Aplicación de la teoría de juegos cooperativos al mercado...
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33 LA ENERGÍA EÓLICA: PRODUCCIÓN Y ECONOMÍA 2.1 INTRODUCCIÓN Motivados por la preocupación del calentamiento global, hay esfuerzos a nivel mundial para aumentar la penetración de los recursos de las energías renovables. Los recursos de la energía solar y eléctrica poseen un enorme potencial para reducir el uso de la emisión de recursos de carbono como el carbón, petróleo y el gas natural. Sin embargo la generación de la energía eólica y solar difieren de estas fuentes eléctricas CAPÍTULO 2
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LA ENERGÍA EÓLICA: PRODUCCIÓN Y
ECONOMÍA
2.1 INTRODUCCIÓN
Motivados por la preocupación del calentamiento global, hay esfuerzos a nivel
mundial para aumentar la penetración de los recursos de las energías renovables. Los
recursos de la energía solar y eléctrica poseen un enorme potencial para reducir el uso
de la emisión de recursos de carbono como el carbón, petróleo y el gas natural. Sin
embargo la generación de la energía eólica y solar difieren de estas fuentes eléctricas
CAPÍTULO 2
34 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
tradicionales de poder, ya que son intrínsecamente variables. Debido a las variaciones
naturales en la velocidad del viento, la producción de energía eólica en un molino de
viento presenta importantes fluctuaciones (en escalas de tiempo diferentes).
2.2 DATOS HISTÓRICOS
Adicionalmente los recursos eólicos tienen gestionabilidad limitada y son
extremadamente difíciles de definir. Debido a la necesidad de mantener un balance
instantáneo entre carga y generación, esta variabilidad inherente presenta un desafío
central de la integración a gran escala de la energía renovable en la red eléctrica.
La variable generación renovable de la red eléctrica presenta desafíos. Vamos a
ver algunos casos como ejemplo:
Integración del viento de este y el estudio de la transmisión
La capacidad total instalada de energía eólica en los Estados Unidos superó los
25 gigavatios (GW) a finales de 2008. A pesar de la crisis financiera global, otros 4,5
GW se instalaron en el primer semestre de 2009. Debido a que muchos estados ya
tienen mandatos establecidos para la penetración de las energías renovables, se prevé
un importante crecimiento en el futuro previsible.
En julio de 2008, el Departamento de Energía de EE.UU. (DOE) publicó los
resultados de un año de duración, la evaluación de los costos, los retos, los impactos y
beneficios de la energía eólica que ofrecen 20% de la energía eléctrica que se consume
en los Estados Unidos en 2030. El informe de 20% evalúa los requisitos y los resultados
en las áreas de la tecnología, la fabricación, el transporte y la integración, los impactos
ambientales y los mercados que serían necesarios para alcanzar el 20% para el año
2030 de destino.
El Informe señala que si bien los costos significativos, desafíos e impactos se
asocian a un escenario de viento de 20%, los beneficios sustanciales pueden ser
mostrados para superar los costes. En otros resultados clave, el informe concluye que
este escenario es poco probable que se cuenta con un enfoque de negocios como de
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 35
costumbre, y que un importante compromiso nacional con fuentes limpias y
nacionales de energía con características ambientales deseables sería necesario.
Con el crecimiento de la generación eólica doméstica en la última década ha
agudizado el enfoque en dos preguntas: ¿Puede la red eléctrica acomodar cantidades
muy altas de energía eólica sin poner en peligro la seguridad o la fiabilidad? Y, dado
que la infraestructura de transmisión actual de la nación ya se está restringiendo aún
más el desarrollo de la generación eólica en algunas regiones, ¿cómo podría
desarrollarse significativamente mayores cantidades de energía eólica? Las respuestas
a estas preguntas podrían tener las llaves a la determinación de la cantidad de una
generación eólica papel que pueden desempeñar en la mezcla de suministro de
energía eléctrica de EE.UU.
La Integración del viento del Este y el Estudio de Transmisión (EWITS) a través
de su Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) realizó un estudio fue
diseñado para responder a las preguntas planteadas por una variedad de grupos de
interés sobre una serie de cuestiones técnicas importantes y contemporáneos
relacionados con un escenario de viento de 20% para la gran parte de la carga eléctrica
que reside en la interconexión del Este (es una de las tres redes síncronas que cubren
los 48 estados de EE.UU. Se extiende aproximadamente desde las fronteras
occidentales de los estados de las planicies hasta la costa atlántica, con exclusión de la
mayor parte del estado de Texas).
La integración del viento del Este y Estudio de Transmisión es uno de los tres
estudios actuales diseñados para modelar y analizar las penetraciones eólicas a gran
escala. El estudio fue diseñado para examinar el impacto operativo de hasta 20% a
30% de penetración de la energía eólica en la red eléctrica de transporte en la
Interconexión del Este de los Estados Unidos.
NREL puede ayudar a aumentar la generación eólica y solar (y a reducir
significativamente los costos de combustible y carbón)
El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL) estudió la evaluación de
los impactos operacionales y la economía de las mayores contribuciones de los
36 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
productores de energía eólica y solar en la red eléctrica. El viento occidental y Estudio
de Integración Solar examina los beneficios y desafíos de la integración de suficiente
capacidad de energía eólica y solar a la red para producir el 35 por ciento de su
electricidad en 2017. El estudio considera que este objetivo es técnicamente viable y
no requiere gran infraestructura adicional, pero requiere cambios fundamentales en la
práctica operativa actual. Los resultados ofrecen un primer vistazo a la cuestión de la
adición de una cantidad significativa de energía renovable variable en el oeste y
ayudarán a los servicios públicos en todo el plan de la región como la rampa encima de
su producción de energía renovable, ya que incorporan más de viento y plantas de
energía solar a la red eléctrica.
"Si los cambios principales se pueden hacer a los procedimientos operativos
estándar, nuestra investigación muestra que grandes cantidades de energía eólica y
solar se pueden incorporar a la red sin un montón de generación de respaldo", dijo el
Dr. Debra Lew, director del proyecto NREL para el estudio.
El estudio se centra en los impactos operacionales del viento, la energía
fotovoltaica y la energía solar concentrada en el sistema de energía operada por el
grupo WestConnect de los servicios públicos en la montaña y los estados del suroeste.
A pesar del viento y la radiación solar varían con el tiempo, el análisis técnico realizado
en este estudio demuestra que es operativamente posible para dar cabida a 30 por
ciento de viento y el 5 por ciento de penetración de la energía solar. Para lograr este
aumento, los servicios públicos tendrán que aumentar considerablemente su
coordinación de las operaciones en áreas geográficas más amplias y programar las
entregas de generación, o las ventas, sobre una base más frecuente. Actualmente los
generadores proporcionan un horario para una cantidad específica de energía que
proporcionará en la próxima hora. Programación más frecuente permitiría
generadores para ajustar la cantidad de poder basado en los cambios en las
condiciones del sistema, tales como aumentos o disminuciones en la generación eólica
o solar.
El estudio también revela que si las utilidades generan el 27 por ciento de su
electricidad de la energía eólica y solar a través de la red de Interconexión Occidental,
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 37
las emisiones de carbono se reducirán en un 25 a 45 por ciento, dependiendo del
precio futuro del gas natural. También se reducirían costos de combustible y las
emisiones en un 40 por ciento.
Otros hallazgos claves del estudio incluyen:
La capacidad de transmisión existente se puede utilizar más plenamente a
reducir la cantidad de nueva transmisión que necesita para ser construido. Para
facilitar la integración de la energía eólica y solar, la coordinación de las operaciones
de las empresas de servicios públicos puede proporcionar importantes ahorros
mediante la reducción de la necesidad de generación de respaldo adicional, tales como
plantas de quema de gas natural. El uso de pronósticos de viento y la energía solar en
las operaciones de utilidad para predecir cuándo y dónde será ventoso y soleado es
esencial para la integración rentable estas fuentes de energía renovables.
NERC: Informe del Grupo de Trabajo sobre la Integración de la Generación
Variable
El 16 de abril, la Corporación de la fiabilidad eléctrica americana del norte
(NERC) emitió un informe especial titulado Con capacidad para altos niveles de
generación variable.
El Informe tiene la intención de:
(1) Dar a conocer a la industria del operativo las características especiales variables de
generación. Tales características afectan a la integración de recursos variables “en la
fuente del sistema mayor”.
(2) Investigar deficiencias de alto nivel de los enfoques existentes que se utilizan para
integrar variables de generación a la red eléctrica de transporte, y explorar la
necesidad de nuevos enfoques para la planificación, diseño, y el funcionamiento del
sistema de energía para acomodar mejor variable de generación.
(3) evaluar ampliamente las normas actuales de la NERC para identificar posibles
lagunas asociadas con la integración de la variable de generación e identificar las
nuevas necesidades que puedan ser necesarias para garantizar la fiabilidad en la
integración variable de generación en el sistema eléctrico mayor.
38 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
Si bien el Informe Especial se centra en la integración de la generación eólica y
solar, el Informe Especial explica que sus conclusiones y acciones recomendadas se
aplicarán también a la integración de todos los tipos de tecnologías de generación de
variables.
Impactos de las grandes cantidades de energía eólica en el diseño y Operación
de Sistemas de Potencia
La producción eólica introduce mucha incertidumbre en la operación de un
sistema de energía, es continuamente variable y difícil de predecir. Para permitir una
gestión adecuada de la incertidumbre, existe la necesidad de una mayor flexibilidad en
el sistema de poder, ya sea en la generación, la demanda, o la transmisión entre las
zonas.
La energía eólica destaca en la seguridad operacional del sistema en cuanto a
poder, confiabilidad y eficiencia. La dirección de los estudios de los diferentes impactos
y las diferentes escalas de tiempo involucradas por lo general significa diferentes
modelos (y datos) utilizados en el estudio de los impactos. Los casos de estudio para
los sistemas de impactos eólicos han sido divididos en tres áreas de enfoque:
equilibrio, adecuación de energía, y la red.
Los aspectos que han de tenerse en cuenta en este sentido son:
Equilibrio: aumentos necesarios en la asignación, el uso de reservas de corto
plazo (minutos escala de tiempo... media hora), el impacto de la variabilidad del
viento, los errores de predicción en la eficiencia y la unidad de compromiso de la
capacidad de energía existente (escala de tiempo: horas... días). La parte impredecible
de las variaciones de la gran área de la energía eólica deben combinarse con otras
variaciones imprevistas de las experiencias del sistema de energía, como variaciones
imprevistas en la carga. La variabilidad de los impactos eólicos sobre cómo se ejecuta
la capacidad convencional, y cómo las variaciones y los errores de predicción de poder
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 39
del viento cambian el compromiso de las unidades. El análisis y desarrollo de métodos
para la incorporación de la energía eólica en herramientas de planificación existentes
es importante con el fin de dar cuenta de incertidumbres eólicos y flexibilidades
existentes en el sistema adecuadamente. Los resultados de las simulaciones dan una
idea de los impactos técnicos de la energía eólica, así como de los (técnicos) costos
involucrados.
Adecuación de alimentación: Fuente total disponible durante situaciones de
carga. La estimación de la capacidad requerida de generación necesaria incluye la
demanda de carga del sistema y las necesidades de mantenimiento de las unidades de
producción (datos de fiabilidad). Los criterios que se utilizan para la evaluación
incluyen la adecuación de la pérdida de la expectativa de carga (LOLE), la pérdida de
probabilidad de carga (LOLP) y la pérdida de expectativas de energía (LOEE), por
ejemplo. El tema es la evaluación adecuada de crédito de capacidad agregada de la
energía eólica correspondiente situaciones de carga máxima- teniendo en cuenta el
efecto de dispersión geográfica y la interconexión.
Red: Los impactos de la energía eólica en la transmisión dependen de la
ubicación de las plantas de energía eólica relativos a la carga, y de la correlación entre
la producción de energía eólica y el consumo de la electricidad. La energía eólica afecta
el flujo de energía en la red. Se puede cambiar la dirección del flujo de energía, y
reducir o aumentar las pérdidas de potencia y las situaciones de cuello de botella. Hay
una variedad de medios para maximizar el uso de las actuales líneas de transmisión,
como el uso de información en línea (temperatura, cargas), hechos, y el control de la
salida de la planta de energía eólica. Sin embargo, puede ser necesario el refuerzo de
la red para mantener la adecuación de la transmisión y seguridad. Diferentes tipos de
turbinas de viento tienen diferentes características de control, y en consecuencia,
también tienen diferentes posibilidades de apoyar al sistema en situaciones normales
y fallos del sistema. Por razones de estabilidad del sistema, operaciones y control de
propiedades serán requeridas de las plantas de energía eólica en alguna etapa,
dependiendo en la penetración de la eólica y la solidez del sistema eléctrico.
40 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
En los países nórdicos:
GREENnet-UE-27 (Guía a gran escala, menos costos de red y la integración del mercado
de fuentes de energía renovables de electricidad en Europa) estimaron incrementos en las
operaciones de costos del sistema como resultado de un aumento de las acciones de la
energía eólica, para un caso de sistema de potencia 2010 que cubre Dinamarca,
Finlandia, Alemania, Noruega y Suecia combinados con 3 casos de vientos. Los costes
de integración de viento se calcula como la diferencia entre los costos de operación del
sistema en un modelo de gestión (WILMAR) con las previsiones de energía eólica
estocásticas y los costos de operación del sistema en un modelo de gestión donde la
producción de energía eólica se convierte en un constante equivalente predecible,
producción de energía eólica durante la semana.
Los requisitos de reserva de funcionamiento debido a la energía eólica en los
países nórdicos se estimaron en 2004, hasta 4 GW de viento en el sistema de pico de
14-GW de Finlandia, y hasta 18 GW de eólica en el sistema máximo de 67 GW (10 -
20% de penetración). La metodología es el sistema estadístico de combinación de las
desviaciones estándar de viento y series de tiempo de variaciones de carga, y el nivel
de confianza (4 ) es cuatro veces la desviación estándar de la serie temporal de
variaciones.
Fueron utilizadas tres años de series horarias conocidas y constantes para la
carga y la energía eólica. La mejor previsibilidad de la carga se tuvo en cuenta en la
aplicación de los errores de pronóstico de carga en lugar de la serie de tiempo de
carga. Las estimaciones de costos tienen en cuenta tanto la nueva capacidad de
reserva como el aumento del uso de reservas. En 2008, las necesidades y los costes de
refuerzo de la red se evaluaron de 2 a 7,3 GW del viento en Finlandia. Las inversiones
globales de la red se estiman en 149 millones de € para 2 GW de eólica (5% de
penetración) y 394 millones € para 7,3 GW de eólica. Esta reducción de los costes
relacionados con refuerzos de red del viento de 8 y 253 millones de € cuando
planearon los refuerzos de la red fueron tenidas en cuenta.
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 41
Los requisitos adicionales de reserva suecos de 4-8 GW de viento (7-13% de
penetración) para el sistema máximo de 26 GW se estimaron sobre la base de un
enfoque similar del estudio de los países nórdicos de 2004, la combinación de la
desviación estándar de la carga y series temporales variación del viento. Varios años de
datos de viento fueron adquiridos a partir de datos meteorológicos y datos de error de
predicción de carga síncronos también estaban disponibles. No se hicieron
estimaciones de costos.
En el sistema de operación de transmisión de Dinamarca Energinet.dk está
implicada en la política de energía del gobierno para la duplicación de la energía eólica
hasta aproximadamente 6500 MW para el año 2025. La variación corresponde a un
incremento futuro desde un 20% hasta aproximadamente un 50% de cobertura de
energía eólica en Dinamarca. Otro estudio centrándose en el año 2030 se concentró en
diferentes opciones de expansión de la red. Los respectivos costos de refuerzo de la
red con diferentes opciones (líneas de cableado y los gastos generales) se traduce en
un costo de 335 - 4906 millones de euros para una transmisión de 400 kV de red, y un
costo de 27 a 1.542.000.000 € para los 130 – 150 kV de red de transmisión, llegando a
un total de entre 363 y 6448 millones de euros. La razón por la expansión de la red es
la instalación de instalaciones de energía eólica por un lado, y las exigencias del
mercado, por otro. El impacto de la energía eólica en la adecuación de la red para una
región en Noruega se evalúa a partir de datos de la vida real del sistema de energía
hidroeléctrica a base regional con una necesidad prevista para nueva generación y / o
refuerzo de las interconexiones a satisfacer la demanda futura. La energía eólica va a
tener un efecto positivo sobre la adecuación del sistema. La energía eólica contribuye
a la reducción de la LOLP y a mejorar el balance de energía. Tanto el viento como el gas
añadidos mejoran el equilibrio de energía. El valor de la capacidad de gas es
encontrado para ser aproximadamente el 95% del nominal, y el valor de la capacidad
del viento alrededor del 30% de la penetración de la baja energía eólica, y alrededor de
14% o 15% en la penetración. El suavizado efecto debido a la distribución geográfica
de la energía del viento tiene un impacto significativo en el valor de la capacidad eólica
en alta penetración.
42 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
En la Agencia Alemana de la Energía (DENA) se estudió la integración de un
total de 36 GW de capacidad de energía eólica en el sistema de transmisión alemana
en 2015.
Según este estudio, aproximadamente 850 km de rutas de transmisión de 380 kV, así
como el refuerzo de 390 kilómetros de líneas eléctricas existentes serán necesarias.
Además, numerosas instalaciones de 380KV necesitarán estar equipadas con
componentes para el control de flujo de potencia activa y la compensación de potencia
reactiva (aproximadamente 7.350 Mvar hasta 2015). El crédito de capacidad de
potencia eólica fue estimado así como el requisito adicional para las reservas. La
regulación y la capacidad de reserva de energía necesaria para el día siguiente se
determinaron en relación a la previsión del nivel de entrada del viento. La regulación
de la adicional energía requerida podría ser proporcionada por la existencia de
estaciones convencionales de poder, por lo que no se hizo ninguna estimación de
costos para las reservas.
En Irlanda:
Toda la red de estudio de la isla, encargada por el Gobierno de la República de Irlanda
e Irlanda del Norte es incluida en un estudio de la red de transmisión necesaria para
cuantificar actualizaciones del sistema, y el compromiso y la unidad de estudio.
Dentro de las limitaciones de modelado de las metodologías de estudio, el estudio
halló que hasta el 42% de la energía procedente de fuentes renovables
(principalmente eólica) era factible y que no serían los costos adicionales del orden de
7% por encima un caso usual de negocios. También hubo beneficios significativos de
reducción de CO2 (25%) y la seguridad de los beneficios de suministro vistos debido a
una reducción de las importaciones de combustible. La cartera de base fue de 2 GW de
eólica (Irlanda Actualmente tiene 1 GW), y se toma como un caso usual de negocio.
Yendo a 6 GW de instalación eólica, la operativa de costos cae por € 13/MWh cuando
se compara con el escenario base.
El almacenamiento adicional no parece aportar beneficios adicionales, aunque
esto necesite además, estudio. Mejores pronósticos trajo algunos modestos
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 43
beneficios. El estudio también documentó la necesidad de seguir trabajando y llegó a
la conclusión de que algunos de los costos adicionales no fueron capturado. En
trabajos anteriores, el TSO ESBNG (Operador del sistema de transmisión del consejo de
suministros de la Red Nacional de Electricidad (de Irlanda)) realizó simulaciones del
sistema utilizando un compromiso y unidad de despacho simulador. El estudio
encontró que la alta energía eólica de penetración aumentó considerablemente el
número de empresas de nueva creación y el aumento gradual de generación de
turbinas de gas en el sistema, y que el costo del uso de fuerza del viento para la
reducción de CO2 en el sistema eléctrico de Irish es 120/Tonne €. El crédito de
capacidad del poder del viento se estimó mediante la evaluación de la cantidad de una
planta convencional que se desplaza, manteniendo la adecuación de la generación en
el nivel deseado. En el Informe irlandesa SEI, las simulaciones del sistema se hicieron
usando un modelo dinámico del sistema propietario. El costo de combustible y el
ahorro de CO2 hasta un nivel de penetración de energía eólica de 1500 MW en el
sistema de la República de Irlanda (ROI) fueron directamente proporcional a la
penetración de la energía eólica. Llegó a la conclusión de que mientras el viento hizo
disminuir los costos generales de operación de sistemas, podría dar lugar a un
pequeño aumento en los costos operativos de reserva: 0.2 € / MWh para los 1.300
MW de eólica y 0,5 € / MWh para los 1.950 MW de viento.
En el Reino Unido:
En el Reino Unido, las cantidades para el aumento de las necesidades en
reserva se estiman en modesto - alrededor del 5% de la capacidad de la planta eólica a
nivel de penetración del 20%. Las estimaciones de los costos adicionales de reserva
utilizan costos de mercado, lo que puede esperarse implícitamente que incluyen un
elemento de recuperación del capital. El valor de 2,38 € por MWh de viento producido
por la penetración de un 10% del viento se utiliza, llegando a £ 2.65/MWh al 15% y
2.85/MWh libras en penetración del 20%.
Los costos de transmisión dependerán de cómo las plantas de energía eólica se
distribuyen en el Reino Unido, si la generación eólica en tierra se ha desarrollado a
44 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
través de Gran Bretaña y contó con los recursos eólicos marinos alrededor de la costa
de Inglaterra y Gales, a continuación, los costes de refuerzo de transmisión podrían ser
significativamente más pequeños si las plantas de energía eólica fueran desarrolladas
sobre todo en Escocia y fuera del Noroeste y Noreste de las costas de Inglaterra y
Gales del Norte. Los efectos de la conexión de instalaciones de energía eólica en
diversos lugares de todo el país fue considerado, como el impacto de las ubicaciones
de las existentes, nuevas y plantas convencionales de desmantelamiento. El rango de
costo fue encontrado entre el 1,7 y £ 3,3 billones 26 GW de viento. Los valores más
bajos corresponden a los escenarios con dispersión de conexiones de generación
eólica, mientras que los valores más altos corresponden a los escenarios con una
cantidad considerable de viento que se está instalando en Escocia y el norte de
Inglaterra. Para un pequeño nivel de penetración del viento, el valor de la capacidad
del viento es más o menos igual a su factor de carga, o aproximadamente el 35%. Pero
como la capacidad de generación de energía eólica aumenta, la contribución marginal
desciende. Para un grado de penetración eólica de 26 GW, alrededor de 5 GW de
capacidad convencional podría ser desplazada, dando un crédito de capacidad de
alrededor de 20% (para un futuro Sistema británico de 70 GW de carga máxima y una
energía de demanda de 400 TWh , y un 35% de factor de carga de viento).
En los Países Bajos:
En los Países Bajos, las consecuencias de 6.000 MW de la energía eólica marina
para la red 150/380-kV eran determinados por un estudio de flujo de carga. Esto
demostró que se requiere un equipo de control de tensión adicional y que un número
limitado de número de líneas tiene que ser actualizado. Los costos de inversión para la
red se estima en 344 hasta 660 millones €, en función de lugar / escenario (el 4% de
esta inversión total para 6 GW del viento). La investigación sobre la integración de
sistemas de energía eólica ha demostrado que los problemas de carga mínimas, en
lugar de la variabilidad o parcial imprevisibilidad de la eólica a gran escala de energía,
se puede prever como un cuello de botella para el sistema de integración en los Países
Bajos. La flexibilidad adicional desde unidades convencionales o el uso de la capacidad
de interconexión será necesario. La integración de sistemas de la futura gran escala de
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 45
la energía eólica en los Países Bajos no requiere el desarrollo de almacenamiento de
energía, especialmente si el intercambio internacional está disponible. Aunque el
almacenamiento de energía proporciona oportunidades para la reducción del total
sistema de costos, esto se produce a expensas de las emisiones adicionales de CO2 en
el nivel del sistema, debido a las pérdidas inherentes de conversión de energía para
almacenamiento de energía, y la operación adicional de la carga base de las centrales
de carbón en detrimento de la máxima carga de las plantas de gas, el último de los
cuales produce menos CO2 en MWh-base.
En Portugal:
En Portugal, en el periodo completo 2005 - 2010, la inversión en la red de
transporte directamente atribuible a energías renovables (sobre todo para los parques
eólicos) ascenderá a € 200 millones. Estas cifras no tienen en cuenta la inversión de los
parques eólicos de la subestación principal, ni la línea directa al punto de conexión de
transmisión de la red, que se construyen por el promotor. En estudios llevados a cabo
por españoles y portugueses, los impactos de energía eólica en la red eran estudiados
bajo diferentes escenarios (la demanda, la producción de energía eólica, y diferentes
grados de adaptación del nuevo viento en turbinas y tecnologías de plantas de energía
eólica). Dos escenarios fueron estudiados con 17.500 MW de potencia eólica instalada.
Con el 75% de la energía eólica técnicamente adaptada, la estabilidad transitoria contó
con el apoyo de 14.000 MW de producción de energía eólica en un escenario de
demanda máxima y 10.000 MW de producción de energía eólica en un valle (es decir,
el tiempo de baja demanda). La importancia de la futura línea de interconexión de 400
kV D / C con Francia se puso de relieve.
En España:
En el caso español, el desarrollo de la energía eólica ha impuesto nueva
conexión y normas de funcionamiento de las plantas de energía eólica. Las
46 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
actualizaciones de la red de transmisión de 2,2 mil millones €, no exclusivamente con
energías renovables, ha sido estimado por REE (Red Eléctrica de España) para todo el
período 2006-2010. En términos de inversiones debido a la energía del viento, es difícil
obtener las cifras desde refuerzos de la red y las nuevas líneas también son necesarias
debido al crecimiento de la demanda eléctrica que ha sido alta en los últimos años.
En los Estados Unidos:
El primer Minnesota Departamento de Comercio de / EnerNex Estudio (2004)
estimó el impacto del viento en un escenario de 2010 de 1.500 MW de viento en un
sistema de carga máxima de 10 GW. El trienal de conjuntos de datos de perfiles de
energía de 10 minutos desde el modelado atmosférico se utiliza para capturar la
diversidad geográfica. La producción del viento de la planta fue incorporada en la
programación del día siguiente para la unidad de compromiso. Amplio tiempo
sincronizado de la carga de la utilidad histórica y datos del generador estaban
disponibles. La estructura del mercado de monopolio, sin la práctica de modificación
del funcionamiento o cambio en la expansión de la generación del plan convencional,
fue supuesta. La regulación incremental debido al viento resultó ser de 8 MW (al nivel
de confianza 3). Horariamente a la variación del viento diario e impactos de error de
predicción son las mayores partidas de gastos. Un costo de la integración total de $
4.60/MWh fue encontrado, con $ 0.23/MWh que representa el aumento de los costos
de la regulación, y $ 4,37, debido a un aumento de los costos en el marco de la unidad
de tiempo garantizado.
El segundo estudio de Minnesota Departamento de Comercio / EnerNerx
(2006) tomó como un sistema de energía sujetas a la consolidación de las cuatro
principales áreas de equilibrio en una sola área de equilibrio para fines de control de
rendimiento. Fueron llevadas a cabo en 2020 simulaciones de investigación de 15%,
20%, y 25% de penetración del equilibrio de la energía eólica de la menor carga de
equilibrio del área de Minnesota. El sistema de carga máxima 2020 se estimó en
20.000 MW y la capacidad eólica instalada de 5.700 MW para el caso eólico 25%. Tres
años de datos de la alta resolución del viento y carga se utilizaron en el estudio. El
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 47
coste de la integración del viento osciló entre un mínimo de $ 2.11/MWh de
generación eólica para la penetración del viento de un 15% en un año a un máximo de
$ 4.41/MWh de generación eólica para la energía eólica de un 25% penetración en
otro año. Estos son costes totales e incluyen tanto los costes de las reservas
adicionales como los costos de la variabilidad y un día de antelación de los errores de
pronóstico asociados con la generación eólica. El coste de las reservas adicionales
atribuibles a la generación eólica está incluido en el coste del viento de integración.
Los estudios de energía de NYSERDA / GE (Autoridad de Investigación y
Desarrollo de la energía del Estado de Nueva York) estimaron el impacto del viento en
un escenario de 2008 de 3300 MW eólicos en un sistema de carga máxima de 33 GW.
Los perfiles de modelización atmosférica de la energía eólica se utilizan para capturar
la diversidad estatal. El estudio utilizó una estructura de mercado competitivo de la
NYISO para servicios auxiliares, que permite la determinación del generador y efectos
de pago de los consumidores. Para la transmisión, sólo se encontraron problemas de
entrega limitados. La estabilidad de la red fue mejorada después del fallo con turbinas
modernas usando generadores asíncronos doblemente alimentados con controles
vectoriales. Fueron encontraron requisitos reglamentarios incrementales debidos al
viento para ser 36 MW. No fue necesaria ninguna reserva rodante adicional. El
incremento de carga dentro de la hora después de la carga aumentó 1 – 2 MW / 5
minutos. La rampa por hora se incrementó de 858 a 910 MW MW. Todo aumento de
las necesidades puede ser satisfecho por la existencia recursos y procesos del mercado
de Nueva York. El crédito de capacidad fue del 10% en tierra y 36% promedio. El
sistema de coste significa un ahorro de 335 $ (455 $ millones para 2008 supone el gas
natural precios de 6,50 $) se encontraron $ 6.80/MMBTU.
Los estudios de El Xcel Colorado / EnerNex (2006) examinaron casos de
penetración del 10% y 15% (placa de viento para la carga máxima) en detalle para un
sistema de carga máxima alrededor de 7 GW. El Impacto del Reglamento fue de $
0.20/MWh y el análisis de cada hora dio un rango de costo de $ 2.20 - $ 3.30/MWh. En
este estudio también se examinó el impacto de la variabilidad y la incertidumbre sobre
la expedición de la red de gas, que abastece de combustible a más de 50% de la
48 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
capacidad del sistema. Los costos adicionales de $ 1,25 - $ 1.45/MWh fueron
resultados para los 10% y 15% de los casos, trayendo el importe del coste total de
integración a 3,70 $ - 5.00/MWh $ de alcance para los casos de penetración de 10% y
15%.
El Costo del proyecto Integración California RPS examinó impactos de
existentes energías renovables instaladas (viento sobre una base de capacidad de 4%).
El coste Reglamento para el viento era $ 0.46/MWh. La Carga siguiente tuvo un
impacto mínimo. Una capacidad de viento de crédito 23% - 25% de una unidad de gas
de referencia fue encontrada. El Proyecto examinó tres escenarios diferentes: 7.500
MW y 12.500 MW de energía eólica para el año 2010 de 64 GW del sistema de carga
máxima (20 y 33% de penetración total de la capacidad renovable) y 12.700 MW para
el año 2020 de 81-GW de sistema de carga máxima (33% total renovable de capacidad
de penetración). El estudio recomendó el significativo aumento de la infraestructura
de transmisión. Para 2010, el escenario aceleró 72 segmentos nuevos o actualizados
de línea equivalente a $ 1.2 billones. Para el escenario de 2020, $ 5.7 mil millones en
actualizaciones de transmisión fue recomendado. La ISO informó de un aumento muy
grande de la capacidad de regulación, que se debe a los supuestos en errores de
predicción por persistencia. El informe mostró que recursos de generación existentes
serían capaces de dar cuenta de los aumentos necesarios en la regulación y la carga
seguida de la capacidad en condiciones de operación normales, pero que es posible
durante los períodos de baja hidroeléctrica (y debido a la dependencia de unidades
térmicas móviles más lentas), que la ISO puede necesitar cometer capacidad adicional
para la regulación requerida.
En Texas, el estudio ERCOT / GE examinó penetraciones de hasta 15.000 MW
de energía eólica en un 65-GW del sistema de carga máxima. El estudio informó sobre
un aumento de 54 MW y 48 MW en la regulación hacia arriba y hacia abajo, y el uso de
un percentil de 98.8th para los cambios en requisitos de regulación con viento. La
carga siguiendo la escala de tiempo no se había estudiado en detalle.
Interesantemente en este estudio, el costo de regulación por MWh de viento usando
un estado de la técnica que aumenta la previsión de viento como la capacidad del
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 49
viento alcanza los 10.000 MW hasta $ 0.27/MWh, pero luego disminuye a un ahorro
efectivo de pagos de regulación costos al nivel de penetración de 15.000 MW. La razón
de esto es que, incluso con los más altos requisitos de regulación, la regulación de
compensación de los precios del mercado de servicios auxiliares disminuye a medida
que el problema de unidad de compromiso es la solución de compromiso de las
unidades más baratas debido a la capacidad eólica adicional.
La generación eólica también disminuye el costo total de energía en el sistema
de alrededor de $ 55/MWh de la energía eólica debido a una disminución de los
precios energéticos.
2.3 LA ECONOMÍA DE LA ENERGÍA EÓLICA
Mercados al contado, los mercados a plazo y los asentamientos
La negociación para la entrega de energía en cualquier minuto dado comienza
con años de antelación y continúa hasta el tiempo real, el tiempo en el que la potencia
fluye fuera de un generador y en una carga. Se trata de una secuencia de mercados
superpuestos. Los contratos de futuro son mercados a plazo estandarizados. Los
futuros de electricidad suelen cubrir un mes de la energía entregada durante las horas
de mayor consumo y se venden hasta por un año o dos de antelación. La mayoría de
las transacciones no oficiales a plazos acaban un día antes del tiempo real. En ese
momento, el operador del sistema tiene sus mercados DA (mercados en los próximos
días). Esto es a menudo seguido de un mercado de horas de antelación y con un
mercado de RT (a tiempo real) también llevados a cabo por el operador del sistema.
Todos estos mercados excepto el mercado de RT son clasificados como
mercados de futuros, y también mercados financieros en el sentido de que la entrega
de potencia es opcional y la única obligación del vendedor es financiera. Si la energía
no se entrega, el proveedor debe comprar energía de reemplazo o pagar daños y
perjuicios. En muchos mercados a plazo, incluidos los mercados DA, los comerciantes
no necesitan su propio generador para vender energía. El mercado RT es un mercado
50 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
físico, pues todas las operaciones corresponden a los flujos reales de energía. Un
cliente que compra energía en un mercado a plazo recibirá bien electricidad entregada
por el vendedor o bien la compensación financiera. Esta compensación financiera es
llamada indemnización (por daños y perjuicios). Porque los clientes casi nunca se
desconectan cuando su contrato a plazo fracasa, la energía se entrega y son pagados
por ello. En la mayoría de los casos, un vendedor que no pueda entregar energía de su
propio generador comprará la energía de reemplazo para sus clientes. En cualquier
caso, el cumplimiento es una obligación financiera.
Sistema de dos asentamientos
Si un proveedor vende la mayoría o la totalidad de su energía en los mercados a
plazo, el precio RT puede parecer que tiene poca probabilidad de afectar a las
decisiones de producción de los proveedores del sistema operativo. En un sistema de
dos asentamientos adecuadamente implementado es todo lo contrario. En tiempo
real, el proveedor se comportará como si estuviera vendiendo toda su producción en
el mercado de RT, a pesar de que, el mercado a plazo, actúa como si fuera su venta
final.
La separación del tiempo real de las transacciones a plazo:
Supongamos que un proveedor vende al operador del sistema en el
mercado de DA por un precio de .
Si esta cantidad de energía se entrega al mercado RT, la solución en el mercado de DA
se mantiene sin modificaciones. Pero ¿y si no se entrega nada, o se entrega más de
? En cualquier caso el asentamiento DA debería mantenerse todavía, pero debe
haber un acuerdo adicional en el mercado de RT. Si no hay energía de entrega al
mercado RT, el proveedor es tratado como si se hubiera entregado la cantidad
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 51
prometida en el mercado de DA, pero compra esa cantidad del mercado RT para
cubrir su entrega prometida. Por consiguiente, al proveedor se le paga aún por ,
pero también se encarga del mercado , del precio de RT, para la compra de . En
general, si un proveedor vende en el mercado de DA y luego entrega al mercado
RT, se pagará:
Esto se conoce como un sistema de dos asentamientos. Si un cliente contrata para
y luego toma sólo en tiempo real, se carga exactamente la cantidad que se paga
al proveedor.
Un sistema de dos asentamientos preserva los incentivos en tiempo real:
Cuando el mercado de RT se ha solucionado por los precios de las desviaciones de
los contratos a plazo en el precio de RT, proveedores y clientes tienen los mismos
incentivos de rendimiento en tiempo real, como si hubieran comercializado toda su
energía en el mercado de RT.
Los incentivos de esta norma de liquidación se revelan por la reordenación de los
términos de la siguiente manera:
Al proveedor se le paga:
Cuando el tiempo real llega, y son determinados en el mercado DA.
Asumiendo que el mercado es competitivo. Los proveedores también tomarán
como dado, por lo que en tiempo real, todo el primer plazo será visto como un costo
hundido o un ingreso seguro. Esto deja al segundo mandato como único que puede
proporcionar un incentivo RT para el comportamiento del generador, y este término
paga el generador del precio RT para cada megavatio producido. En consecuencia, el
generador se comportará exactamente como si se vendiera la totalidad de su producto
en el mercado de RT. Esto puede ser demostrado al considerar el beneficio del
proveedor, lo que corresponde al ingreso menos el costo y el beneficio que habría
tenido si se comercializado sólo en el mercado de RT.
52 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
La única diferencia entre los dos es el ingreso fijo , por lo que
el valor de que maximiza uno va a maximizar el otro.
Este resultado significa que no importa la negociación, , que ha tenido lugar en el
mercado de DA, o cualquier otro mercado de futuros, los proveedores que maximizan
los beneficios perseguirán las mismas estrategias RT como si los oficios anteriores no
hubieran tenido lugar. En consecuencia, si el mercado RT es competitivo y, por tanto
eficiente, esta eficiencia no se ve socavada por los contratos a plazo. Dicho de otra
manera, se cometen errores en los mercados a plazo que afectarán los ingresos pero
no la eficiencia porque el mercado RT inducirá operación de menor costo
independientemente de estos errores. El argumento anterior también se aplica a las
cargas.
Precios a posteriori: la queja del comerciante
Los comerciantes de energía pueden escribir CFDs (un contrato para las
diferencias) y así aislar completamente del precio de contado (y el precio DA). Si han
utilizado un CFD para ejecutar su comercio bilateral y como estaba previsto el
comercio, el precio de contado no tendrá ningún efecto. Sin un derecho de
transmisión, el precio de transmisión puntual debe ser pagado en su totalidad.
Es fácil aislar un comercio bilateral de los precios a posteriori de la energía y
difícil aislarlo del precio de transmisión puntual. Un comprador y un vendedor,
considerado como una unidad, no se ven afectados por el precio de la energía ya que
junto a su posición neta es cero. Si toman una posición neta distinta de cero en el
mercado de la transmisión, se ven afectados por el precio de la transmisión.
La queja de los comerciantes es que el precio de transmisión es "a posteriori" que se
establece después de que se comprometan a un oficio en lugar de ser publicado antes
de tiempo.
Capítulo 2: La energía eólica: mercado y producción 53
Mejor ajuste al precio del tiempo real
El operador del sistema puede publicar los precios de congestión RT con
antelación. Pero son susceptibles al clima, interrupciones de suministro, cortes de
transmisión y otros factores.
El precio de tiempo de uso debe ir acompañado de un sistema de reservas. La
tarifa de la FERC (Comisión Federal Reguladora de Energía) proporciona un sistema de
este tipo, aunque se basa en itinerarios contractuales y no en los flujos reales de
poder. Con un sistema de interconexión de toda la coordinación, tales como NERC
(organización de los operadores de la red eléctrica de Estados Unidos) se evitaría la
mayor reducción RT, pero los comerciantes todavía consideran que el precio publicado
no garantizaría la disponibilidad de las reservas.
En la actualidad, hay una estimación de la ineficacia de tales precios fijados
administrativamente. Los beneficios facilitan el comercio bilateral, pero los beneficios
son difíciles de cuantificar. En cualquier caso, los precios de mercado se consideran
preferible, en general a los precios regulados.
Mejores mercados a plazo para la transmisión
Un segundo enfoque para aliviar las reclamaciones del comerciante es
implementar un mercado a plazo de los derechos de transmisión (pero el precio es
determinado por la oferta y la demanda para la transmisión en lugar de ser
determinado administrativamente). PJM (un centro de energía renovable) vende
dichos derechos en su mercado de DA. Es necesario un mercado continuo con un
precio que cambie lentamente y los comerciantes puedan observar antes de organizar
un intercambio. Después ellos pueden comprar la transmisión a un precio cercano al
precio observado.
54 Aplicación de la teoría de juegos al mercado de la energía eólica
PMJ y NYISO (centro de datos de mercado) también venden firmes de punto a
punto de los derechos de transmisión financieros entre dos puntos cualesquiera de sus
sistemas.
Los derechos financieros de transmisión proporcionan la seguridad de los
derechos físicos sin algunos de los inconvenientes. El acuerdo será de la siguiente
manera.
CDF Mercado al
contado
FTR
Al generador se le
paga:
La carga paga:
Si se realiza la operación, no habrá ningún cargo de transmisión. En general, los
mercados de la energía de localización RT permiten a los operadores que hagan lo que
quieran, pero deben pagar por sus inyecciones y retiros y el precio RT.
