precio de la energía se reduciría enormemente, puesto que se estaría utilizando energías cuyo precio es prácticamente nulo y por otra parte estaríamos produciendo no solo lo que consume el propio país si no lo que consume otros países vecinos o no. Especialmente se estaría produciendo una disminución de la contaminación del medio ambiente al estar utilizando fuentes de energía como el sol o el agua, en lugar de fuentes tan contaminantes como el carbón o el petróleo.

Ésta propuesta de fomentar las interconexiones entre todos los países que conforman la Unión Europea no es más que incidir en el propio objetivo de Europa, la búsqueda de un régimen común que conlleve a la integración y gobernanza en común de los distintos países con el objetivo de servirse de ayuda y cooperación. A continuación en la siguiente Figura 1 [1] se muestra el ejemplo de las interconexiones en Europa en un día determinado, en este caso el 17 de junio de 2015 y como se puede visualizar diferencia entre países exportadores e importadores:



Figura 1: Interconexiones en Europa 17 Junio de 2015.

Si se observa detenidamente esta imagen, se aprecia como España el día representado, actúa como país exportador al igual que Francia, mientras que Portugal sería importador.

Si ampliamos en detalle el histórico de los intercambios de los países vecinos de España hacia ésta, como se muestra en la siguiente Figura 2 [2], se aprecia como hay un mayor flujo de energía negativo. Se ha tomado el saldo negativo como país importador y positivo como exportador, así por ejemplo en el caso de Marruecos, que siempre aparece como negativo, es porque en todos los años representados Marruecos importa energía de España. Con lo cual se puede afirmar que España es un país exportador con la excepción de que suele actuar como importador con Francia

Figura 2: Saldos de intercambio de países vecinos de España (GWh).Signo positivo para exportación

2009! 2010! 2011! 2013! 2013! 2014!Portugal! 04789! 02634! 02814! 07897! 02663! 0694!

Francia! 1590! 01531! 1524! 1883! 1353! 3224!

Marruecos! 04588! 03903! 04495! 04900! 05354! 05832!

010000!08000!06000!04000!02000!

0!2000!4000!

GWh$

Intercambios$internacionales$con$España$



1.1.!PLANTEAMIENTO!DEL!PROBLEMA.!

La problemática principal del mercado eléctrico Español se debe a su condición de isla energética. Y es que los Pirineos actúan como “cuello de botella” dejando pasar solo una proporción de energía ínfima al resto de los países de Europa.

Aunque actualmente se está trabajando en ampliar las interconexiones con Francia y con otros proyectos futuros de otros países, la realidad es que el objetivo marcado por Europa de que las interconexiones alcancen un 10 % de la capacidad instalada para dentro de 5 años, es casi con total probabilidad, inviable, puesto que hoy en día no se llega al 5% [3]. Esta capacidad ha alcanzado este valor este año gracias a la interconexión España-Francia que ha duplicado la potencia intercambiada. Hasta hace apenas unos meses, esta capacidad apenas llegaba al 3% de la capacidad instalada.

1.2.!OBJETIVOS.!

El objetivo de este proyecto es el de estudiar la optimización de la gestión de la demanda del propio país y los intercambios de éste con sus vecinos, caminando hacia el futuro propósito de un mercado único, suficientemente interconectado, de energía en Europa. Se tratará de estudiar la efectividad en términos de reducción de precios de la generación de energía y del uso de los intercambios energéticos a través de sus interconexiones. Se basará en incrementar la eficiencia energética disminuyendo a su vez las emisiones de gases al medio ambiente e incentivando el ahorro energético a nivel global, eligiendo la mejor tecnología y a nivel individual, fomentando el llamado consumidor responsable. Lo que se quiere demostrar es la importancia de fomentar un país con interconexiones frente a un país aislado. Se comparará los costes de ambas formas de mercado mostrando el claro ahorro que se produciría estando conectado con otros países. Para ello el horizonte temporal que se ha elegido es de un día y en el que se ha representado sobre todo las horas pico y valle por ser más representativas. Debido a la posición greogáfica de España es de vital importancia invertir en más interconexiones de manera que se mantenga a España en permanente contacto con sus países vecinos.

!1.3.!ESTRUCTURA!DEL!PROYECTO.!

El proyecto está estructurado en tres partes: la primera parte es una breve descripción del mercado eléctrico español. Se comienza con un poco de la historia de la electricidad en España desde finales de la década de los 90 hasta la actualidad. Se diferenciará entre qué y quiénes son los responsables de las actividades de generación, transporte, distribución y consumo. Se revisan también de los dos tipos de mercados de energía, el Mercado Ibérico de la Electricidad y el mercado minorista. Y por último se centrará en el nexo que nos mantiene unidos eléctricamente con otros países, las interconexiones. Se ha querido profundizar en la interconexión reciente de España con Francia puesto que además de significar un gran avance en la gestión energética del país, supone también un interés cultural, puesto que es un proyecto que a día de hoy es único en el mundo.



La segunda parte, se ha querido modelar una función de optimización de la generación aplicado al caso de España con los países con los que tiene interconexiones físicas, tomando como base la referencia [4]. Además se ha querido diferenciar dos casos, el caso de cómo generarían los países si se estuviera en un mercado aislado, es decir, sin interconexiones, y el otro caso, el real, tratar de modelar la opción óptima de generación. En esta misma segunda parte del proyecto hemos descrito algunas políticas de precios asociados a unos ahorros.

En la tercera parte se han desarrollado las conclusiones y posibles líneas de investigación que se podrían haber incluido en este proyecto pero debido a la magnitud del tema se ha querido solo mencionar.

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!

!



!

2.!MERCADO!ELÉCTRICO!ESPAÑOL.!

2.1.!HISTORIA.!

Hasta hace unos 17 años el sistema eléctrico español estaba estructurado como un sistema regulado conocido como el Marco Legal Estable en el que el Gobierno establecía el precio de la electricidad. De esta manera remuneraba la totalidad de los costes incurridos (principalmente generación, transporte y distribución de la electricidad) a un conjunto de compañías eléctricas privadas. En otras palabras, era considerado como una cadena cerrada en la que los consumidores asumían la totalidad de costes del sistema. Así se aseguraba que las empresas eléctricas recuperaran sus inversiones y otros costes previamente reconocidos por el Estado [5].

A partir del 1997, el mercado español empezó un proceso de liberalización, destinado a adaptarse a las exigencias y necesidades europeas sobre el suministro eléctrico.

En una primera fase, la ley 54/1997 elimina explícitamente la noción de suministro eléctrico como servicio público e introduce mecanismos de libre mercado para gestionar parte de las decisiones que con el antiguo Marco Legal Estable correspondían al Estado. Se convierte en un bien de mercado en el que los precios están condicionados por las leyes de oferta y demanda. En esta etapa se separan las actividades reguladas (distribución y transporte) y las no reguladas cuya gestión se transfiere a mecanismos de mercado (producción y comercialización) [6].

Posteriormente, la ley 17/2007 del Sector Eléctrico, establece que la actividad de suministro a tarifa pasará a ser ejercido por las comercializadoras en libre competencia, en lugar de las distribuidoras que eran las encargadas hasta ese momento. Esta ley convierte a Red Eléctrica en el transportista único y operador del sistema eléctrico español [7].

Finalmente se aprobó el Real Decreto-Ley 9/2013, por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico. Esta ley tiene como finalidad regular el sector eléctrico garantizando el suministro eléctrico con los niveles necesarios de calidad y al mínimo coste posible, asegurar la sostenibilidad económica y financiera, y permitir un nivel de competencia efectiva en el sector eléctrico, todo ello dentro de los principios de protección medioambientes de una sociedad moderna[8].

Resumiendo, actualmente tenemos:

• Generación: Se liberaliza la instalación de capacidad. Cada empresa decide qué tecnologías usar y qué cantidad en función de la demanda, cuya gestión está regulada por mecanismos de mercado.

• Transporte y distribución: Actividades reguladas. REE se define como único transportista y operador del sistema.

• Consumo: Se liberalizan los precios y se crea la figura de comercializadora de electricidad. La adquisición de energía se lleva a cabo en dos mercados: mayorista y minorista.



2.2.!SISTEMA!ELÉCTRICO!ESPAÑOL.!

Como ya hemos introducido en el apartado anterior, nuestro sistema eléctrico se organiza en 4 actividades: Generación, transporte, distribución y consumo.

2.2.1.$GENERACIÓN.$La generación la llevan a cabo los productores, que son aquellos encargados de

generar electricidad a partir de un recurso energético. Las más tradicionales son aquellas que emplean recursos fósiles como el carbón, nuclear, petróleo o gas natural. Éstas permiten acoplar el consumo con la generación. Sin embargo la necesidad de usar combustible las encarece. Siendo otro efecto negativo de éstas, las emisiones de gases contaminantes de dichas centrales. En el caso de las centrales nucleares estas emisiones son despreciables pero generan residuos radiactivos de alta peligrosidad y duración. Éstas se consideran centrales de base porque la generación es constante y no permite regulación.

Otro grupo muy importante de generación son las energías renovables. Un ejemplo de ellas es la hidráulica de embalse que permite la regulación en función de la demanda.

Otras energías renovables desarrolladas sobre todo en la última década son la eólica y fotovoltaica. Una de las ventajas principales de estas energías es que conlleva una mayor independencia del país ya que no se requiere de importación de combustible. Sin embargo, no permite regulación ya que sus recursos naturales son muy variados y no se puede disponer de estas energías con seguridad cada vez que se éstas sean requeridas.

Un último grupo serían aquellas que aprovechan los recursos de otros procesos como la cogeneración y el tratamiento de residuos.

Otra clasificación atendiendo a su uso puede ser: convencionales, que son aquellas que se han ido empleando tradicionalmente, como el carbón o el petróleo y las alternativas, que se utilizan, como su propio nombre indica, como alternativa para sustituir a las energías convenciones y evita que éstas se agoten.

Desde el punto de vista del sistema eléctrico, estas fuentes se pueden clasificar en dos grupos aunque actualmente esta designación ya no se encuentra en vigor: de régimen ordinario (combustibles fósiles, nuclear y gran hidráulica) cuyas producciones de energía son las más elevadas y de régimen especial (de potencia menor a 50MW) como las renovables y las de cogeneración. Las Tablas 1 y 2 [9] muestran como están distribuidos en España los distintos grupos de generación y las potencias instaladas según de qué fuente proceda:



Tabla 1: Balances de energía eléctrica de régimen ordinario por año.

MW 2012 2013 2014

Hidráulica 19455 33970 35860

Nuclear 61470 56827 57376

Carbón 57662 42398 46480

Fuel + Gas 7541 7002 6663

Ciclo combinado 42510 28672 25919

Régimen ordinario 188638 168870 172298

Tabla 2: Balances de energía eléctrica de régimen especial por año.

MW 2012 2013 2014

Hidráulica 4646 7102 7071

Eólica 48508 54713 51026

Solar fotovoltaica 8202 8327 8199

Solar térmica 3444 4442 4959

Térmica renovable 4755 5075 4729

Térmica no renovable 33767 32296 25887

Régimen especial 103323 111955 101872

Tabla 3: Balance de energía eléctrica total por año.

MW 2012 2013 2014

Generación neta 283381 273767 266853

Observando el año 2014 se puede ver como la potencia instalada por parte del

régimen ordinario es mayor que la de régimen especial, 65% frente al 35% respectivamente. Si se desglosa que porcentaje de cada fuente está más explotada se puede comprobar cómo en el caso del régimen ordinario, la tecnología que está más presente es la que procede de la energía nuclear, 33%, siguiéndole la que procede de la energía hidráulica, con un 21%. Actualmente, las fuentes procedentes del carbón y del petróleo están empezando a sustituirse por ciclo combinado ya que éstas últimas tienen un mayor rendimiento y sobre todo, una menor cantidad de emisiones de !"!.

En cambio en las energías de régimen especial, la que tiene una presencia mayoritaria es la energía eólica, que supone la mitad de la energía total producida en



régimen especial [10]. Esto se debe a que España ha invertido mucho en los últimos años en ésta tecnología al tratarse de una energía limpia y con poco coste, únicamente el de la instalación y mantenimiento de las centrales. Pero como toda energía renovable que depende de las condiciones atmosféricas, no se puede prever el comportamiento de esta fuente de generación. Es por ello, que en este proyecto a la hora de analizar los distintos casos, la energía que procede de fuente eólica se le aplica un coeficiente de seguridad mucho mayor que al resto, habiendo una gran diferencia entre la potencia instalada y la potencia instalada disponible del casi del 70%, Este coeficiente, que se explica más adelante, se refiere a que mientras una central de carbón que tiene una potencia instalada de 10MW es capaz de suministrar este 10MW de potencia, una central eólica, como se podrá producir en función de lo que el viento permita, y este valor es desconocido, por seguridad, en este proyecto hemos supuesto que podrá suministrar 3MW.

Figura 3: Energía de régimen ordinario año 2014.

Figura 4: Energía de régimen especial año 2014



Por otra parte, las compañías que forman parte de esta actividad de generación son muy variadas y debido a que actualmente el mercado eléctrico es un mercado liberalizado, las centrales pueden competir entre ellas para producir electricidad en función de los costes de combustibles y eficiencia, siempre dentro de la normativa relativa a las centrales eléctricas. Por ello la generación de energía no es otra cosa que una actividad en competencia.

Por último, es importante diferenciar entre potencia producida y potencia instalada. En este proyecto se hace también una diferencia más, la potencia instalada disponible. Por un lado, la potencia producida es la potencia que realmente se ha generado para satisfacer la curva de la demanda. Mientras que la potencia instalada es la potencia que se podría generar en el caso de que todas las centrales instaladas en España se explotaran al límite de sus capacidades. La última distinción que se ha querido hacer en este proyecto es la potencia instalada disponible. Ésta se encuentra en un rango comprendido entre la potencia instalada y la potencia producida. Y éste no es otra cosa que la potencia instalada por un coeficiente de seguridad que garantice que en caso de alteraciones aleatorias sobre la potencia instalada, se garantice una potencia mínima instalada capaz de satisfacer siempre los requisitos específicos de la demanda.

2.2.2.$TRANSPORTE.$El transporte, como su propio nombre indica, consiste en transportar la electricidad

que han generado los generadores mediante líneas de alta tensión que salvan largas distancias hasta los puntos de distribución. Red Eléctrica transporta la energía eléctrica gestionando las infraestructuras eléctricas que componen la red de transporte. Como gestor de la red de transporte:

• Es responsable del desarrollo y ampliación de la red. • Es responsable de realizar su mantenimiento. • Es responsable de gestionar el tránsito entre sistemas exteriores y la península. • Es responsable de garantizar el acceso de terceros a la red de transporte en

condiciones de igualdad. La red de transporte ha crecido mucho en los últimos años, tanto en longitud como

en voltaje. La electricidad se transporta por medio de cables aéreos y subterráneos. En el caso del transporte, se emplea cables aéreos puesto que permiten transportar mayores potencias y salvar mayores distancias.

La red de transporte está compuesta por más de 42000 kilómetros de líneas de alta tensión, más de 5000 posiciones de subestaciones de tensión y más de 80 GVA de capacidad de transformación [11].

En la Tabla 4 [11] se ha reflejado la gran evolución que ha sufrido la red de transporte en los últimos años en cuanto a distancias, a número de subestaciones de tensión y de potencia instalada.



Tabla 4: Evolución de la Red de Transporte en España por año.

km de circuito 2010 2011 2012 2013 2014

400 kV 18792 19671 20109 20639 21094

220 kV 17565 18410 18779 19077 19221

150-132-110 kV 257 272 272 272 272

<132 kV 2010 2011 2014 2014 2014

Total 38625 40364 41174 42002 42601

Como se deduce de esta tabla es que la gran evolución la han sufrido las líneas de 400 kV y 220 kV ya que de un año a otro se amplían en unos 500 km. En contraste con las líneas de 150 kV o de menor voltaje que permanecen prácticamente constantes en los últimos 5 años.

En las siguientes Tabla 5 y Tabla 6 [11] se ha dejado reflejado la evolución del número de subestaciones y de la capacidad de transformación sin hacer distinción entre peninsular y no peninsular.

Tabla 5: Número de subestaciones peninsulares y no peninsulares por año.

Nº de subestaciones 2010 2011 2012 2013 2014

400 kV 1189 1253 1319 1374 1394

220 kV 2662 2813 2936 3026 3077

150-132-110 kV 47 52 52 52 52

<110 kV 725 743 743 745 769

Total 4623 4861 5050 5197 5292

Si se ve la evolución del número de subestaciones a lo largo de los últimos años, se

aprecia que es un ascenso más moderado que el que ha experimentado la longitud de las líneas de transporte.

Tabla 6: Capacidad de transformación peninsular y no peninsular por año.

Potencia( MVA) 2010 2011 2012 2013 2014

Total 71219 72869 78629 81289 84539

A continuación en la Figura 5 se muestra también en el mapa de España como está

constituida actualmente la red mallada que constituye la Red de Transporte [11]:



Figura 5: Mapa Red de Transporte de España.

2.2.3.$DISTRIBUCIÓN.$La distribución es la actividad encargada de llevar la electricidad desde las

subestaciones de la red de transporte al consumidor final, mediante líneas de media y baja tensión.

Para distribuir la energía hasta los puntos de consumo se emplean cables soterrados ya que estos son conducidos hasta zonas urbanas y de gran población. Sin embargo, también se emplean cables aéreos en distribución cuando se quiere abastecer a zonas rurales o a poblaciones dispersas alejadas de los núcleos urbanizados.

Actualmente España dispone de 5 grandes distribuidoras: Iberdrola, Endesa, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y E-ON como se muestra en la siguiente Tabla 7 [12]:



Tabla 7: Estructura del mercado eléctrico peninsular por empresas distribuidoras en el año 2010 en España.

Distribuidora Nº Consumidores GWh

Iberdrola

Doméstico 9901717 27301

PYME´S baja 632443 17424

Med.tensión<36 kV 55762 31008

Alta tensión>36 kV 1331 15731

Total Iberdrola 10591253 91463

Endesa

Doméstico 9563821 29073

PYME´S baja 605725 19438



Total Endesa 10196454 90620

Unión Fenosa

Doméstico 3585986 10033

PYME´S baja 215637 6030



Total Unión Fenosa 3816490 34054

H.Cantábrico

Doméstico 651013 1591

PYME´S baja 39944 1048



Total H.Cantábrico 692075 9006

E-ON

Doméstico 573469 1315

PYME´S baja 36105 911



Total E-ON 610681 5515



Esta Tabla 7 está ordenada de mayor a menor número de consumidores y como consecuencia, potencia distribuida. Donde se ha hecho la diferencia según el tipo de consumidor, siendo siempre el doméstico el usuario mayoritario. Y se puede deducir que en el año representado, el año 2010, la distribuidora con mayor número de usuarios fue Iberdrola con un 41%.

2.2.4.$CONSUMO.$Los consumidores son los usuarios finales a los que es destinada la energía generada.

Se pueden clasificar en 3 tipos:

! Consumidores de servicio ! Consumidores de industria ! Consumidores domésticos

Los consumidores son los responsables de la curva de demanda. Esta curva es distinta según las horas del día; de ahí surge los llamados periodos valle, de poca demanda, y punta, de mucha demanda; según el día de la semana; no es lo mismo el consumo en día laboral que de un día festivo; según la disposición geográfica, el consumo del Norte de España es distinto que el del Sur por las condiciones atmosféricas; según la estación del año, es muy diferente el consumo en verano o invierno en comparación con el de otoño o primavera.

Figura 6: Curva de demanda del día 11 de Julio de 2010, Final del Mundial.



Figura 7: Curva de demanda del día 15 de Agosto 2010.

Se ha escogido dos días distintos para mostrar lo diferente que pueden llegar a ser el consumo en dos días cualesquiera. En Figura 6 [13], se muestra la curva de demanda de un domingo en el que se disputó la final del mundial en que jugaban España contra Holanda. A las 22:30 horas de la noche se tiene el pico de demanda, siendo el minuto de oro a las 22:32 horas con 17889000 espectadores. En comparación, con la Figura 7 [13] en la que se ha escogido la curva de otro domingo de verano, en concreto el día 15 de agosto de ese mismo año.

Concluyendo, se puede ver como dos días a la misma hora y el mismo día de la semana pero con solo una o dos semanas de diferencia, la demanda es bastante distinta, con una diferencia de unos 4 GW.

2.3.!EL!MERCADO!ELÉCTRICO.!

Existen distintos tipos de mercados de energía eléctrica en los cuales se producen compraventas de la misma y de servicios complementarios. Estos mercados a grandes rasgos son el mercado mayorista y el mercado minorista.

2.3.1.$MERCADO$MAYORISTA$(MIBEL).$El mercado mayorista es como “una plaza pública” en la que tienen lugar reuniones

de forma continua los generadores (oferta) que necesitan vender la electricidad que producen y las comercializadoras (demanda), cuyo papel es de la compra de ésta energía para luego, poder satisfacer a los clientes finales.

Así, la energía es vendida por los generadores más eficientes, que son los que venden a menor precio y a su vez es comprado por las comercializadoras que pueden pagar un precio mayor. Dicho de otra forma, esto no es más que la Ley de Oferta y Demanda.



Está formado por una serie de mercados donde hay unos “operadores de energía” que pueden ser productores, distribuidores comercializadores y consumidores cualificados, los cuales compran-venden energía eléctrica.

Estos mercados pueden negociar la energía eléctrica de dos formas distintas: o bien los consumidores pueden comprar la energía directamente de los generadores mediante contratos bilaterales o bien pueden ir ambos agentes a una bolsa de mercado organizados. Son particularmente relevantes los mercados organizados en torno a OMIE (operadora del Mercado Ibérico de la Electricidad, MIBEL) donde se negocian productos a corto plazo (mercado diario e intradiario) y en torno a la OMIP donde se negocian productos a más largo plazo. El ámbito geográfico de estos mercados es la península ibérica, al estar España y Portugal integrados en el mismo mercado eléctrico mayorista, conocido como el MIBEL [14].

2.3.2.$MERCADO$MINORISTA.$Normalmente los consumidores no adquieren su energía directamente del mercado

mayorista si no que lo hacen a través de empresas comercializadores, que adquieren la energía en mercado mayorista en cualquiera de las formas de contratación (mercado diario, mercado a plazo y contratación bilateral) y les transfiere los costes establecidos por la administración.

La comercialización consiste en el suministro de electricidad a clientes finales. Las comercializadoras buscan la manera de ser más competitivos a la hora de satisfacer a los clientes y tratan de diferenciarse unos de otros mediante nuevas e innovadoras ofertas: ofertas conjuntas de gas y electricidad, mantenimiento, etc. Gracias a esto, los clientes finales se supone que se benefician de unos precios más bajos y adquieren productos que se adaptan más a sus necesidades [14].

2.3.3.$OPERADOR$DEL$MERCADO$Y$OPERADOR$DEL$SISTEMA$Existen dos figuras clave en el mercado eléctrico: el Operador del Sistema y el

Operador del Mercado. El operador del sistema se encarga de gestionar la compra venta de los agentes asegurando que sea viable en la red eléctrica. Se podría asimilar al operador del sistema como el dueño de la “plaza pública” donde se negocia la electricidad y que es responsable de su funcionamiento. Además el Operador del Sistema gestiona los mercados en los que la negociación es muy cercana a la entrega (desde dos horas hasta apenas unos segundos). Es evidente que la energía que es comprada con tanta antelación es más valiosa que la de largo plazo [15].

El operador del mercado facilita que las transacciones se realicen de forma estandarizada y que todos los agentes dispongas de la misma información. Si bien la función del Operador del Sistema es similar en todos los países de la Unión Europea, las del Operador del Mercado es diferente según el mercado eléctrico de cada país. En esta Tabla 8 se muestra el nombre de los Operadores del sistema y de Mercado de los países objeto de estudio de este proyecto:



Tabla 8: Operador del Sistema y Operador del Mercado

OPERADOR DEL SISTEMA OPERADOR DEL MERCADO

España Red Eléctrica de España (REE) OMEL (Spot) OMIP (Plazo) Portugal Red Nacional de Electricidade (REN)

Francia Réseau Transport d´Electricité (RTE) EEX Spot (Plazo)

EEX Power Derivates (Plazo)

Marruecos Office National de l’Electricité et de l’Eau Potable (ONEE)

En función de la anticipación con la que realiza la compra-venta de electricidad se

habla de Spot o al contado y mercado con entrega a plazo. El primero gestiona desde el día anterior al suministro hasta prácticamente el tiempo real de la entrega de la electricidad. De hecho la mayoría de estos mercados al contado organizan unas subastas horarios llevadas a cabo por los Operadores del Mercado. Mientras que el mercado con entrega a plazos lo realiza con mayor antelación desde 3 años hasta 2 días antes del suministro.

Por ejemplo, OMIE-Polo Español organiza diariamente una subasta (mercado diario) en la que se intercambia energía para ser entregada en España y Portugal en el día siguiente. De esta manera los generadores de energía producirán si el precio de venta es suficiente para compensar los costes de generación. El mercado es spot es por tanto una eficiente formar de explotación del parque de generación.

La demanda se cubre horariamente por las tecnologías de generación ordenadas crecientemente por sus costes variables. Así las tecnologías como menores costes variables como la nuclear y las de régimen especial como por ejemplo la eólica serán las primeras en cubrir la demanda. Sin embargo la producción de energía por parte del régimen especial no es siempre posible y mucho menos predecible ya que depende de factores como la meteorología. La diferencia entre la demanda y las tecnologías mencionadas se denomina hueco térmico o Price Dependent Demand. Esto es, la cantidad de energía que debe ser producida por tecnologías de generación térmica como carbón y gas para que la demanda sea totalmente satisfecha. Claro está que las tecnologías de origen térmico tienes unos costes variables mayores. Para que éstas centrales produzcan deberán recibir unos ingresos que cubran los costes variables y parte de los costes fijos.

Como el mercado es marginalista, el precio que pagará finalmente la demanda aumentará cuantos más centrales con costes elevados sean necesarios para completar el hueco térmico.



Figura 8: Generación de energía por tecnología a tiempo real del día 9 de Mayo de 2015.

Esta Figura 8 [16] representa el día 9 de Mayo de 2015 y en la que se observa en

primer lugar que la demanda se cubre con las tecnologías procedentes del régimen especial. La solar se aprecia sobre todo en las horas centrales del día. Y así sucesivamente hasta tener que utilizar aquellas que se pueden regular su generación pero que por otro lado tiene un precio más elevado.

La evolución de la demanda es continua y presenta una fuerte estacionalidad. Continua por que la demanda de una hora es la evolución de la demanda de la hora anterior, no presenta saltos. Estacionalidad porque es un cíclica. Se puede prever la demanda de energía según en qué hora del día nos encontremos. De ahí la denominación de hora punta (hora de mayor consumo de energía eléctrica) y horas valle (de menos consumo).

Por otro lado el mercado spot tiene una limitación clave: conocer el precio del día siguiente. De ahí la importancia del mercado a plazos, que permite a los generadores poder conocer el precio final de su compra-venta de energía y así despreocuparse de las variaciones posibles de los precios en el mercado spot.

2.4.!OPERACIÓN!DEL!SISTEMA!ELÉCTRICO!ESPAÑOL.!

Una de las principales características de la electricidad es que no es almacenable a gran escala. Es decir, aunque actualmente se dispone de mecanismos de almacenamiento, éstas tienen una capacidad de almacenamiento pequeña. La principal forma de almacenamiento son las centrales de bombeo aunque también existen mecanismo que almacenan energía pero a menor escala aun que las centrales de bombeo como el vehículo eléctrico, el volante de inercia o el almacenamiento de energía en forma de hidrógeno. Sin embargo, el coste de estos mecanismos de almacenamiento son elevados y además no tienen capacidad de almacenamiento suficiente. Con lo cual se debe producir en cada instante en la misma cantidad en la que se consume. El operador del sistema, REE, es el responsable de asegurar un equilibrio generación-consumo y que



la electricidad fluya desde los puntos de generación hasta los puntos de consumo teniendo en cuenta las restricciones físicas de la red.

2.4.1.$INTERCONEXIONES$INTERNACIONALES.$Las interconexiones internacionales son el conjunto de líneas y subestaciones de

sistemas eléctricos vecinos que permiten intercambio fronterizo entre ellos. Las interconexiones conectan diversos países entre si y permiten tanto ofrecer a los sistemas vecinos electricidad generada en el propio país como recibir de ellos energía que puede satisfacer la demanda interna.

La principal ventaja de estas interconexiones es la contribución a la seguridad y continuidad del suministro eléctrico. Los países conectados reciben un respaldo instantáneo de los sistemas próximos en caso de necesidad. Otra ventaja es el aumento de eficacia de los sistemas interconectados como consecuencia de los intercambios comerciales desde donde la energía es más barata hasta donde es más cara.

Otra importante ventaja y sobre la que se centrará este proyecto es el aumento de competencia entre sistemas vecinos. En otras palabras, las importaciones de energía de otros países obligan a los productores del propio país a poner precios más competitivos si se quiere que sean aceptadas sus ofertas. Esto conlleva a una reducción de precios de la electricidad en el mercado mayorista.

El Mercado Interior de la Electricidad en Europa, MIE, tiene como objetivo integrar el conjunto de mercados existentes en Europa gracias a estas interconexiones [17].

Figura 9: Interconexiones internacionales. Fuente REE

2.4.2.$GESTIÓN$DE$LAS$INTERCONEXIONES.$Una vez que los operadores han acordado que parte de las capacidades de

interconexión se puede destinar a uso comercial, se pone a disposición de compradores



y vendedores. Esta asignación se hace en Europa a través de mercados organizados o por medio de subastas.

La interconexión entre España y Portugal es un ejemplo de mercado organizado ya que se gestiona a través del mercado MIBEL. Allí generadores y consumidores presentas sus ofertas y tras el proceso de casación se determinan los precios en los dos países. Una elevada capacidad de interconexión permite un único precio para ambos países.

Entre España y Francia se realiza por medio de subastas. Frente a los mercados, en las subastas se gestiona solamente la capacidad comercial de intercambio, es decir, el derecho de paso para utilizar la interconexión. Sin embargo no se incluye la negociación del precio de la energía, que se hará posteriormente en cada país.

Interconexión España-Francia En el caso Español, el refuerzo de la interconexión España-Francia es una prioridad,

ya que es nuestro “cuello de botella”, es decir, es lo que le comunica con el resto de Europa.

Recientemente se ha llevado a cabo una importante interconexión cuya realización es única en el mundo ya que es pionera en potencia, en desarrollo de cable y tecnología de conversión. Esta línea que conecta Francia por Baixas con los Pirineos orientales, Sta. Llogaia, constará de dos enlaces en CC de 1000 MW cada uno y una tensión de +/-320 kV.

La longitud total es de 64.5 km (31 km en España y 33.5 en Francia). El tramo que atraviesa los pirineos, de 8.5 kilómetros, se superó con un túnel, mientras que el resto de la línea se soterró en zanja. El soterramiento de la línea se ha alejado de los núcleos urbanos, de los espacios naturales y enclaves de interés. La línea se ha construido siguiendo el trazado de carreteras caminos y vías férreas ya existentes y se ha perforado los Pirineos a través de un túnel para evitar cualquier tipo de impacto forestal. La línea consta de 4 cables de XLPE, dos para cada enlace. Además para la gestión inteligente de la línea, se han instalado dos cables de fibra óptica en todo su trazado, uno para conocer el estado técnico de las instalaciones en todo momento y el otro para comunicación adicionales de datos. En los extremos de las interconexiones se encuentran las estaciones conversoras más potentes del mundo en 2015 de VSC (Voltage Source Converter). Éstas se encargarán de convertir la corriente alterna en continua y viceversa. La corriente alterna de 40 kV llega a la estación conversora en sistema trifásico. Los potentes transformadores los reducen a 320 kV. Luego se convierte la corriente alterna a continua de forma rapidísima. Y a partir de ahí la corriente continua de 320 kV es transportada por la línea soterrada a lo largo de la nueva interconexión. Esta tecnología también puede realizar la conversión en sentido inverso y puede hacer este cambio en 50 ms.



Figura 10: Estación conversora España-Francia. Fuente REE

Una de las principales características es que por primera vez se trata de una línea de esas magnitudes de potencia en corriente continua lo que significa menor pérdida de energía.

Entre otros beneficios se puede decir que esta línea proporciona mayor seguridad de suministro eléctrico, que duplica la capacidad de intercambio actual, pasando de 1400 MW a 2800 MW. Favoreciendo así el intento por unificar los mercados en uno solo proporcionando mayor estabilidad del sistema gracias a la mayor integración en la red Europea [18].

En un horizonte bastante masa lejano, año 2020 se prevé otra línea de 4000 MW.



Figura 11: Interconexión España (Pirineos)- Francia (Baixas). Fuente REE

Interconexión España-Portugal

La interconexión con Portugal presenta una situación diferente. Actualmente entre España y Portugal existen 7 líneas: 4 de 400 kV y 3 de 220 kV que permiten alcanzar un valor máximo de capacidad de intercambio de entre 2000 y 2400 MW. Al igual que en la interconexión con Francia, se ha desarrollado dos nuevas líneas entre ambos países (una por Galicia y otra por Andalucía) que, tras su puesta en marcha este año 2015, permite alcanzar unos 3000 MW de capacidad de intercambio [17].

Interconexión España-Marruecos Consta de dos líneas submarinas en CA que suman de intercambio 800 MW. Se trata

del principal nexo de unión entre Europa y el sur del mediterráneo. En conclusión, el sistema eléctrico español está interconectado como acabamos de

describir con Portugal (configurando de esta forma el Sistema eléctrico ibérico), con el norte de África, a través de Marruecos, así como con el sistema eléctrico Europeo a través de Francia. A su vez, éste último se encuentra interconectado eléctricamente con el sistema eléctrico de los países Nórdicos, con el de los países del Este y también con el de las Islas Británicas, constituyendo de esta forma el Sistema Eléctrico más grande del mundo.

2.4.3.$CAPACIDAD$DE$INTERCAMBIO$ENTR$PAÍSES.$ESPAÑA$ISLA$ELÉCTRICA.$La capacidad de intercambio se define como el valor máximo de potencia instalada

que se puede exportar o importar entre dos sistemas eléctricos manteniendo los criterios de seguridad.



Para aprovechar las ventajas que proporcionan las interconexiones, la Unión Europea recomendó en 2001 que todos los países miembros alcanzaran un mínimo de un 10% de ratio de capacidad de intercambio. Este ratio no es más que la relación que existe entre la suma de la capacidad de importación total frente a la potencia instalada en dicho país. El objetivo propuesto por la Unión Europea con esta recomendación no es otra que la de evitar las los sistemas aislados como es en el caso de España y de dar un paso hacia delante para conseguir el Mercado Único de electricidad.

Debido a su disposición geográfica España tiene limitadas sus posibilidades de interconexión con otros países europeos. De hecho, España es conocida como isla eléctrica por ser Francia su única conexión con Europa y sus escasas capacidades de intercambio. Sólo alcanza un 5% de capacidad de interconexión como ya hemos mencionado con anterioridad. Algo parecido le sucede a Portugal respecto de España.

Figura 12: Capacidad de producción instalada en España año 2014. Fuente REE

En 2020, con las interconexiones previstas, España será el único país de Europa continental por debajo del objetivo del 10%, por lo que será necesario seguir desarrollando nuevas interconexiones. Estos proyectos son la interconexión norte con Portugal entre Galicia y el Minho portugués, un transformador desfasador en Arkale y el Proyecto Bahía Vizcaya y una nueva interconexión submarina por el Golfo de Vizcaya en el medio/largo plazo.



Figura 13: Desarrollo de las interconexiones en España [18].

2.5.!SISTEMA!ELÉCTRICO!EUROPEO.!

Para integrar los diferentes mercados energéticos nacionales en un mercado único europeo, se han creado mercados regionales en Europa, MIBEL, Nord pool, CWe y los acoplamientos de mercados entre Italia y Eslovenia y entre la República Checa Eslovaquia y Hungría. Ver Figura 14.

En los próximos años estas regiones se irán integrando. Primero lo harán los mercados diarios de centro Europa, Países Nórdicos y Reino Unido y posteriormente se unirá MIBEL a este gran bloque .Ver figura 15.



Figura 14: Mercados regionales. Fuente REE

Figura 15: Unión de los mercados. Fuente REE

!

!

!

!

!

!



!

3.!GESTIÓN!DE!LA!DEMANDA.!

La gestión de la demanda en mercados eléctricos podría mejorar la eficiencia energética y lograr objetivos medioambientales. Nos vamos a centrar en la Gestión de la Demanda (DSM, Demand Side Management) que tiene como fin maximizar la eficiencia energética y medioambiental de diversos países. En este proyecto nos centraremos a evaluar el caso de España con los países con los que se encuentra interconectado. Junto a los beneficios q genera este programa está el de mejora de la flexibilidad y fiabilidad del sistema energético [4].

3.1.!EFICIENCIA!ENÉRGETICA!Y!MEDIOAMBIENTAL.!

La comisión Europea durante su última reunión fijó unos objetivos energéticos para el año 2020, incluyendo, entre otros, la libre competencia, la seguridad de suministro y los recortes en emisiones de gases de efecto invernadero. La eficiencia energética es uno de los medios para lograr estos objetivos. Otra posibilidad sería el desarrollo de Smart Grid que permite ajustar la generación de energía en función de la demanda. De esta forma se consigue optimizar el consumo, dar mayor flexibilidad a los operadores de la red en el manejo del sistema y aumentar la eficiencia medioambiental al disminuir las emisiones de !"!.

En este proyecto se va a abordar la minimización de costes y la optimización de la asignación de tecnología: Gas, carbón, petróleo, eólica, hidráulica y nuclear.

En el caso de la generación hidráulica se ha diferenciado dos tipos, las que proceden de centrales de base (destinadas a suministrar la mayor parte de la energía eléctrica de forma continua) y las que proceden de las centrales de punta (exclusivamente para cubrir las demandas de energía eléctrica en horas).

Controlar el consumo de energía y la generación de energía son dos caminos relativamente fáciles que se pueden conseguir promoviendo que:

! Se produzca un incremento de eficiencia energética y medio ambiental en la reducción neta de la demanda en las horas pico e informar a los consumidores durante los periodos de menos coste de generación, relacionados usualmente con una disminución de emisiones de!!"!.

! Se mejore el intercambio y reparto de generación entre países interconectados ( reduciendo las probabilidades de apagones, intermitencia o uso ineficiente de las tecnologías)

! Se incremente la flexibilidad del sistema para hacer frente a la creciente tasa de penetración de las energías renovables y el aumento de demanda en horas punta de consumo.

3.2.!MODELADO!DE!GESTIÓN!DE!LA!ENERGÍA.!

Se ha modelado 4 países interconectados. Cada uno equipado con sus propias fuentes de generación con sus respectivos costes marginales específicos para cada tecnología.



No se ha tenido en cuenta Andorra debido a la poca potencia de intercambio y a que los resultados incluyéndola no afectan a los resultados globales aquí estudiados.

España: País considerado isla energética. En nuestro caso servirá de lazo entre todos los países vecinos que vamos a representar en este proyecto. Francia: País caracterizado por una gran generación de energía nuclear e hidráulica. Portugal: Perteneciente al mismo Mercado Ibérico de la Electricidad que España. Marruecos: Nexo de unión de los dos continentes.

A continuación se representan las siguientes tablas en la que se resume los costes generales, Tabla 9, así como la potencia instalada de cada tecnología Tabla 10.

La Tabla 9 [4] representa lo que le cuesta a cada país generar 1 MW en 1 hora. Así por ejemplo, fijándonos en la columna de costes de España las tecnologías procedentes de las renovables como pueden ser la eólica y la hidráulica son las que tienen menor coste, 0 € y 2 € el MW generado en una hora. En cambio, la que más encarece los costes es aquella que procede del petróleo. Como se irá comprobando a medida que avancemos en este apartado, se verá que como se pretende minimizar los costes de generación, la fuente de generación que proceda del petróleo nunca es una solución óptima para este proyecto. El coste entre centrales hidráulicas en horas pico y en base es prácticamente el mismo. Lo que cambia es que como era de esperar, la energía que se produce en horas pico, de máxima demanda, es más cara que la de periodos valle.

Tabla 9: Coste variable en cada país año 2010.

Coste variable (€/MWh) España Portugal Francia Marruecos

Carbón 35 36 34.8 37

Gas 25 27 41 36

Petróleo 140 149 146.9 150

Eólica 0 0 0 0

Hidráulica (pico)

2.5 2.9 1 3

Hidráulica (base)

2 2.4 0.5 2.5

Nuclear 5 0 5 0

La Tabla 10 [4], en cambio, lo que representa es la potencia que se ha instalado en

cada país en función de la tecnología de la que se trate. Así pues se puede apreciar como según qué país se trate, tendrán más o menos potencia instalada en función de lo que se haya invertido. Por tanto mientras en la Tabla 9 de costes los precios se mantenían prácticamente constantes entre los distintos países, en la Tabla 10 ocurre lo contrario. Como puede observarse, la potencia instalada de Francia procedente de la energía nuclear es totalmente superior al resto de países. En concreto sólo se podría comparar con la potencia instalada en España, puesto que tanto Marruecos y Portugal no tienen generación de energía nuclear. Otro ejemplo de la disparidad de potencias instaladas



según el país, es el de la energía que procede del viento. España es el segundo país con más potencia instalada procedente del viento en Europa y por tanto, como se aprecia en esta Tabla 10, es bastante más elevada la potencia instalada de energía eólica en España que en los otros 3 países representados.

Tabla 10: Potencia instalada en cada país año 2010.

Potencia instalada (MW) España Portugal Francia Marruecos

Carbón 12058.6 3100 7256.5 2140

Gas 33464.7 2330 7496.5 1280

Petróleo 6435.3 1267 13243.5 1100

Eólica 20673 4166.7 6080 184

Hidráulica (pico) 5350 480 5100 160

Hidráulica (base) 13020 4750 20570 220

Nuclear 7447 0 63129.4 0

A partir de estos datos se va a abordar dos casos. El primero determina el nivel de gestión de la demanda necesario para mejorar la eficiencia ambiental y energética en un contexto de mercado aislado. Y el segundo caso abarca la solución teniendo en cuenta interconexiones entre los países vecinos con sus correspondientes límites de capacidad físicos.

Los diferentes países están buscando la manera de generar con la tecnología más barata para cubrir su demanda de manera más eficiente, en otras palabras, equilibrando la oferta y la demanda. Para ello se ha implementado una función de optimización con diferentes restricciones que iremos describiendo poco a poco hasta formular el problema completo [4].

Para comenzar se va a definir las dos variables que se han considerado en este proyecto:

o !!" es la cantidad de energía generada en el país j por la tecnología i. Evidentemente, la energía generada en cualquier de los 4 países que hemos representado deberá ser menor que la energía instalada. Así por ejemplo, !!" significaría la potencia generada por el país 2, Portugal, mediante la tecnología 1, Carbón.!!

o !!"# es la cantidad de energía de la tecnología i que genera el país j y es exportada al país k. Esta variable incorpora un subíndice más que refleja la interconexión entre los



dos países j y k. Por lo tanto, estos dos últimos subíndices serán forzados para que sean distintos, ya que si fueran iguales equivaldría a que un país se intercambiaría energía consigo mismo. A modo de ejemplo, !!"#significaría la energía intercambiada del país 1, España, al 3, Francia procedente de la tecnología 2, el gas.

Y una de las constantes necesaria para poder minimizar, los costes:

o !!" es el coste variable que supone generar energía por la tecnología i en el país j. Estas constantes están reflejadas en la Tabla 9, antes descrita.

Lo que se busca en este proyecto es buscar una función que busque una solución óptima al problema de generar lo que consuma el propio país y los países vecinos evitando así generar energía en exceso. Por lo tanto se buscará una función que minimice los costes de generación de su propia energía y los costes de generar energía para intercambiarla con países vecinos. Suponiendo que solo hubiese dos países ( España y Francia) y 2 tecnologías (gas y nuclear) lo que se buscaría, desde el punto de vista de España, minimizar los costes de la energía generada procedente del gas y nuclear para satisfacer la demanda de España más minimizar los costes que supondría transferir la energía de España a Francia procedentes de las dos tecnologías.

Luego, ampliando lo visto a los 4 países estudiados y a las 7 tecnologías nos quedaría la siguiente función de minimización del conjunto de los 4 países:

Min!!",!!"#

!!"!!" + !!"!!"#!!!!!!!

!

Se muestra esta Tabla 11 a modo de clarificar la correlación de los subíndices con los

respectivos países y tecnologías: Tabla 11: Correlación de Subíndices.

Subíndice i Tecnología

1 Carbón

2 Gas

3 Petróleo

4 Eólica

5 Hidráulica (pico)

6 Hidráulica (base)

7 Nuclear

Este problema de optimización debe estar asociado a una serie de restricciones y

ecuaciones que se irán explicando a continuación

Subíndice j y k País

1 España

2 Portugal

3 Francia

4 Marruecos



La primera restricción que se va a incluir es la que se ha comentado al principio a la hora de explicar el significado de la !!", el hecho de generar menos o, como máximo, la misma potencia instalada. Previamente se va a definir las dos constantes que entran en juego en esta restricción:

o !!" es la potencia instalada de la tecnología i en el país j. Estos datos son los recogidos en la Tabla 10.

o !! !es un coeficiente de seguridad que varía desde 0 hasta 1 y que representa la

cantidad de la potencia instalada !!" que realmente está disponible según la tecnología i. Este coeficiente es el mismo para todos los países representados y sus valores están recogidos en la siguiente Tabla 12:

Tabla 12: Potencia disponible para cada tecnología [3].

!! Potencia instalada disponible

Carbón 0.85 0.85 ·!!"#!ó!

Gas 0.85 0.85 · !!"# Petróleo 0.85 0.85 · !!"#$ó!"#

Eólica 0.3 0.3 · !!ó!"#$

Hidráulica (pico) 0.5 0.5 · !!"#$á!"#$%.!

Hidráulica ( base) 0.5 0.5 · !!"#$á!"#$%.!

Nuclear 0.85 0.85 · !!!"#$%&

Como bien se puede deducir de esta Tabla 12, las tecnologías más seguras están

multiplicadas por un coeficiente más alto, mientras que aquellas que no se pueden prever porque depende de condiciones atmosféricas se han multiplicado por un coeficiente de seguridad mucho mayor. En las Figuras 16 y 17 se representa el mismo día a distintas horas. El porcentaje de energía procedente del viento varía bastante de una hora a otra en un mismo día. Y lo mismo pasa según la época del año en la que nos encontremos. Lo mismo ocurre con la energía procedente de las centrales hidráulicas, que dependen de las condiciones meteorológicas y pueden variar de estación en estación.



Figura 16: Generación eólica 9 de Septiembre 2014 a las 13:50 h. Fuente REE

Figura 17: Generación eólica 9 de Septiembre 2014 a la 1:30 h. Fuente REE

Una vez definidas las constantes y variables que interviene, resulta más sencillo explicar la restricción que se impondrá al problema. Se trata de una función de la cantidad de energía producida por cada país para satisfacer tanto la demanda doméstica como las exportaciones, estando limitada por la potencia instalada disponible. Es decir, que si sólo existiese una tecnología, el gas, la restricción viene a decir que lo que genere España de gas para satisfacer su propia demanda sumado a lo que genera de gas para intercambiarlo con otros países tiene que ser menor o igual que la máxima potencia instalada disponible:

!.! = !!" + !!"# ≤ !!!!"!

!!∀!,! !

Otro aspecto a tener en cuenta, es que no se puede intercambiar un valor de energía ilimitado. Esto es debido a que existe una restricción física del cable por la cual solo se pueden traspasar un número limitado de MW, por lo tanto definimos:



o !"!" es la capacidad de interconexión entre los países j y k entre los países j y k, cuyos valores se muestran en la siguiente Tabla 13:

Tabla 13: Interconexión entre los países (MW). Fuente: Datas from ENTSO-E "Indicative value of

NTC in continental Europe" 22 February 2011

!"!" España Portugal Francia Marruecos

España 3000 2800 900

Portugal 3000 0 0

Francia 2800 0 0

Marruecos 9000 0 0

Por lo tanto, ya solo nos queda introducir la restricción de que la suma de la potencia generada por todas las tecnologías que pasan del país j al k tienen que ser menor o igual a la capacidad máxima que soporta el cable:

!.! = !!"# ≤ !"!"!!!!

!!∀!,!

Ya por último nos queda introducir la expresión que relacione la oferta con la

demanda,es decir, una ecuación que sea balance de energía. Definimos por último la última constante empleada:

o !! es el consumo en el país k y toma los siguientes valores: Tabla 14: Consumo (!!) del día 9 de abril del 2014 en cada país ( MWh). Fuente: ENTSO-E

Hora España (MWh)

Portugal (MWh)

Francia (MWh)

Marruecos (MWh)

4:00 21897 4469 44958 3548

12:00 31646 6181 59838 4990

20:00 29953 6072 53006 4799

Luego el balance de energía sería, tomando como ejemplo a España, que toda la energía generada de todas sus tecnologías sumado a todo lo que recibe a través de las interconexiones debe ser igual a lo que se consuma:

!.! = !!" + !!"# = !!!!!

!!∀!!!

Agrupando todas las expresiones anteriores obtendríamos la estructura en la que se

ha basado este proyecto, donde se determinará la generación que se debe desarrollar en



cada país y la cantidad que se debe intercambiar según la tecnología y se diferenciará los resultados en horas pico y en horas punta:

Min!!",!!"#

!!"!!" + !!"!!"#!!!!!!!

!

!.! = !!" + !!"# ≤ !!!!"!

!!∀!,! !

!.! = !!"# ≤ !"!"!!!!

!!∀!,!

!.! = !!" + !!"# = !!!!!

!!∀!!!

!"#!$, !!" ≥ 0, !!"# ≥ 0

3.3.!CONTEXO!DE!MERCADO!AISLADO.!

Sin interconexiones, los países tendrían que generar lo que consumen. Este modelo, no real, permitirá conocer que países son capaces de autosatisfacerse y cuales tienen una fuerte dependencia de países vecinos.

Se han encontrado dos tipos de países, aquellos que funcionarían bien de manera independiente como Francia y España, y aquellos que necesitarían de prácticamente todos sus recursos (cosa que supondría costes elevadísimos de explotación) o incluso con capacidad insuficiente para satisfacer los picos de demanda como Portugal y Marruecos respectivamente. Operando en aislamiento, Marruecos debería hacer frente a pérdidas sustanciales de consumo.

A modo de ejemplo se resumirá en la Tabla 15 el caso estudiado para 2 periodos diferentes:



Tabla 15: Generación de energía en caso de mercado aislado año 2014.

MWh

España Portugal Francia Marruecos

4:00 h 20:00h

4:00 h

20:00h 4:00 h 20:00h 4:00h 20:00h

Carbón 0 0 0 227 0 0 1819 1819

Gas 180 8236 604 1981 0 0 1088 1088

Petróleo 0 0 0 0 0 0 396 935

Eólica 6202 6202 1250 1250 1824 1824 55 55

Hidráulica (pico) 2675 2675 240 240 2550 2550 80 80

Hidráulica

(base) 6510 6510 2375 2375 10285 10285 110 110

Nuclear 6330 6330 0 0 30299 38347 0 0

Generación total

21897 29953 4469 6072 44958 53006 3548 4087

Consumo 21897 29953 4469 6072 44958 53006 3548 4799

Como se observa y como ya se ha introducido antes, en caso de Marruecos a las 4:00

h es capaz de abastecerse con sus propios recursos. Es decir, es capaz de generar lo mismo que consume. Sin embargo, en una hora pico como puede ser por ejemplo las 20:00 h, Marruecos solo es capaz de generar 4087 MW, potencia insuficiente para abastecer la demanda. De hecho según el día estudiado, Marruecos es capaz de cubrir su demanda en un 93 % de las horas de ese día. Con lo cual, reduciendo un 7 % el consumo sería posible restablecer el equilibrio del mercado.

En contraste, países como Francia no tienen ningún problema en vivir en un mercado aislado. Por un lado agota la energía procedente de la hidroeléctrica y por otro acaba usando la energía nuclear para cubrir totalmente la demanda. Sin embargo, en la realidad esto no es así ya que por cuestiones técnicas entra primero la energía nuclear y luego se completa con la energía hidráulica, lo que ocurre que nuestro modelo, como todo modelo, es una simplificación de la realidad. Es interesante comprobar cómo este país, gracias a la gran potencia instalada nuclear e hidráulica podría cubrir picos de demanda de casi el doble del estudiado. Esto es porque a partir del año 1974 Francia se decidió a ampliar la capacidad de producción de energía nuclear debido a la primera crisis del petróleo. La energía nuclear comparada con el precio del combustible es mucho menor, lo que supuso una reducción del costo total, un decremento de las importaciones con sus países vecinos (que no son objeto de estudio de este proyecto) y se logró una mayor seguridad energética. Como resultado de esta decisión de 1974, actualmente Francia tiene un importante nivel de independencia energética y casi el más



bajo costo de la energía eléctrica en Europa ya que más del 90% de su electricidad es de origen nuclear o hidroeléctrico [19].

Si observamos España en horas pico, la energía de fuente nuclear no es suficiente debido al gran consumo, y se requiere energía por parte del gas. Evidentemente se encarece el coste por generar energía que no procede de las energías renovables. De hecho se podría plantear la reducción de los picos de demanda en horas punta puesto que conllevaría a ganancias ambientales y económicas. Medidas que comentaremos más adelante en este proyecto.

Francia y España están fuertemente equipadas para hacer frente a los picos de consumo, a través de centrales eléctricas con una capacidad más que suficiente para cubrir la demanda.

Si se dispusiera de unos incentivos para reducir los picos de demanda se producirían ganancias significativas, tema que abordaremos también en otro punto de este proyecto.

El coste que le supondría a cada país viene representado en la siguiente Tabla 16 Donde se alcanza un máximo en España a las 20:00 h un mínimo en Portugal a las 4:00 h.

Tabla 16: Coste de generar en horas valle y punta por país en un mercado aislado.

€ España Portugal Francia Marruecos

4:00 h 20:00 h 4:00h 20:00 h 4:00 h 20:00 h 4:00 h 20:00h

Coste 55857 257257 22704 68024 159188 199428 166356 247236

Por último, las siguientes gráficas 18, 19, 20 y 21 muestran el porcentaje de la

explotación de las distintas fuentes de los 4 países extrapolados de los resultados de la Tabla 15 a un día completo. Estos porcentajes están directamente relacionados con el consumo que ha habido en esos países el día que hemos escogido, 9 de Abril del 2014.

Figura 18: Fuentes de generación diaria en España.



Figura 19: Fuentes de generación diaria en Francia.

Figura 20: Fuentes de generación diaria en Marruecos.

Eólica$3%$

Hidráulica(pico)$5%$

Hidráulica(base)$19%$

Nuclear$73%$

Carbón$46%$

Gas$27%$

Petróleo$21%$

Eólica$1%$





Figura 21: Fuentes de generación diaria en Portugal.

La energía eólica, que está presenta como primera opción de explotación de los 4 países estudiados, es una realidad creciente, tanto en tierra como en mar, con un amplio potencial para convertirse en una parte importante en la sustitución de las energías sucias por energías limpias. De hecho se plantea como objetivo que en el año 2050 más de un tercio de la electricidad consumida en el mundo proceda de la energía eólica [20]. Para lograr este objetivo es necesario, no obstante, que los países más industrializados (y, por tanto, los que demandan más electricidad) apoyen esta fuente de energía con medidas claras y se involucren de manera decida en su desarrollo.

3.4.! MERCADO! DE! ENERGÍA! TENIENDO! EN! CUENTA! LAS!INTERCONEXIONES.!

Se considerará ahora un segundo supuesto donde los países están interconectados con capacidades limitadas. Esto permite reducir el coste de generar energía según el país ya que cuando acaba de cubrir la demanda con las tecnologías más baratas, en lugar de acudir a las más caras como en el caso de mercado aislado descrito anteriormente, recurre a importar energía de algún país vecino con el que tenga alguna interconexión.

3.4.1.$MERCADO$CON$INTERCONEXIONES$EN$HORAS$VALLE.$Como en el caso anterior se analizará lo que ocurre en los dos mismos periodos. En

esta primera Tabla 17 se representa como se distribuye la generación en cada país en una hora valle.

Carbón$4%$

Gas$28%$

Petróleo$0%$Eólica$

22%$





Tabla 17: Distribución de la generación por país con capacidades limitadas a las 4:00 h del día 9 de abril de 2014

(MWh) España Portugal Francia Marruecos

Carbón 0 0 0 1314.8

Gas 0 0 0 1088

Petróleo 0 0 0 0

Eólica 5788.7 748.7 1353.9 55.2

Hidráulica (pico) 2055.3 130.3 2024.5 80

Hidráulica (base) 6396 1561.6 9823.1 110

Nuclear 5018.9 0 31757.1 0

Interconexiones (importación) 2639 2028.9 0 900

La última fila de esta Tabla 17, representa la energía importada de otro país necesaria

para cubrir la demanda. En el caso de Francia, no requiere de acoplamiento con España, ya que ella misma genera lo que consume de manera más óptima. Además, actúa como país exportador hacia España debido a su capacidad instalada, sus precios y sobre todo, por ser el nexo de unión de España con el resto de países de Europa.

En contraste, Marruecos es totalmente dependiente de esa interconexión que la une con Europa. La manera óptima sería saturando su interconexión. Más adelante cuantificaremos como de óptima es esta solución.

Consideramos a Portugal como un país importador, debido entre otras cosas a su situación geográfica. Mientras que España actúa como país importador de Francia y exportador de Portugal como podemos comprobar en la siguiente Figura 22



Figura 22: Intercambios internacionales a las 4:00 h

Ahora se desglosará la energía procedente de las diferentes tecnologías que pasa por esas interconexiones a esa misma hora y en cada país.

La energía que exporta España a Marruecos y a Portugal procede prácticamente de las mismas fuentes que usa para abastecer su propia demanda, que son las renovables, a menor precio y nuclear y lo hace prácticamente en las mismas proporciones que en el caso ya estudiado de mercado aislado.

Francia, aunque también usa las mismas fuentes, utiliza mayoritariamente energía de origen nuclear al ser ésta la de mayor capacidad instalada disponible y con un coste relativamente bajo comparado con otras fuentes de origen no renovable.



Figura 23: Tecnologías empleadas en la interconexión España-Portugal.

Figura 24: Tecnologías empleadas en la interconexión España-Marruecos.

viento!26%!

hidro(pico)!20%!hidro(base)!

27%!

nuclear!27%!

viento!26%!

hidro(pico)!22%!

hidro(base)!

26%!

nuclear!26%!



Figura 25: Tecnologías empleadas en la interconexión Francia- España.

Se analiza ahora lo mismo pero en horas de máxima demanda, a las 20.00 h por ejemplo. Se ve cómo se comportan las interconexiones y qué tecnologías entran en juego en la Tabla 18:

Tabla 18: Distribución de la generación por país con capacidades limitadas a las 20:00 h del día 9 de abril de 2014

(MWh) España Portugal Francia Marruecos

Carbón 0 0 0 1819

Gas 7663.7 0 0 1088

Petróleo 0 0 0 746.8

Eólica 5677.9 1046.9 1217.9 55.2

Hidráulica (pico) 2202.3 153.1 1887.2 80

Hidráulica (base) 6021.5 2122.6 9597.3 110

Nuclear 5587.5 0 40303.6 0

Interconexiones (importación) 2800 2749.4 0 900

Empezando por analizar Marruecos, se aprecia que tiene casi todas sus tecnologías en el límite de su capacidad disponible. En este caso, a Marruecos, le supone un ahorro bastante importante poder estar interconectado con España ya que su tecnología más cara, el petróleo, está explotada al 79% y su demanda es cubierta por tecnologías más baratas como las renovables procedentes de España.

En este caso, las interconexiones de España y Marruecos están saturadas. Y la de Portugal está bastante explotada, al 92%. Esto se debe a que en horas de máximo consumo es necesario mucha más energía que en otros periodos del día y o no se

viento!23%!

hidro(pico)!

25%!hidro(base)!

23%!

nuclear!29%!



dispone de potencia suficiente para abastecerla, como ocurría en Marruecos en el caso de mercado aislado, o, aun teniendo potencia disponible suficiente como es el caso de España, es mucho más rentable importar de algún país vecino que le ofrezca energía a mejor precio. Aquí se llega a una paradoja, y es que, cuando España tiene una capacidad instalada disponible de más del doble de lo que se consume, en la realidad, acaba importando de Francia debido a sus precios más bajos.

Se representará el porcentaje de tecnologías que son exportados de España a Portugal y a Marruecos. La interconexión de Francia-España es similar a la anterior representada, sigue siendo la nuclear la mayoritaria.

Como se puede observar en las dos Figuras 26 y 27 de abajo, aparece una nueva tecnología en los dos casos, en contraste con la hora valle representado. El motivo de esto, es que debido a la gran demanda que se suele producir a esas horas, España en este caso, agota sus propias fuentes más baratas para cubrir su demanda y le queda poco para exportar. Así que a medida que aumenta en consumo, el porcentaje de tecnologías más caras es mayor.

Figura 26: Porcentaje de tecnologías en interconexión España-Portugal a las 20:00 h.

Figura 27: Porcentaje de tecnologías en interconexión España-Marruecos a las 20:00 h.

gas!25%!

viento!20%!

hidro(pico)!

15%!

hidro(base)!

20%!

nuclear!20%!

gas!21%!

viento!20%!hidro(pico

)!18%!

hidro(base)!20%!

nuclear!21%!



Si se compara ahora los costos de cada país de producir energía y de importarla y lo comparamos con el caso de mercados aislados observamos, como bien refleja la siguiente tabla, que el hecho de un mercado único, con posibilidad de intercambiar energía a cualquier hora supone un gran ahorro. Y no solo eso, si no, como se ha dicho en la introducción, asegurar una fiabilidad del suministro eléctrico. Es decir, en el caso de que ocurriera una contingencia en un país y éste no fuese capaz de solventar, los países vecinos, como países miembros de un mercado común, acudirían en su ayuda para así garantizar la continuidad del servicio.

En esta Tabla 19 se ha querido reflejar cuanto le supone a un país generar en una hora (en el caso representado, las 20.00 h) incluyendo el coste de utilizar la interconexión. Este último coste se ha calculado según los precios por MWh de cada tecnología del país del que importa la energía. Así en el caso de Portugal por ejemplo, lo que le cuesta cubrir su demanda será lo que le cuesta generar según sus propias tecnologías más lo que le cuesta a España generar energía para intercambiar con Portugal.

Tabla 19: Coste total por país según la tecnología y la interconexión.


Carbón 0 0 0 67303

Gas 191592.5 0 0 39168

Petróleo 0 0 0 112020

Eólica 0 0 0 0

Hidráulica (pico) 5505.75 443.99 1887.2 240

Hidráulica (base) 12043 5094.24 4798.65 275

Nuclear 27937.5 0 201518 0

Interconexiones 5223.65 22107.3 0 6468.6

TOTAL 242302.4 27645.5 208203.9 225474.5

Por otro lado se ha querido representar el ahorro que supone generar como un país

interconectado. En la siguiente Tabla 20 se muestra dos columnas por países, la primera resume los costes totales de generación teniendo en cuenta todas las tecnologías en el primer caso estudiado, el sistema aislado. En cambio, la segunda columna engloba los costes de generación en el caso de sistema interconectado. Y por último, a modo de aclaración, en la última fila se refleja el ahorro de cada país al generar como país interconectado.



Tabla 20: Ahorro del mercado con interconexiones frente al mercado aislado a las 20.00h.


Aislado Intercon Aislado Intercon Aislado Intercon Aislado Intercon

Coste 257257 242302 68023 27645 199427 208204 247236 225474

Δ 6 % 60% -5% 9%

Con estos resultados se llega claramente a la conclusión que se llevamos anunciando desde el principio de este supuesto y es que el hecho de vivir en un mercado con interconexiones supone un gran ahorro económico.

El caso más llamativo de los datos representados en la Tabla 20 es el ahorro que le supone a Portugal generar energía en mercado con capacidades de interconexiones limitadas. Y es que consigue disminuir su costo en un 60%. Observando la Tabla 9 donde vienen los costes de generación por hora se puede apreciar que los precios de generar las energías en Portugal son mayores que los de generar en España, y al ser ésta su única interconexión, la solución más óptima ha sido especialmente ventajosa para Portugal.

Lo mismo ocurre con España y Marruecos donde también se ha notado un ahorro, aunque más reducido, pero sigue siendo una importante cantidad de dinero la que consiguen ahorrarse por hora. Si esto se extrapola a un día, a un mes o a un año, las ganancias llegan a ser sustanciales.

Francia en cambio no consigue ningún ahorro y eso se debe a que la situación representada en este proyecto es España con sus interconexiones, sin tener en cuenta, por ejemplo, las interconexiones que Francia tiene además de la de España. Y por otro lado, la función resuelve la situación óptima del conjunto, no país a país.

Este ahorro global generando con interconexiones del día 9 de Abril del 2014 a las 20:00 h sería del 10%, que en euros podemos afirmar que los mercados se ahorrarían en torno a 70000 €.

Por último, se va a simular lo que ocurriría si se extrapola los resultados a un día completo. Es decir, cómo entrarían las tecnologías para cubrir la demanda:



Figura 28: Generación de energía en España el día 9 de abril de 2014.

Se puede comprobar que la gráfica obtenida no es más que la curva de demanda por horas en el día representado y en el que se ha incluido qué tecnologías han ido sido elegidas en cada momento para cubrir la demanda.

Queda visible cuales son las horas valle y punta, siendo éstas en torno a las 4:00 h cuando la demanda está alrededor de los 20 GW y las horas punta en este día representado está dividido en dos periodos, en torno a las 12 de mañana y sobre las 20:00 h que es la que se ha escogido para representar los ejemplos anteriores, ambos sobre 32 GW.

3.5.!POLÍTICA!DE!PRECIOS.!

La concienciación de los usuarios ayuda a disminuir la curva de demanda o, lo que es lo mismo, puede suponer un importante porcentaje de ahorro. Pero el objetivo no es reducir la demanda, si no, que la curva de demanda de un país sea lo más homogénea posible y no haya fluctuaciones tan bruscas entre las horas punta y las horas valle, como es el caso de España.

Según el artículo se dispone de una herramienta que comúnmente es usada para implementar la respuesta de la demanda. Esta es la fijación dinámica de precios mediante el control directo de cargas, “Direct Load Control ( DLC)”.

DLC se basa en que los usuarios disponen de un equipamiento lo suficientemente inteligente como para ser gestionado por un operador de la red. De manera que cuando sea necesaria una desconexión, ésta se efectuara por parte del operador garantizando sobre todo, el confort y la calidad de suministro a los usuarios. Consiguiendo así, un verdadero ahorro energético.

Actualmente debido a las tarifas planas de luz y electricidad que ofrecen las grandes compañías a priori no interesaría al consumidor hacer una pequeña inversión para hacerse con estos equipos inteligentes ya que el ahorro no se vería reflejado en su

0!

5000!

10000!

15000!

20000!

25000!

30000!

35000!1:00!

2:00!

3:00!

4:00!

5:00!

6:00!

7:00!

8:00!

9:00!

10:00!

11:00!

12:00!

13:00!

14:00!

15:00!

16:00!

17:00!

18:00!

19:00!

20:00!

21:00!

22:00!

23:00!

0:00!

MW$

h$

Generación$de$energía$en$España$petroleo! carbon! gas! nuclear! hidro(pico)! hidro(base)! viento! interconexiones!



factura al pagar siempre la misma cantidad fija durante todo el año. Sin embargo, si se aplicaran unas remuneraciones económicas a los consumidores, que podrían ser calculadas de distintas formas, supondría un ahorro en las facturas mensuales a nivel doméstico y un ahorro a nivel de mercado debido a que reduciría las horas de máxima demanda. Con lo cual el usuario debe ser consciente que con una activa participación en este tipo de soluciones para favorecer la disminución de la demanda reducía significativamente su factura.

Este ahorro no solo se puede realizar a nivel doméstico, si no que a nivel de industria también sería interesante. Actualmente ya hay algunas industrias de elevado gasto energético que trabajan de noche ya que el precio del kWh es menor por la noche que durante el día.

En definitiva es de vital importancia que por el hecho de usar electrodomésticos o aparatos inteligentes, los consumidores no se vean preocupados por una disminución del nivel de su confort cuando se realizan las maniobras de desconexión con el objeto de gestionar la demanda. Es decir, debe garantizarse que el agua caliente o la calefacción por ejemplo sean siempre al agrado del consumidor siendo posible modificar cada vez que se desee el programa de gestión inteligente que sus aparatos dispongan.

Una forma de retribuir lo que se ha ahorrado es aplicar un porcentaje creciente según lo que se consigue ahorrar. Es decir, una vez que llegue la factura de un usuario, en el detalle de su consumo podría aparecer lo que ha consumido en ese periodo y lo que ha conseguido ahorrar. En función de esa potencia ahorrada, se establecen intervalos de potencia de menor a mayor y unos porcentajes de bonificación creciente a medida que consigas ahorrar más. De esta manera el usuario es consciente de lo que ha conseguido ahorrar y se encuentra más motivado a seguir ahorrando.

La llamada fijación dinámica de precios se basa en gestionar la demanda, de manera que se puede realizar de forma manual (evitando cargar un coche eléctrico en horas punta por ejemplo) o de forma más compleja (mediante dispositivos inteligentes que permitan la desconexión de elementos en las horas que nos interesen como ya hemos comentado). Contamos con 5 sistemas de precios:[4]

" Time-of-Use (ToU), este sistema de precios divide el día en periodos, cada uno asociado a un precio específico determinado. Esta es la más simple y la más utilizada de las soluciones de precios. Sin embargo ofrece una limitada flexibilidad, es decir, el precio de la electricidad dependerá del periodo en el que el consumidor consuma. Así por ejemplo en un periodo punta, el precio de la electricidad puede ser 8 veces superior que en horas valle. De manera que se incentiva el consumir en horas valle.

" Critical-peak pricing (CPP). Este precio responde al problema de flexibilidad que tenía el ToU. Tiene la misma base de funcionamiento pero los periodos de tiempo en los que se divide el día son más finos. Un evento CPP es un aviso de un periodo con una gran demanda de tal forma que el precio de la energía sube bastante. Se envía una señal de aviso a los consumidores alertándoles de este periodo crítico. Esto se debe de avisar con al menos un día de antelación para que los usuarios puedan disminuir voluntariamente su consumo.



" Peak-time rebate (PTR). Éste es diferente a los otros dos, en lugar de basarse en el principio de un cargo adicional por el consumo en un periodo crítico, PTR recompensa una disminución en el consumo en dichos periodos.

" Real-time pricing (RTP). Transmite por horas al consumidor la variación de precios mayorista. Estos precios son difíciles de predecir puesto que no solo depende del valor de casación del mercado sino de las posibles contingencias que puedan aparecer en el sistema.

" Inclining block rate (IBR). Este precio reduce el consumo promedio de electricidad aplicando un precio cada vez mayor con forme aumente el consumo. A modo de ejemplo, el primer bloque de 100 kWh costaría 0,10€, el segundo bloque de 100 kWh costaría 0,12€ y así sucesivamente.

Una combinación de lo que hemos llamado DLC, aparatos inteligentes, con unos sistemas de precios de los anteriores descritos conllevaría a un ahorro significativo.

La gestión de la demanda, no es más que la planificación de aquellas medidas destinadas a influir en el modo de consumir energía, de manera que se produzcan los cambios deseados en la curva de la demanda [21].

Las medidas que se pueden aplicar para llevar a cabo una buena gestión de la demanda se clasifican en 4 tipos:

# Reducción del consumo: El objetivo principal es el de mejorar la eficiencia de los equipos y los procesos de manera que el consumidor participe de manera activa y sobre todo se conciencie sobre el ahorro energético.

# Desplazamiento del consumo de la punta al valle : Con esta medida se consigue disminuir la discriminación horaria. De manera que si se aplicaran ciertos incentivos, los usuarios podrían elegir cuando realizar actividades que consuman mayor energía realizándolas en horas valle.

# Llenado de valles: Ésta medida es muy interesante, porque se podrían coordinar actividades en estas horas, como el bombeo, tecnologías de almacenamientos, cargar coches eléctricos o incentivar el trabajo de ciertas industrias en horario nocturno. Favorece tanto a consumidores como a generadores, ya que el precio del MW en las horas valle es inferior y además hay exceso de generación que no se destina a nadie en esas horas, lo cual, como acabamos de decir, esta medida es muy beneficiosa.

# Reducción del consumo en las horas punta del sistema: Esto se puede conseguir con la ayuda de aparatos inteligentes como ya hemos nombrado de manera que se realice una gestión automática de cargas

3.6.!AHORRO!A!NIVEL!DOMÉSTICO.!

A continuación se va a describir como se podría llevar a un ahorro de consumo en los hogares sin que por ello se renuncie al bienestar que proporcionan los aparatos domésticos. Ya que aunque de la curva de demanda los que consumen en mayor porcentaje son las industrias, los consumidores domésticos son aquellos en los que se puede aplicar un mayor ahorro y permiten una mayor flexibilidad en su curva de demanda teniendo en cuenta además que el consumo de energía eléctrica por parte de los consumidores residenciales es en torno al 25% del consumo total [21]. Es por ello



que se va a tratar de disminuir el consumo en las horas punta, y en general, tratar de eliminar el consumo de energía que no estamos utilizando.

Figura 29: Porcentaje de consumidores residenciales en España año 2011 [21].

El consumo energético se puede reducir de dos maneras. La primera pasa por

disminuir el consumo global, opción que no se discutirá en este proyecto debido a la complejidad y la extensión del tema y la segunda reducirla a nivel individual.

Esta última forma de reducir el gasto energético conlleva a lo que se conoce como “consumidor responsable”. Esta forma de consumo se basa en la implicación del consumidor más allá de la simple adquisición de un producto. Un consumidor responsable se responsabiliza de aquello que está comprando, de cómo ha sido fabricado y de cómo lo va a usar. [22].

Consumo$residencial$

25%$Resto$de$

consumidores$75%$



.

Figura 30: Consumo de energía en un hogar según los aparatos domésticos. Fuente:REE

Se ha querido reflejar un día laborable de invierno en un hogar de 3-4 personas. Analicemos ahora, los distintos aparatos a la vez que se propondrá ciertas medidas de ahorro [23]:

• Lavadora: Tiene un máximo en las horas comprendidas entre las 8 y la 1 de la tarde, el resto del día permanece prácticamente constante. Actualmente existen 2 picos en la curva de demanda y una de ellas es sobre las 12 de la mañana. Con lo cual sería interesante proponer que se realice esta actividad durante la noche.

• Frigorífico y congelador: Ambos no tienen ningún pico en su consumo. Como medida de ahorro, instalarlos en un lugar ventilado y fresco y lo más lejos posible de cualquier fuente de calor en la cocina (sol, horno, radiadores, etc.). Regularlos adecuadamente a las temperaturas de trabajo; 5 para el frigorífico y -18 para el congelador son suficientes, reducir estas temperaturas supone un consumo mayor y en cambio, sin grandes beneficios.

• Iluminación: Está claro que la iluminación no se puede pasar a otros periodos del día, sin embargo, se podría proponer alternativas de bombillas:

Tabla 21: Equivalencia entre bombillas Incandescentes y de bajo consumo.

Incandescente Bajo consumo

100 W 21 W

75 W 15 W

60 W 11 W

40 W 10 W



• Calefacción: La calefacción en invierno, según la zona de España, se comporta

de una manera o de otra. Observando la gráfica, se ve que tiene dos periodos donde su uso es mayor; durante la madrugada, que es cuando un hogar puede estar más frío y en torno a las 9 de la noche. Aunque prácticamente está encendida todo el día. La reducción podría proceder de invertir más dinero en el aislamiento de los hogares y utilizar aparatos más eficientes.

• Agua sin acumulación: tiene dos picos de consumo, uno sobre las 8 de la mañana, coincidente con la hora previa a salir a trabajar, y otro sobre las 8 de la tarde, que es cuando los consumidores suelen llegar a su hogar. Existen pocas opciones de ahorro aquí, puesto que el horario está restringido por el horario laboral.

• Televisión: la Televisión se suele usar después de comer y a partir de las 8 de la tarde hasta aproximadamente las 12 de la noche. Aquí entra también un punto importante de analizar: el stand by. Y es que cuando el televisor se apaga en modo de espera, stand by, sigue consumiendo una cantidad de energía que no es despreciable. De hecho no es el único aparato que apagamos de esta manera, a continuación se listará una serie de aparatos y la potencia que puede llegar a consumir en una hora:



Tabla 22: Relación de potencia consumida de algunos aparatos domésticos en modo espera [22].

Aparatos Potencia

consumida en espera ( W)

Televisor 3-20

Video 6-20

Minicadena 5-20

Contestador telefónico 1-5

Decodificador de canales de pago 20

Antena parabólica 20

Teléfono inalámbrico 2-5

Radio-Reloj despertador 1-3

Radiocasete 2-6

Radio 1-2

Relojes electrónicos de

microondas, cafeteras,

termómetros de neveras, etc

2-4

Impresora de chorro de tinta 3-25

Cepillo de dientes eléctrico 1-2

Circulación de la calefacción 100

Regulación de caldera 10

• Cocina: El uso de la cocina se incrementa en las horas de comer como era de

esperar. Por lo tanto tampoco se propone intentar cocinar en horas valle por que también se encuentra condicionado por la vida laboral. Se propone utilizar cocinas de gas natural que de electricidad ya que consumen menos.

Todas estas medidas, sumadas a contadores inteligentes que fueran diciendo cómo va el consumo ahorrado, y a unos incentivos asociados a esos ahorros, podrían conseguir



una disminución de la curva de demanda, así como una mayor homogenización de las horas valle y punta.

Por otro lado, como consumidor responsable, se debe fomentar la compra de electrodomésticos que vengan con la Etiqueta de la Directiva Europea de la Clasificación de los electrodomésticos. Esta etiqueta, Figura 31 [24], muestra la capacidad de un electrodoméstico de realizar su función empleando una menor energía. Utiliza una escala de colores y de letras de manera que la A, color verde se le asigna a los aparatos domésticos más eficientes y la letra D, color rojo, el menos eficiente.

También aparece una serie de pictogramas que proporcionan más información sobre el aparato que se va a comprar.

Aunque un electrodoméstico muy eficiente sea más caro en el momento de la compra que uno menos eficiente, con el uso, se va amortizando antes de que acabe su vida útil y por lo tanto el ahorro conseguido es mucho mayor

Figura 31: Clasificación energética de los electrodomésticos



4.!CONCLUSIONES.!

Como resultado del estudio realizado en este proyecto, se deduce la importancia de la búsqueda de un mercado único de la energía en Europa que se consigue incrementando las interconexiones internacionales entre todos los países que conforman la Unión Europea. Se ha demostrado que el ahorro total generando en día en un sistema con interconexiones es de 0,6 millones de euros como mostramos en la Tabla 23. En el anexo 1 se ha representado la simulación de un día completo de España tanto para sistema aislado como para un sistema con interconexiones y se ha incluido el coste de generación de cada hora.

Tabla 23: Coste de generación con y sin interconexiones en un día en España

Coste mercado aislado Coste con interconexión Ahorro

4.8 Millones de € 4.2 Millones de € 0.6 Millones

Además, gracias a las interconexiones entre países, se fomenta el uso de energías renovables lo que supone, no sólo una reducción de costes, sino un decremento de los gases al medio ambiente favoreciendo así a reducir la contaminación y cuidar el medio ambiente. Y es que, la generación, transporte y distribución de la energía eléctrica es y será una de las principales fuentes de contaminación. De ahí la necesidad de fomentar energías como la eólica, hidráulica y fotovoltaica sobre todo en países como España y Portugal, que juntos forman la llamada isla energética.

Si se compara las figuras 32 y 33 [16], en las que se ha representado en ambas el mismo día 8 de Abril, pero la de la Figura 32 se ha elegido el año 2009 y la de la Figura 33 el año 2015, se puede comprobar que ha habido un auge en las energías renovables bastante significante. Mientras que en la Figura 32 puede apreciarse que las fuentes de generación en mayor porcentaje de explotación son el carbón y el ciclo combinado, en la Figura 33 la más notoria es la energía eólica. Además se ve como entra en juego la energía solar. Y que la que procede del petróleo es casi inexistente en comparación con la presencia del petróleo en la Figura 32.

Un hecho que llama la atención es que en los 6 años de diferencia representados en estas dos imágenes, la energía procedente de los intercambios entre otros países apenas varía. Esto se debe a que hasta este año 2015 con la interconexión España-Francia no ha habido un incremento del número de interconexiones apreciable.



Figura32: Generación de energía en España 8 de Abril de 2009.

Figura 33: Generación de energía en España el 8 de Abril de 2015.

Por otro lado también se ha concluido que España es un país autosuficiente, con una potencia instalada de más del doble de la que se consume y que por tanto, a nivel energético es un país que ofrece calidad, seguridad y confianza. En contraste con Marruecos que, en caso de mercados aislados, no podría satisfacer la demanda en el 7% de las horas del día, coincidiendo éstas en horas punta de consumo.

Francia, en cambio, es un país muy bien comunicado eléctricamente y totalmente autosuficiente, como ya se ha ido demostrando. Además tiene una gran potencia instalada de energía hidráulica y nuclear ambas con muy bajo coste y poca contaminación.



También se han evaluado posibles métodos de ahorro a nivel residencial asociadas a unas retribuciones que podrían aplicarse en caso de que el consumidor ahorrase en el consumo de su hogar. De manera que así el consumidor se encuentra motivado a contribuir en el ahorro energético. También, se han mencionado una serie de medidas a nivel de hogar que permiten disminuir los consumos en las horas punta, tratando de igualar la curva de demanda en todas las horas. Lo que se pretende es concienciar a la población de que el ahorro energético y, como consecuencia, económico es una labor de todos, empezando por propio consumidor doméstico y terminado por los mercados energéticos.

Sin embargo, tras todo el estudio y tiempo que se ha dedicado a este proyecto se ha llegado a la conclusión de que para conseguir todos los objetivos marcados por la Unión Europea en cuanto a reducciones de emisiones de gases, en cuanto aumento de eficacia del sistema energético y en cuanto aumento de las interconexiones entre países miembros de la unión Europea, habría que invertir tiempo y dinero en conseguir poder almacenar la energía a gran escala para casos en los que o no se pueda interconectar un país debido a su disposición geográfica por ejemplo, o de manera puntual mientras se esté realizando nuevas interconexiones.. Así podría satisfacerse la demanda solamente con la generación de energía por parte de fuentes renovables. De manera que se genere toda la potencia instalada de estas fuentes guardando la no utilizada para hacer uso de ellas en momentos en los que las condiciones de demanda o condiciones atmosféricas no sean las idóneas.

Aunque se vea lejano, no existen dudas de que se llegará a conseguir almacenar la energía a gran escala. Está en la naturaleza del hombre buscar la manera de adaptarse y evolucionar.

Hasta entonces se debe seguir procurando generar de manera eficiente, de la manera más limpia y menos costosa para garantizar tanto el bienestar del consumidor como salvaguardar el medio ambiente.

5.!FUTURAS!LÍNEAS!DE!INVESTIGACIÓN.!

Siguiendo lo dicho durante todo este proyecto, como posibles proyectos que puedan beneficiar a disminuir el consumo y el coste de la energía sería el de ampliar el número de interconexiones de España con otros países distintos de Portugal, Francia y Marruecos. Por la cercanía geográfica podría ser con Reino Unido o Italia por vía marítima. Ya se ha hecho un proyecto similar y sin precedentes con la interconexión submarina Española de Valencia-Mallorca-Ibiza de unos 125 km, siendo éste en enlace submarino más largo del mundo. Por lo tanto, no sería un proyecto a largo plazo que requiriese un gran estudio previo. Esto mejoraría las relaciones energéticas con otros países favoreciendo de esta manera no solo a España sino a la Unión Europea.

En el caso de la Interconexión de España con Reino Unido es un proyecto existente pero que se encuentra parado. Sin embargo gracias al impulso que ha dado España a las interconexiones con la de Francia-España, se ha vuelto a poner en el punto de mira el conocido como megaproyecto [25]. Se trataría de una interconexión de unos 1300 km con una capacidad de intercambio de 1000-2000 MW como se muestra en la siguiente Figura 33:



Figura 34: Futura interconexión España-Francia-Reino Unido.

Por otro lado, otra posible línea de investigación podría ser ya la mencionada anteriormente de almacenar la energía. Hoy en día se han desarrollado unas tecnologías “inteligentes” capaces de almacenar energía, los ultracondensadores. Sin embargo, como era de esperar, los costes de estas tecnologías son muy elevados y, como consecuencia, dejan de ser rentables. Estos ultracondesadores pueden almacenar cargas eléctricas en capas de átomos de espesor junto a los electrodos y bobinas de cable superconductor [26]. Esta tecnología aún no permite almacenar energía suficiente como para poder generar energía por parte de las renovables y poder almacenarla y usarla cuando sea necesario. Es por eso que sería buen investigar más sobre estos ultracondesadores de manera que se alcance el objetivo propuesto en este proyecto, el de gestionar la demanda.En paralelo a estos ultracondesadores estaría el desarrollo de redes inteligentes o smarts grids de manera que se produjera en cada momento lo que se necesite. Aunque actualmente se están usando estas redes se debe caminar hacia un futuro en el que se consiga el conocido como “cero neto”, lo que significa que se produzca exactamente lo que se consuma, sin necesidad de almacenamiento.

!



!

Bibliografía!

[1] ENTSOE. (Junio de 2015). ENTSOE. Recuperado el 23 de Junio de 2015, de Cross

Boder flow: https://transparency.entsoe.eu/

[2] REE. (23 de Diciembre de 2014). Recuperado el 5 de Marzo de 2015, de Informe

anual 2014 :

http://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/avance_informe_sistema_ele

ctrico_2014b.pdf

[3] Declaración de Madrid. (4 de Marzo de 2015). Cumbre para las Interconexiones

energéticas. Recuperado el 23 de Junio de 2015, de España-Francia-Portugal-

Comisión Europea-BEI:

http://www.lamoncloa.gob.es/presidente/actividades/Documents/2015/DECLAR

ACI%C3%93N%20DE%20MADRID%20esp%20FINAL.pdf

[4] Claire,B.,Cédric,C.,& Haikel, K.(2013). Demand-side management and European

environmental and energy goals: An optimal complementary approach.

ELSEVIER 858-869.

[5] J Gallego, C., & Victoria, M. (12 de Enero de 2012). El Observatorio Crítico de la

Energía. Recuperado el 10 de Mayo de 2015, de

http://www.observaelmercadoelectrico.net/Descargas/Entiende_el_mercado_ele

ctrico.pdf



[6] Consumadrid. (1 de Diciembre de 2010). Recuperado el 10 de Mayo de 2015, de

Portal del Consumidor: www.madrid.org

[7] Red Eléctrica de España. (2015). Recuperado el 2015 de Mayo de 10, de

Conócenos: http://www.ree.es/es/conocenos/ree-en-2-minutos/nuestra-historia

[8] Jefatura del Estado. (27 de Diciembre de 2013). Sector eléctrico. Recuperado el 22

de Enero de 2015, de BOE: https://www.boe.es/diario_boe/txt.php?id=BOE-A-

2013-13645

[9] Red Eléctrica de España. (2015). Recuperado el 6 de Mayo de 2015, de Series

estadísticas: http://www.ree.es/es/publicaciones/indicadores-y-datos-

estadisticos/series-estadisticas

[10] REE. (3 de Julio de 2013). Red eléctrica de España. Recuperado el 19 de Mayo de

2015, de Informe del sistema eléctrico Español 2013:

http://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/inf_sis_elec_ree_2013_v1.pd

f

[11] Red Eléctrica de España. (s.f.). Red eléctrica de España. Recuperado el 4 de Junio

de 2015, de http://www.ree.es/es/actividades/gestor-de-la-red-y-transportista

[12] CNE. (17 de Junio de 2011). Comisión Nacional de la Energía. Recuperado el 20

de Abril de 2015, de El consumo eléctrico en el mercado peninsular:

http://www.cne.es/cne/doc/publicaciones/PA004_11.pdf

[13] REE. (2015). Red Eléctrica de España. Recuperado el 6 de Mayo de 2015, de

Demanda y producción a tiempo real:



https://demanda.ree.es/demanda.html

[14] Wikipedia. (11 de Abril de 2015). Recuperado el 10 de Mayo de 2015, de

Mercadao Eléctrico de España:

http://es.wikipedia.org/wiki/Mercado_el%C3%A9ctrico_de_Espa%C3%B1a`

[15] OMEL. (2015). Operador del Mercado Ibérico de la Energía. Recuperado el 6 de

Febrero de 2015, de Información de la compañía:

http://www.omelholding.es/omel-holding/informacion-de-la-compania


Estructura de la generación: https://demanda.ree.es/generacion_acumulada.html

[17] Red electrica de españa. (Septiembre de 2012). Red eléctrica de España.

Recuperado el 5 de Mayo de 2015, de Interconexiones Internacionales:

http://www.ree.es/sites/default/files/jgk4byy3ukct.pdf


Interconexión España-Francia: http://www.ree.es/sites/all/inelfe/

[19] Energía nuclear. (2015). Recuperado el 25 de Mayo de 2015, de http://energia-

nuclear.net/situacion/energia-nuclear-francia.html

[20] Energías renovables. (Octubre de 2008). Recuperado el 24 de Mayo de 2015, de

http://www.energiasrenovables.ciemat.es/suplementos/sit_actual_renovables/eol

ica.htm#wav

[21] IDAE. (16 de Julio de 2011). Departamento de Planificaci'on y Estudios.

Recuperado el 31 de Mayo de 2015, de IDAE:



http://www.idae.es/uploads/documentos/documentos_Informe_SPAHOUSEC_

ACC_f68291a3.pdf

[22] Hernández, D. B. (24 de Febrero de 2011). REE. Recuperado el 1 de Junio de

2015, de Dmeficienciaenergetica:

http://www.ree.es/sites/default/files/downloadable/dmeficienciaenergetica.pdf

[23] Luis Lorente Gracia, L. C. (s.f.). Departamento de Medio ambiente de Aragón.

Recuperado el 31 de Mayor de 2015, de Agenergia:

http://www.agenergia.org/files/resourcesmodule/@random493ea37fa7d61/1228

843832_Consumo_energ_Aptos_domesticos.pdf

[24] IBERDROLA. (2015). IBERDROLA ENERGÍA. Recuperado el 24 de Junio de

2015, de https://www.iberdrola.es/clientes/hogar/eficiencia/ahorro/etiquetado-

electrodomesticos

[25] Roca, R. (4 de Febrero de 2015). El periódico de la energía. Recuperado el 24 de

Junio de 2015, de http://elperiodicodelaenergia.com/florentino-perez-quiere-

aprovechar-el-plan-juncker-para-relanzar-su-megaproyecto-de-interconexion-

electrica-con-reino-unido/

[26] npg. (2015). NatureNews. Recuperado el 24 de Junio de 2015, de

http://www.npgiberoamerica.com/union-fenosa/redes-inteligentes-el-problema-

del-almacenamiento-de-la-en.html



ANEXO!

GENERACIÓN!EN!UN!DÍA!EN!ESPAÑA!EN!UN!SISTEMA!AISLADO:!

ESPAÑA$($MWh)$ 1:00$ 2:00$ 3:00$ 4:00$ 5:00$ 6:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 1856! 894! 482! 180! 614! 2599!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 6202! 6202! 6202! 6202! 6202! 6202!Hidráulica(pico)$ 2675! 2675! 2675! 2675! 2675! 2675!Hidráulica(base)$ 6510! 6510! 6510! 6510! 6510! 6510!Nuclear$ 6330! 6330! 6330! 6330! 6330! 6330!Costes$(€)$ 97757.5! 73707.5! 63407.5! 55857.5! 66707.5! 116332.5!

ESPAÑA$(MWh)$ 7:00$ 8:00$ 9:00$ 10:00$ 11:00$ 12:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 5974! 7845! 8987! 9597! 9666! 9929!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 6202! 6202! 6202! 6202! 6202! 6202!Hidráulica(pico)$ 2675! 2675! 2675! 2675! 2675! 2675!Hidráulica(base)$ 6510! 6510! 6510! 6510! 6510! 6510!Nuclear$ 6330! 6330! 6330! 6330! 6330! 6330!Costes$(€)$ 200707.5! 247482.5! 276032.5! 291282.5! 293007.5! 299582.5!

ESPAÑA$(MWh)$ 13:00$ 14:00$ 15:00$ 16:00$ 17:00$ 18:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 9752! 8404! 7675! 7484! 7231! 6884!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 6202! 6202! 6202! 6202! 6202! 6202!Hidráulica(pico)$ 2675! 2675! 2675! 2675! 2675! 2675!Hidráulica(base)$ 6510! 6510! 6510! 6510! 6510! 6510!Nuclear$ 6330! 6330! 6330! 6330! 6330! 6330!Costes$(€)$ 295157.5! 261457.5! 243232.5! 238457.5! 232132.5! 223457.5!



ESPAÑA$(MWh)$ 19:00$ 20:00$ 21:00$ 22:00$ 23:00$ 0:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 6913! 8236! 9638! 7261! 4881! 3141!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 6202! 6202! 6202! 6202! 6202! 6202!Hidráulica(pico)$ 2675! 2675! 2675! 2675! 2675! 2675!Hidráulica(base)$ 6510! 6510! 6510! 6510! 6510! 6510!Nuclear$ 6330! 6330! 6330! 6330! 6330! 6330!Costes$(€)$ 224182.5! 257257.5! 292307.5! 232882.5! 173382.5! 129882.5! COSTE TOTAL EN UN DÍA: 4.8 Millones de euros

!



!

GENERACIÓN!EN!UN!DÍA!EN!ESPAÑA!EN!UN!SISTEMA!

INTERCONECTADO:!

ESPAÑA$(MWh)$ 1:00$ 2:00$ 3:00$ 4:00$ 5:00$ 6:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 940! 6,22! 0! 0! 0! 723.8!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 5830.7! 5829.4! 5789.2! 5788.7! 5324.9! 6063!Hidráulica(pico)$ 2163.5! 2103.5! 2076.6! 2055.3! 1977.9! 2261!Hidráulica(base)$ 6283.2! 6384.2! 6386.8! 6396! 5620.3! 5841.1!Nuclear$ 5555.2! 5487.5! 5246.7! 5018.9! 5236.9! 5659.8!Costes$(€)$ 69251.5! 45620.2! 44198.6! 43024.7! 42369.8! 63728.7!

!ESPAÑA$(MWh)$ 7:00$ 8:00$ 9:00$ 10:00$ 11:00$ 12:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 3984.8! 5970.7! 7464.1! 8657.2! 8934! 9306.9!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 6083.4! 6062.9! 5962.1! 5777.6! 5712.7! 5672!Hidráulica(pico)$ 2605.7! 2526.1! 2296.6! 2281.1! 2261.4! 2247.1!Hidráulica(base)$ 6510! 6510! 6510! 6159.3! 6054.5! 6009!Nuclear$ 5707.1! 5692.2! 5671.6! 5638.6! 5620.2! 5611!Costes$(€)$ 147689.7! 197063.7! 233722! 262644.5! 269213.5! 278363.5!

ESPAÑA$(MWh)$ 13:00$ 14:00$ 15:00$ 16:00$ 17:00$ 18:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 9214.8! 7778.6! 7184.1! 7100! 6826.2! 6498.1!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 5645.3! 5684.4! 5644.3! 5615.7! 5614.3! 5609.1!Hidráulica(pico)$ 2235.6! 2240.8! 2216! 2166.7! 2194.7! 2189.1!Hidráulica(base)$ 5971! 6015.8! 5963.9! 5944.9! 5936.9! 5932.1!Nuclear$ 5602.3! 5601.3! 5583.6! 5573.5! 5575.8! 5572.6!Costes$(€)$ 275912.5! 240105.1! 224988.3! 222674.5! 215894.5! 207652.5!



ESPAÑA$(MWh)$ 19:00$ 20:00$ 21:00$ 22:00$ 23:00$ 0:00$Carbón$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!Gas$ 6358.3! 7663.7! 9210! 7181.6! 4482.5! 2501.9!Petróleo$ 0! 0! 0! 0! 0! 0!EólicaREspaña$ 5669.7! 5677.9! 5628.1! 5508.3! 5616.2! 5703!Hidráulica(pico)$ 2208.8! 2202.3! 2179.8! 2120.7! 2177.1! 2215.4!Hidráulica(base)$ 6009.5! 6021.5! 5957.9! 5816.5! 5955.1! 6071.4!Nuclear$ 5583.5! 5587.5! 5579! 5550.9! 5567.1! 5566.2!Costes$(€)$ 204416! 237078.5! 275510.3! 224229.5! 157250.9! 108059.8!

COSTE TOTAL EN UN DÍA: 4.2 Millones de euros

! !



!