Resumen Final_Noviembre 2012

8/17/2019 Resumen Final_Noviembre 2012

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Estudios de Doctorado Trabajo Tutelado de Iniciación a la Investigación

Francisco Baena Villodres

Índice:

1.

Antecedentes……………………………………………………….................... 32. Justificación……………………………………………………………….......... 33. Objetivos………………………………………………………………….. ....... 44. Hipótesis de trabajo……………………………………………………….......... 45. Material necesario………………………………………………….................... 46. Desarrollo del método de trabajo…………………………………………......... 5

a. Mix eléctrico español………………………………………………....... 5b. Demanda de energía eléctrica……………………………………........... 6

1. Curva de demanda o de carga……………………………........ 72. Curva de carga para España y otros países………………........ 103. Curva de duración de carga………………………………........ 13

4. Curva de demanda anual…………………………………........ 14c. Curvas de generación fotovoltaica…………………………………....... 141. Curvas de producción diaria………………………………....... 152. Curvas de producción anual………………………………....... 163. Curvas de generación fotovoltaica para España…………......... 17

d. Método para determinar el límite en la cobertura de la demanda confotovoltaica…………………………………………………………....... 18

1. Escenario ideal: Prioridad máxima para la fotovoltaica……..... 192. Escenario real: Igualdad de prioridad con otras tecnologías...... 203. Tipos de datos a considerar………………………………….... 20

7. Resultados………………………………………………………………............ 20

a.

Modelado de las curvas de carga y de generación FV………................. 21b. Prueba del método…………………………………………………........ 228. Conclusiones……………………………………………………….................... 239. Líneas futuras de investigación .…………………………………….................. 2310. Publicaciones generadas……………………………………………................... 2411. Referencias…………………………………………………………................... 24

Anexo 1: Revistas de interés…………………………………………….......................... 26Anexo 2: Páginas Web………………………................................................................... 27


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1. ANTECEDENTES

Este trabajo, aunque propuesto e iniciado durante este año 2012, se basa en parte en laexperiencia adquirida por este doctorando en varios trabajos previos en el campo de lafotovoltaica dentro del grupo IDEA de la Universidad de Jaén, entre ellos el análisis de datos de

la instalación con seguimiento denomina El Girasol que estuvo instalada en el campus LasLagunillas entre los años 2007 al 2009, bajo la dirección del profesor Almonacid Puche. Enparticular se este trabajo analicé las curvas de producción diaria y anual de un sistemafotovoltaico y su correlación con la radiación incidente.

Igualmente, previa a esta propuesta de trabajo tutelado de iniciación a la investigación, realicéun estudio sobre la implantación de la fotovoltaica en suelos marginales, como posible línea deinvestigación, entre noviembre de 2011 a abril de 2012, bajo la dirección de los profesoresTerrados Cepeda y Almonacid Puche. Tras un primer análisis se consideró que los principalesproblemas detectados eran fundamentalmente jurídicos y económicos y por lo tanto se apartabande la idea inicial de la posible tesis de doctoral más centrada en ingeniería.

Por lo que finalmente en abril de este año se acordó trabajar en el estudio de la integración de laenergía fotovoltaica en el mix eléctrico e intentar determinar algunos de los límites quecondicionan esta integración. De tal manera que esto permita aportar datos y criterios objetivosa la planificación energética de un determinado territorio.

2. JUSTIFICACIÓN

En el Plan de Acción Nacional sobre Energías Renovables 2011-2020 de España [PER_2011-20] se plantea que el potencial disponible1 de generación eléctrica para las tecnologías solares essuperior a 1000 GW, incluyendo fotovoltaica y termoeléctrica. Así otras fuentes consideran,solo para fotovoltaica, un potencial bastante más reducido de 159 GW [Collado_2011].

Estos potenciales anteriormente mencionados se basan en el límite impuesto por el recursoenergético. Otras limitaciones en la integración de la fotovoltaica vienen dadas por losmateriales necesarios para fabricar el sistema fotovoltaico [Feltrin-Freundlich_2008] o por losrequisitos eléctricos de la red [Eltawil-Zhao_2010] [Martin et al_2012].

Por otro lado, la energía solar fotovoltaica, igual que otras renovables, no puede almacenar, lamateria prima (el recurso energético) y en la actualidad ninguna tecnología puede almacenar laelectricidad producida, de manera fácil y/o económica, lo cual la hace no gestionable y ademásimplica que la electricidad producida no puede ser más que la demandada en todo momento.

Figura 1. Tipos de instalaciones generadoras de electricidad (producción propia)

1 Potencial disponible: toda la energía que es posible aprovechar técnicamente de un tipo concreto de fuenterenovable teniendo en cuenta consideraciones económicas, sociales y de mercado. [PER 2011-20, pag. 420]. Hay quedistinguir entre potencial total, potencia accesible o técnico y potencial disponible.


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Por ello puede haber una limitación más restrictiva impuesta por la curva de demanda[Denholm-Margolis_2007a]. Para una acertada planificación energética sería necesario conoceresta limitación y estudiar las posibles mejoras en el sistema que permitan su superación.

3.

OBJETIVOS

La curva de demanda o de carga, determina un límite superior a la capacidad de generación útilde energía eléctrica de origen solar, todo ello sin considerar el almacenamiento, ni losintercambios internacionales. El objetivo principal de este trabajo está encaminado a identificardicho límite y analizar aquellas mejoras del sistema que permitan superar dicho límite.

4. HIPÓTESIS DE TRABAJO

Partiendo de los datos de REE, del PANER 2011/12 y de los diferentes organismos que emiten

informes en materia de producción y consumo eléctrico, tales como CNE, IDAE, AIE, AAE yde otros trabajos incluidos en las referencias, creo que es posible plantear las siguienteshipótesis:

1.- ¿Se puede determinar el porcentaje máximo del mix eléctrico que es posible alcanzar enEspaña, Andalucía, etc, con energía solar fotovoltaica, debido a las curvas de producción yconsumo?

Sin almacenamiento y sin intercambios eléctricos extraterritoriales. Considerando diferentes hipótesis de distribución geográfica de las plantas de

producción y en el peso de plantas con seguimiento y sin seguimiento.

2.- ¿Cuál sería la cobertura fotovoltaica de la demanda, para este mix, en un instante dado, undía o un año? ¿Sería preferible su optimización para un día o para un año?

3.- ¿Qué efecto produciría los intercambios extraterritoriales, el almacenamiento, elautoconsumo, los vehículos eléctricos u otros cambios en la producción o en el consumo?

El conocimiento de estos límites permitiría tener una referencia clara, desde el punto de vistatécnico, a la hora de implementar planificaciones del sector energético, así como darcertidumbre sobre la viabilidad de proyectos de futuro en cuanto a que su capacidad deproducción será absorbida por la demanda.

5.

MATERIAL

Para poder verificar esta hipótesis, mediante el desarrollo de una tesis doctoral, es necesariocontar con:

• Material básico informático, equipo tipo PC, software para manejo de datos (Excel y/oMatlab) y para edición de textos y gráficos. De todo esto se dispone por parte deldoctorando.

• Datos de demanda de energía eléctrica. Sobre esta información, se han conseguido datosdel Reino Unido, Tejas (EEUU) y España, aunque de esta última se está pendiente de

mejorar dichos datos.


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• Datos de producción de energía eléctrica de origen fotovoltaico. Sobre estos datos, sedispone de información de la potencia instalada y de la producción fotovoltaicaagregada a otras renovables para España peninsular (pendientes de mejorar estainformación por parte de REE), de la producción fotovoltaica en las islas Canarias, y dedatos de instalaciones individuales.

6. DESARROLLO DEL MÉTODO DE TRABAJO

Para poder alcanzar los objetivos anteriormente mencionados y verificar la hipótesis de partida,será necesario estudiar:

a) La situación actual y la historia reciente del mix eléctrico.b) Las curvas de carga y la conformación de la demanda.c) Las características y el potencial de la generación FV. Las curvas de producción

fotovoltaica.d) Un método para relacionar las curvas de demanda y las de producción fotovoltaica.

6.a. MIX ELÉCTRICO ESPAÑOL

El mix eléctrico español está constituido por tres grandes grupos atendiendo a la materia primautilizada para de producción de electricidad: combustibles fósiles, material nuclear y fuentesrenovables; con una participación en la cobertura de la demanda, en el año 2011, del 46,2%, el21% y el 32,8% respectivamente.

Figura 2. Mix eléctrico español durante 2011 (Fuente: REE. Informe 2011)

La evolución anual de la cobertura de la demanda en España (peninsular) desde 2007 a 2011, semuestra en la tabla siguiente (magnitudes en GWh):

Tabla 1. Evolución de la demanda y generación anual España (producción propia, datos REE: Informe 2011)

2007 % 2008 % 2009 % 2010 % 2011 %Combustibles fósiles 165697 166515 142689 119315 126259Nuclear 55102 58973 52761 61990 57731

Consumo generación -8853 -8338 -7117 -6673 -7247

Fuentes renovables(1) 60572 22,2 62897 22,5 76207 28,8 98689 36,1 87349 33,1Fotovoltaica(1) 463 0,17 2406 0,86 5829 2,2 6140 2,25 7081 2,68

Generación neta 272619 280048 264540 273321 264092Consumo bombeo -4432 -3803 -3794 -4458 -3215

Intercambios -5750 -11040 -8086 -8333 -6090

Demanda (b.c.) 262436 265206 252660 260530 254786(1) Valor porcentual con respecto a la generación neta


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Solar

Termoeléctrica

Eólica

Térmica

Nuclear

Curva de carga

Residencial

Transporte

Industria

Comercio y

servicios

Hidroeléctrica

Perdidas en la red

Curvas de producción

Fotovoltaica

Red de

transporte y

distribución

Como se puede observar en la tabla anterior el peso de la fotovoltaica ha mantenido uncrecimiento constante en los últimos años, tanto en valor absoluto como en valor relativo,aumentando su peso en el mix eléctrico.

6.b. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La demanda de energía eléctrica se produce en el mismo momento que se consume, ya que laelectricidad no se puede almacenar a gran escala con tecnologías sencillas y/o económicas. Porotro lado el suministrador de electricidad tampoco puede almacenarla por lo que su capacidadde producción y las redes de transporte tienen que estar preparadas para suministrar la mismaelectricidad que se está demandando [INDEL_1998].

Figura 3. Flujo de energía sobre la red (producción propia)

El flujo de energía sobre las redes de transporte y distribución se puede representar por:EG(t) =EC(t) +EI(t) +EP(t)

En esta ecuación si EI(t) se considera despreciable2 y si las pérdidas se aproximan a

EP(t)≈B(t)·EC(t), donde B(t) es una función de pérdidas en la red [Barrero_2004], nos da que laenergía generada depende fundamentalmente de la energía consumida.

Para la adecuada gestión del sistema eléctrico, es fundamental conocer las características de lademanda: consumo total de energía, sus pautas horarias de consumo o curva de carga horaria ylos valores de consumo que alcanza en los periodos punta de demanda.

Figura 4. Curvas globales de producción, demanda y pérdidas en la red (producción propia)

2 En 2011 la generación neta de energía eléctrica en España fue de 279.121 GWh y los intercambios internacionalesmás el almacenamiento alcanzó una cifra de -9.305 GWh lo que representó el 3,33 % de la generación neta[REE_SEE 2011].

Energía

Perdida en la red

EP(t)

Redes detransporte y

distribución

Energía

Generada

EG(t)

Energía

Consumida

EC(t)

Intercambios

Internacionales

+Almacenamiento

EI(t)


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En el gráfico siguiente se muestra las formas aproximadas de las curvas de demanda porsectores [REE_suministro_2009] y las de las curvas de producción por tecnologías. En el casode las curvas de producción hidráulica y térmica se han dibujado con la misma forma que lacurva de carga para indicar que se pueden adaptar totalmente a la demanda. En la hidráulicasiempre que haya materia prima almacenada y disponible (agua embalsada para este uso) seráesto posible.

Figura 5. Curvas de demanda por sectores y de producción por tecnologías (producción propia)

6.b.1. Curva de demanda o de carga

La curva de carga3 para un territorio está compuesta por la suma de la demanda de los diferentessectores que consumen energía eléctrica, Residencial, Industria, Comercio y otros. Igualmente

3 Curva de Carga: Valor que toma la demanda eléctrica en un intervalo de tiempo y se representa como la potenciademandada en función del tiempo.

Solar Termoeléctrica

Eólica

Térmica

Nuclear

Curvas de demanda

Residencial

Transporte

Industria

Comercio y servicios

Gestionable

Hidroeléctrica

Gestionable

parcialmente

Curva de carga global

Gestionableparcialmente

Fotovoltaica

Curvas de producción

Red de transporte

y distribución


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se verá afectada por la distribución espacial y temporal de los centros de consumo de la energía,así como por factores sociales o climatológicos

Figura 6. Curvas de demanda diaria en España (Fuente: REE- 21/3 y 22/6 del 2012)

Podemos diferenciar varias curvas de demanda:•

Curvas de carga diaria, semanal, mensual o anual, nos da la potencia instantáneademandada a lo largo de un día, una semana, un mes o un año.• Curva de demanda anual, nos da la energía demandada cada día/semana/mes a lo largo

del año.

Figura 7. Ejemplo de curva de demanda para España de dos semanas(Fuente: REE – 21/3 al 3/4 del 2011)

6.b.1.1 Factores que afectan a la curva de carga

La curva de carga viene condicionada por varios tipos factores [Mallo_2004] que influyen sobrela misma:

• Condiciones meteorológicasAquí englobaríamos variables como la velocidad del viento, la nubosidad, la pluviosidad, latemperatura, etc. Sin embargo no todos los factores climáticos afectan a la demanda eléctrica.Por otra parte, algunos de ellos son típicamente aleatorios y otros aparecen interrelacionados.Por ejemplo, la temperatura viene afectada parcialmente por la nubosidad, la pluviometría, la

humedad relativa, etc.


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Entre todos estos factores la temperatura es el más relevante dado que influye de forma directasobre múltiples fuentes de consumo eléctrico como sistemas calefactores, aire acondicionado,refrigeradores, etc. Esta relación entre la demanda eléctrica y la temperatura es de carácter nolineal [Moral-Otero_2003, pag 14].

• CalendarioExisten diferentes efectos relacionados con el calendario que inciden sobre la curva de demandaeléctrica:

La hora del día El día de la semana Fin de semana y fiesta El mes del año

Figura 8. Efectos climatológicos y de calendario sobre la curva de demanda para España(Fuente: REE – agosto de 2012)

• Actividad económicaLa actividad económica de un territorio afecta directamente a la demanda de electricidad, asípor ejemplo en los países desarrollados el consumo de electricidad es muy superior a los paísessubdesarrollados. Los factores más relevantes son:

PIB del territorio Renta per cápita Eficiencia energética Etc.

•

Situación geográficaUn cuarto grupo de factores que afecta a la curva de carga es el debido a la posición en lasuperficie de la Tierra donde se encuentra el consumidor de electricidad, en concreto el factormás relevante que influye en la curva de carga es la latitud, ya que esta condiciona las horas deluz disponibles. Otros factores geográficos influyen también en la demanda de electricidad perosus efectos serán recogidos por algunos de los anteriores grupos (climatológicos, de calendarioo económicos).

6.b.1.2 Características de la curva de carga diaria

Las principales características de la curva de carga para un día, son:

Ola de calor del 7 al 11/8/2012 Fin de semana y día de fiesta

miércoles 15 de Agosto


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Regiones de la curva de carga: Carga base, Carga intermedia y Carga pico

Forma de la curva de carga: depende de la época del año, presentando uno o dospicos.

Pico máximo de carga o punta de demanda: es el valor de potencia máximademandada por el sistema. En verano se sitúa sobre el mediodía solar y en inviernosobre el comienzo de la noche para España peninsular

Valle de carga: Es el valor mínimo de potencia demanda, se sitúa en las horas de lamadrugada entre la 3-5 horas.

Observación: La curva de carga diaria sigue el patrón de la actividad humana, que a su vez sigueel ciclo del Sol (día-noche). Se alcanzan máximos durante el día y mínimos durante la noche.

Las variaciones de la curva de carga a lo largo del año, afecta a todas estas característicasdebido a los factores climatológicos, de calendario y económicos.

6.b.2 Curva de carga diaria para España y otros países

La curva de carga diaria es diferente para diferentes países y/o redes eléctricas, más cuanto másdifieran estos países en condiciones climatológicas, calendario, actividad económica y latitud.Para ilustrar estas diferencias se muestran, en los sub-apartados siguientes, la curva de cargapara España (Peninsular), el Reino unido (Gran Bretaña) y la de ERCOT en EEUU, que cubrefundamentalmente el estado de Tejas.

Para cada una de estas redes se dan los datos de latitud donde se ubican, población a la quecubren y renta per cápita. Igualmente, para cada red, se muestran cuatro curvas de cargas

normalizadas en el año 2011 y la máxima potencia demanda ese año.

Sobre estas curvas se puede observar que la demanda en España y el Reino Unido presentacomportamientos similares, en la forma de la curva, en los máximos anuales alcanzados, enambas redes, en el mes de enero y en el valor relativo de la variación de la demanda. Sinembargo la red de Tejas difiere de las anteriores en la forma de la curva, el pico de demanda sealcanza en agosto y en la variación relativa de la demanda.

6.b.2.1 Curva de carga en España (Península)

Los datos de las curvas de carga mostradas a continuación han sido obtenidas de la página webde Red Eléctrica de España4 (www.ree.es) para el año 2011, correspondiendo a la demandapeninsular, es decir España, menos Canarias, Baleares, Ceuta y Melilla.

El conjunto de consumidores de esta red (España peninsular) se sitúan entre 35º56’ N y43º47’N, con una población atendida sobre los 44,5 millones de habitantes y una renta percápita de 30.000 $, aproximadamente, en 2011.

4 Red Eléctrica de España es el TSO (Transport System Operator) para España.


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Figura 9. Compañías distribuidoras de electricidad y red de transporte en España

En las gráficas siguientes se muestran la forma de la curva de demanda para cuatro días del año2011. Se ha escogido el miércoles más próximo a los equinoccios y los solsticios para este año5.Esta curva se ha normalizado a la máxima demanda del año 2011, que fue de 43969 MW6, asícomo se han corregido la hora con respecto a la hora solar7, máxima altura solar a las 12 horas.

Figura 10. Curvas de demanda en España para en Marzo, Junio, Septiembre y Diciembre de 2011(producción propia, datos de R.E.E.)

En estas curvas se puede apreciar como la demanda presenta dos picos uno sobre las doce horasy otro sobre las 21 horas, excepto en la curva de junio. Esto es debido al aumento de las horascon luz natural en torno al solsticio de verano.

5 En el año 2011 los equinoccios y solsticios fueron el 20 de marzo, 2l de junio, 23 de septiembre y 22 de diciembre.6 Potencia máxima instantánea 43969 MW a las 19:50 horas, del día 24 de enero de 2011 (REE. Informe 2011 delsistema eléctrico español, capítulo 1).7 En España durante el año 2011, hasta el domingo 27 de marzo a las 3:00 horas y a partir del 30 de octubre a las 3:00horas la hora oficial lleva una hora de adelanto con respecto a la hora solar. Entre el 27 de marzo y el 30de octubre eladelanto es de 2 horas.


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6.b.2.2 Curva de Demanda en el Reino Unido (Gran Bretaña)

Los datos que a continuación se muestran han sidoobtenidos de National Grid8 el operador de red del ReinoUnido y corresponden a la curva de demanda para Gran

Bretaña durante 2011.El total de consumidores de esta red se sitúan entre 50º N y58º40’N, con una población de aproximadamente 60millones de habitantes y una renta per cápita de 36.000 $.

Figura 11. Compañias operadoras de redes de distribucióneléctrica en el Reino Unido (DNO : Distribution NetworkOperator ) (Fuente: National Grid)

En el año 2011 se alcanzó un pico máximo de 55.106 kW el día 6 de enero a las 17 horas. Acontinuación se presentan las curvas normalizadas sobre el pico de demanda, próximas a lossolsticios y equinoccios del año 2011.

Figura 12. Curvas de demanda en Gran Bretaña para en Enero, Marzo, Junio y Septiembre 2011(producción propia, datos de National Grid)

8 National Grid posee y mantiene el sistema de transmisión de la electricidad de alto voltaje en Inglaterra y Gales, asícomo el funcionamiento del sistema a través de Gran Bretaña, con conexiones con Francia (IFA), Irlanda del Norte(Moyle) y Paises Bajos (BritNed) .


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6.b.2.3 Curva de carga en Tejas (EEUU)

En el estado de Tejas (EEUU) el responsable deltransporte eléctrico es ERCOT (Electric Reliability

Council of Texas). ERCOT gestiona el flujo deenergía eléctrica del 85 por ciento de la cargaeléctrica del estado de Tejas. Los datos de la curvade demanda han sido obtenidos de la página web deERCOT.

Figura 13. Mapa del territorio cubierto por ERCOT,aproximadamente el 85 % de Tejas.

El conjunto de consumidores de esta red se sitúan entre 25º50’N y 36ºN, con una población de23 millones de habitantes y una renta per cápita de 47.000 $ (2005).

En el año 2011 se alcanzó un pico máximo de 68.392 kW el día 3 de agosto a las 17 horas. Acontinuación se presentan las curvas normalizadas, próximas a los solsticios y equinoccios delaño 2011.

Figura 14. Curvas de demanda en Tejas para Marzo, Junio, Septiembre y Diciembre de 2011(producción propia, datos de ERCOT)

6.b.3 Curva de duración de la carga

Curva monótona de carga o curva de duración de la carga (LCD –Load duration curve)[Denholm-Margolis_2007a]: Indica el número total de horas que el sistema es requerido parasuministrar una determinada cantidad de carga.


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Figura 15. Curvas de duración de la carga para España en el año 2011(REE-Informe 2011)

6.b.4 Curva de demanda anual

La curva de demanda anual representa la energía demanda cada día, semana o mes del año. Estacurva difiere entre países en función de la climatología, entre otras cuestiones, para el caso deEspaña presenta dos mínimos, en primavera y otoño y dos máximos en invierno y verano.

Figura 16. Curvas de demanda anual en España peninsular, demanda mensual (línea continua) y demandamedia diaria (línea discontinua), ambas en GWh (producción propia, datos de REE)

6.c. CURVAS DE GENERACIÓN FOTOVOLTAICA

La curva de producción o de generación de energía solar fotovoltaica (CGF) representa laevolución temporal de la energía instantánea producida por una planta o conjunto de plantasfotovoltaicas. Esta curva CGF difiere su forma característica en función del periodo de tiempo

considerado: un día o un año.


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Potencia

Hora

Potencia máxima

Franja horaria

Forma CGF

12 18

Potencia media

6

6.c.1 Curva de producción fotovoltaica para un día

En la curva de producción o de generación de energía solar fotovoltaica (CGF), diaria, hay queconsiderar tres parámetros importantes, la potencia máxima, la forma y la franja horaria detrabajo.

Potencia máxima de la CGFLa potencia máxima de la CGF depende de la potencia máxima de cada una de las instalacionesconectadas al sistema eléctrico y de sus pérdidas, de su distribución geográfica (distribuciónlongitudinal y latitudinal) y de las condiciones climatológicas (Nubosidad y temperatura).Igualmente también se verá afectada por la instalación en cuanto a la orientación y alsombreado.

Potencia máxima a la hora pico (valor teórico): es la máxima potencia que se obtiene en unsistema complejo, sin considerar las condiciones climatológicas.

Potencia media

Es el valor medio de la potencia durante el periodo de tiempo que se recibe radiación solar(franja horaria de trabajo)

Forma de la CGFLa forma de la curva de producción del conjunto de la fotovoltaica que opera en un sistemaeléctrico depende de múltiples variables: del tipo de instalaciones que lo conforman, enparticular de si éstas tienen seguimiento o no, pero además en instalaciones fijas depende de suorientación y nivel de sombreado y en las instalaciones con seguimiento del tipo deseguimiento. A esto hay que añadir el efecto producido por la distribución geográfica de lasplantas fotovoltaicas y las condiciones climatológicas.

Franja horaria de trabajo

Representa el número de horas que se inyecta energía fotovoltaica a la red y su distribución a lolargo del día. Esta franja horaria variará para cada día del año y depende de la radiación solar.En menor medida también se verá afectada por la orientación de la instalación y su sombreado.

En cualquier caso siempre se moverá desde un mínimo en el solsticio de invierno y un máximoen el solsticio de verano, alcanzando el valor medio en los equinoccios donde la franja horariaserá de 12 horas al día centrada sobre el mediodía solar.

Figura 17. Curva de producción fotovoltaica diaria (horario UTC

9

) (producción propia)9 UTC: Coordinated Universal Time


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La energía producida en un sistema fotovoltaico es una función de la irradiación solar incidentesobre el generador de la instalación:

= ()

Para una instalación fotovoltaica la potencia instantánea dependerá: del Performance Ratio

(PR), de la eficiencia de conversión del generador (η), de la superficie del mismo (S) y de lairradiancia incidente (G) en cada momento:() = () ∙ () ∙ ∙ ()

6.c.1.1 Formas de CGF diaria

La forma de la curva de generación fotovoltaica de un sistema con múltiples plantas varíadebido al tipo de instalación y a la distribución geográfica de las plantas.

• Debido al tipo de instalación: con seguimiento o fija.

Figura 18. Curva de producción fotovoltaica diaria con seguimiento y sin seguimiento(producción propia)

• Debido a la distribución geográfica. Puede ser con la potencia concentrada o con lapotencia distribuida latitudinalmente, longitudinalmente o mixta.

Para potencia concentrada afecta a la curva diaria fundamentalmente en la potencia máxima.Para la potencia con distribución latitudinal, afecta a la potencia máxima y la franja horaria será

la de la planta extrema (En verano la del norte y en invierno la del sur). La forma se veensanchada para bajas potencias.

Para la potencia con distribución longitudinal produce una disminución en el pico máximo depotencia. En cuanto a la franja horaria, la resultante se ensanchara tanto como sea eldesplazamiento máximo. Sobre la forma se produce un efecto similar al seguimiento, el cualserá más pronunciado en invierno y cuanto mayor sea el desplazamiento total.

6.c.2 Curva de producción fotovoltaica anual

La curva de producción anual, representa la energía inyectada cada día a lo largo de un año. Enesta curva hay que considerar las siguientes características: la energía máxima diaria, la energíamínima diaria, la energía media diaria y la forma de la curva.

Potencia DC (21-6-2007)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

7 : 0 0

7 : 3 0

8 : 0 0

8 : 3 0

9 : 0 0

9 : 3 0

1 0 : 0 0

1 0 : 3 0

1 1 : 0 0

1 1 : 3 0

1 2 : 0 0

1 2 : 3 0

1 3 : 0 0

1 3 : 3 0

1 4 : 0 0

1 4 : 3 0

1 5 : 0 0

1 5 : 3 0

1 6 : 0 0

1 6 : 3 0

1 7 : 0 0

1 7 : 3 0

1 8 : 0 0

1 8 : 3 0

1 9 : 0 0

1 9 : 3 0

2 0 : 0 0

2 0 : 3 0

2 1 : 0 0

2 1 : 3 0

Hora / Muestras(T=15 minutos)

W a t i o s

Su bgen erad or 1 Su bgene rad or 2 S ub gen erado r 3Subgenerador fijo

ángulo óptimo

para el día

Subgenerador fijo

ángulo óptimo

para el año

Efectos de lassombras al

amanecer

Efectos de las

sombras al

atardecer


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Figura 19. Curva de producción fotovoltaica anual (producción propia)

En las latitudes entre los trópicos y los círculos polares la curva de producción anualfotovoltaica presenta un máximo en torno al solsticio de verano y un mínimo sobre el solsticiode invierno.

En latitudes por encima de los círculos polares la curva presenta un máximo sobre el solsticio deverano y un mínimo igual a cero, que se mantiene a cero uno o más días dependiendo de lalatitud.

Para latitudes entre trópicos, la curva presentará dos máximos iguales en magnitud y dosmínimos de distinta magnitud, excepto para instalaciones ubicadas sobre el ecuador terrestre,que presentaran dos máximos y dos mínimos iguales en magnitud.

Figura 20. Curva de producción fotovoltaica anual, para una instalación real en la Universidad de Jaén(producción propia)

6.c.3 Curvas de generación fotovoltaica en España

Para el caso de España se muestran a continuación las curvas de generación fotovoltaica para elaño 2011.

Energía

Día

Energía máxima

Energía mínima

1/1 31/12

Energía media diaria

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2 4

- m a r

7 - a

b r

2 1

- a b

r

5 - m

a y

1 9

- m a y

2 - j

u n

1 6

- j u n

3 0

- j u n

1 4

- j u

l

2 8

- j u

l

1 1

- a g o

2 5

- a g o

8 - s

e p

2 2

- s e p

6 - o

c t

2 0

- o c

t

3 - n

o v

1 7

- n o v

1 - d

i c

1 5

- d i c

2 9

- d i c

1 2

- e n e

2 6

- e n e

9 - f

e b

2 3

- f e

b

8 - m

a r

2 2

- m a r

E n e g í a ( k W h )

Máximo: 92,72 kWh

Energía media d iaria: 56,28 kWh

Energía anual total

20.599,58 kWh

Curva de tendencia


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Curva de generación fotovoltaica diaria

Los datos mostrados son de la isla de Tenerife, para la península estos datos están agregadoscon el resto régimen especial, es decir si eólica, ni hidráulica.

Figura 21. Curva de producción fotovoltaica para un sistema complejo isla de Tenerife (datos REE)

Curva de generación fotovoltaica anual

Los datos aquí mostrados han sido obtenidos de REE y muestran la producción fotovoltaica pormeses para el año 2011 y parte del 2012.

Figura 22. Curva de producción fotovoltaica anual para España peninsular(producción propia, datos REE)

6.d. MÉTODO PARA DETERMINAR EL LÍMITE EN LA COBERTURADE LA DEMANDA CON FOTOVOLTAICA

En este apartado se plantea un método para determinar el límite en la cobertura de la demandade electricidad, en un territorio, que se puede conseguir con sistemas fotovoltaicos. Partiendode este límite se podría deducir la potencia máxima instalable, en ese mismo territorio, encondiciones de máximo aprovechamiento, es decir sin que haya que desconectar ningunainstalación por exceso de producción.

Para determinar el límite en la cobertura de la demanda de electricidad, se plantean dosescenarios:


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• Escenario ideal. Prioridad máxima para la generación fotovoltaica (mejor caso).• Escenario realista. La fotovoltaica no tiene prioridad máxima.

6.d.1. Escenario ideal: Prioridad máxima para la generación fotovoltaica

Este es el mejor caso posible para obtener la máxima cobertura de la demanda de electricidad enun territorio. Esto implica que si hay excedente de producción eléctrica se irán desconectandotodas las instalaciones menos las fotovoltaicas.

En este escenario el método básico para determinar el límite en la cobertura de la demanda confotovoltaica, sería el siguiente:

1. Se obtendrá la curva de demanda anual, como energía demandada por día, normalizaday corregida con una función ventana-solar10.

2. Se obtendrá la curva de generación fotovoltaica anual como energía producida por día.3. Al comparar ambas curvas normalizadas se obtendrían los días que limitan la potencia

fotovoltaica. La demanda deberá ser mayor o igual a la generación fotovoltaica.4. Se analizan los días anteriormente determinados con las curvas de carga diaria y degeneración fotovoltaica diaria para concretar la máxima potencia fotovoltaica admisible.

Todo esto sería sin considerar almacenamiento ni intercambios internacionales, así como parauna curva de producción ideal no afectada por perturbaciones atmosféricas, ni paradas en lasinstalaciones.

En los gráficos siguientes se muestra un ejemplo de aplicación para el año 2011 en España. Enla figura 23 se muestra el resultado tras realizar los pasos 1,2 y 3, en el gráfico de la izquierdasin aplicar la función ventana-solar sobre la demanda y en el gráfico de la derecha aplicando lafunción ventana-solar. En esta gráfica se muestra la demanda media diaria normalizada sobre el

máximo diario11, el valor máximo de generación Fotovoltaica se ha estimado en 30 GWh, al nodisponer de este dato (el valor medio máximo fue de 26,5 GWh en el mes de julio).

Figura 23. Demanda de energía eléctrica y curva de generación fotovoltaica, media diaria, en España parael año 2011, ambas normalizadas sobre los máximos anuales (producción propia, datos REE)

Una vez determinado el periodo del año que delimita el máximo de fotovoltaica por consumo,se pasa a estudiar las curvas de carga y de generación fotovoltaica en ese periodo (paso 4), esto

10 La función ventana-solar será tal que multiplicada por la curva de carga diaria eliminará toda la energía consumidafuera del periodo de tiempo desde la salida a la puesta del sol. Dependiendo del grado de precisión y simplicidaddeseado se usará una ventana Rectangular, Triangular, de Hamming, de Kaiser, etc.11 En el año 2011 la máxima energía diaria consumida en España fue de 883 GWh el 25 de enero [REE_SEE_2011]

()

()


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es lo que se muestra en la figura 24. Sobre estas curvas se determina el día y la hora máslimitante y la potencia máxima fotovoltaica.

Figura 24. Cobertura de la demanda eléctrica con fotovoltaica para un día (producción propia)

6.d.2. Escenario realista: La fotovoltaica no tiene prioridad máxima

Este escenario es notablemente peor para la fotovoltaica pero más realista acorto y medio plazo.Esto implica que la eólica, la hidráulica y la solar termoeléctrica, entre otros renovables tienenque ser consideradas. Además, tendrá que considerarse un mínimo de térmica para garantizar lagestionabilidad del sistema eléctrico y de nuclear por su falta de flexibilidad.

Partiendo de la potencia instalada en eólica, hidráulica y solar termoeléctrica, así como en otrasrenovables y considerando al menos un porcentaje mínimo de potencia térmica y así como laenergía nuclear actualmente operativa, tendremos que la máxima potencia fotovoltaicainstalable en el sistema eléctrico sería considerablemente menor, posiblemente menos de lamitad del escenario ideal.

El método sería similar al comentado en el apartado anterior pero considerando la producciónanual de estas tecnologías, la cual debería ser restada a la demanda, habrá que determinar el díadonde la curva de carga es más limitativa para la curva de producción fotovoltaica y los pesosese día del resto de tecnologías. Este día nos daría la máxima potencia de salida en el conjuntode los sistemas fotovoltaicos y por ende la energía máxima fotovoltaica inyectable en la red paraese territorio.

6.d.3 Tipos de datos a considerar

Para trabajar con los datos de demanda y generación fotovoltaica, se pueden considerar trestipos de datos:

• Datos reales de un periodo de tiempo determinado (día, mes, año)• Datos estadísticos basados en varios periodos de tiempo• Datos basados en el mejor de los casos. Curvas idealizadas y sus aproximaciones

7. RESULTADOS

En este apartado mostraré algunos resultados obtenidos durante este trabajo en dos aspectos:

•

Modelado de curvas basadas en curvas ideales (mejor caso) y sus aproximacionessucesivas.

Horas

PotenciaProducción Fotovoltaica

Demanda


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Potencia

thoras

240

Pm

Potencia

t(horas)

24 0

Pm Aφ

• Pruebas del método para determinar el límite en la cobertura de la demanda confotovoltaica

7.a Modelado de curvas de carga y de generación fotovoltaica

7.a.1 Curva de carga diaria idealizada

En los trabajos publicados sobre modelado de la curva de carga se busca fundamentalmentepredecir su evolución para ayudar a la gestión del sistema eléctrico. Sin embargo en este trabajolo que se busca es un modelo de la curva de carga para ayudar a determinar los límites máximosde producción de electricidad de una determinada tecnología.

Primera aproximación. Se define lacurva de carga ideal como aquelladonde la potencia demandada se

mantiene constante durante todo el día ypara todos los días del año. La potenciainstantánea es igual a la potencia media.

=

Figura 25. Curva de carga ideal (producción propia)

Segunda aproximación. Se obtieneañadiendo el efecto que produce eldía y la noche sobre la curva de cargadiaria. Esto se consigue añadiendouna componente sinusoidal, deperiodo 24 horas y de amplitud lavariación media de la curva de cargadiaria, a la curva de carga ideal. Lapotencia instantánea viene dada por:

= − 2 ( + )

Figura 26. Curva de carga idealizada- 2ª aproximación(producción propia)

Sucesivas aproximaciones se pueden hacer añadiendo nuevas componentes.

7.a.2 Curvas de generación fotovoltaica diaria idealizada

• Con seguimiento a dos ejes: Aproximación rectangular. Mantiene la potenciaconstante (Pm) dentro del periodo de tiempo que recibe radiación solar durante cada díay para todos los días del año.

= (∀ ≤ ≤ )


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t1 t2

Potencia

t (horas) 24 0

Pm

t1 t2

Potencia

t (horas) 24 0

Pm

= 24 ℎ

= 2

≤ 0,81 2

Figura 27. Curva de generación fotovoltaica diaria idealizada. Aproximación rectangular(producción propia)

Con datos experimentales se ha obtenido que la curva con seguimiento a dos ejes real encierrauna superficie, aproximadamente, de 0,81 el área de la aproximación rectangular.

• Fija: Aproximación sinusoidal. Mantiene una forma sinusoidal de la curva degeneración fotovoltaica, tal que = (∀ 0 ≤ ≤ ≤ ≤ ), en elsemiperiodo positivo y durante el tiempo que recibe radiación solar.

= 2

2

≤ 0,63662

Figura 28. Curva de generación fotovoltaica diaria idealizada. Aproximación sinusoidal(producción propia)

Esta aproximación es más adecuada para sistemas con múltiples plantas fotovoltaicas ya que lasanalizadas hasta el momento responde a curvas de este tipo, entre otras cosas porque la mayoríade las instalaciones son fijas.

7.b Prueba del método

a) Usando la curva de carga ideal y la aproximación rectangular para la generación fotovoltaica,considerando un escenario ideal para la fotovoltaica y sin almacenamiento ni intercambiosinternacionales.

Aplicando el método descrito anteriormente (pasos 1, 2, 3 y 4), podríamos obtener unaaproximación muy somera, pero que nos indica que el método de estudio es viable, dándonos unlímite superior, de aproximadamente, el 40 % de la cobertura de la demanda de energía eléctrica(EDem) con fotovoltaica (EPV). Esto se puede ver si obtenemos los valores para la energíademandada y de generación para un año, bajo las premisas siguientes:


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t1 t2

Potencia

t

(horas)240

Pm

EPV

EDem

Potencia

t (horas) 24 0

Pm

t1 t

2

= ∙ ∙ 365

= ∙

2 ∙ 365

≤ 0,81 = 0,4

Figura 29. Máxima energía fotovoltaica. Curva de carga ideal, generación FV rectangular(producción propia)

b) Una mayor precisión se obtiene usando la segunda aproximación a la curva de carga ymanteniendo la aproximación rectangular para la curva de generación fotovoltaica, con el

escenario ideal para fotovoltaica. Con φ=0 y A=0,2 Pm

= () = ∙ ∙ 365

= − 2 ∙2 ∙ 365

≤ 0,81 ∙ = 0,36

Figura 30. Máxima energía fotovoltaica. Curva de carga 2ª aproximación, generación FV rectangular(producción propia)

Estos resultados se exponen a título de ejemplo para mostrar que el método descrito puede seradecuado para para determinar el límite de la fotovoltaica en el mix eléctrico, pero hay que dejarclaro que los resultados obtenidos son simples aproximaciones muy groseras que deben de serestudiadas y optimizadas durante la realización de la tesis.

8. CONCLUSIONES

La principal conclusión que se extrae de este trabajo es que mediante el método descrito es

posible determinar el límite o una aproximación al límite máximo de participación en el mixeléctrico y en la cobertura de la demanda con fotovoltaica y con ello aportar un dato de interésen la planificación energética de un territorio.

Así mismo y con posterioridad se pueden estudiar los efectos que el almacenamiento y losintercambios internacionales, entre otros cambios en la demanda, tienen sobre este límite.

9. LÍNEAS FUTURAS DE INVESTIGACIÓN

Además de identificar con mayor precisión el límite en la cobertura de la demanda de

electricidad con fotovoltaica y las causas de dicho límite, mediante un método fiable, viable ygeneralizable, se considera necesario profundizar en las líneas futuras de investigación, queafectan a este límite, tales como:


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• Analizar los efectos de diferentes distribuciones de las plantas fotovoltaicas.• Analizar los efectos de los diferentes grados de almacenamiento eléctrico.• Analizar los efectos de los intercambios internacionales de energía eléctrica.• Analizar los cambios en la demanda (coches eléctricos, iluminación eficiente,

autoconsumo)• Analizar diferentes participaciones mínimas de otras tecnologías.• Efectos de una cierta cantidad de exceso fotovoltaico.• Modelado de las curvas de carga y de generación fotovoltaica.

10. PUBLICACIONES GENERADAS

Almonacid-Puche, Gabino; Muñoz-Cerón, Emilio; Baena-Villodres, Francisco; Perez-Higueras,Pedro Jesus; Terrados-Cepeda, Julio; Ortega-Jódar, María Jesús. ANALYSIS ANDPERFORMANCE OF TWO-AXIS PV TRACKER IN SOUTHERN SPAIN. Journal of SolarEnergy Engineering. 2011. Volumen: 133. Número: 1 Página inicial: 011004-1 Página final:

011004-7

Perez-Higueras, Pedro Jesus; Baena-Villodres, Francisco; Almonacid-Puche, Gabino; Aguilera-Tejero, Jorge; Gomez-Vidal, Pedro. SISTEMA FOTOVOLTAICO CONECTADO A REDCON SEGUIDOR A DOS EJES Y TRES SUBSISTEMAS. Era solar. 2008. Número: 144.Página inicial: 56. Página final: 57

Baena-Villodres, Francisco; Perez-Higueras, Pedro Jesus; Almonacid-Puche, Gabino; Aguilera-Tejero, Jorge; Gomez-Vidal, Pedro; Luque-,I.; Doménech-,M. EL GIRASOL DE LAUNIVERSIDAD DE JAEN. Energías renovables. 2008 Página inicial: 74 Página final: 76

Almonacid Puche, Gabino; Baena Villodres, Francisco; Pérez Higueras, Pedro Jesús; AguileraTejero, Jorge; Gómez Vidal, Pedro; Muñoz Cerón, Emilio; Luque, Ignacio; Doménech, Miguel.ANALYSIS AND PERFORMANCE OF A TWO AXIS 9.6 KWP PV TRACKER. 23EUROPEAN PHOTOVOLTAIC SOLAR ENERGY CONFERENCE (2008.VALENCIA,SPAIN)

Baena Villodres, Francisco; Almonacid Puche, Gabino; Pérez Higueras, Pedro Jesús; AguileraTejero, Jorge; Gómez Vidal, Pedro; Luque, Ignacio; Doménech, Miguel. ANALISIS YFUNCIONAMIENTO DE UN SEGUIDOR FV A DOS EJES DE 9,6 KWP. CONGRESOIBÉRICO DE ENERGÍA SOLAR (14.2008.VIGO)

11. REFERENCIAS[Almonacid, et al_2008] Almonacid-Puche, Gabino; Baena-Villodres, Francisco; Perez-Higueras, PedroJesus; Aguilera Tejero, Jorge; Gómez Vidal, Pedro; Muñoz Cerón, Emilio; Luque, Ignacio; Doménech,Miguel. "Analysis And Performance Of A Two Axis 9.6 Kwp Pv Tracker". En: 23rd EuropeanPhotovoltaic Solar Energy Conference (2008.Valencia, Spain) (Congreso).

[Almonacid, et al_2011] Almonacid-Puche, Gabino; Muñoz-Cerón, Emilio; Baena-Villodres, Francisco;Perez-Higueras, Pedro Jesus; Terrados-Cepeda, Julio; Ortega-Jódar, María Jesús. Analysis AndPerformance Of Two-Axis Pv Tracker In Southern Spain. Journal Of Solar Energy Engineering. 133. 1.011004-1-011004-7. 2011.

[Bao_2000] Bao, Jie. “Short-term Load Forecasting based on Neural Network and Moving Average”.

Artificial Intelligence Lab, Dept of Computer Science Iowa State University. 2000


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[Barrero_2004] Fermín Barrero. Sistemas de energía eléctrica. Thomson 2004

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[Collado_2011] Eduardo Collado - ASIF . Retos en la integración fotovoltaica en la red. Ponenciaperteneciente a la Jornada sobre “Planificación energética sostenible para la generación eléctrica -”.Universidad Pontificia de Comillas -ICAI. Madrid. Junio 2011.

[Denholm-Hand_2011] Paul Denholm, Maureen Hand. Grid Flexibility and storage required to achievevery high penetration of variable renewable electricity. Energy policy 39(2011)(pag. 1817-1830)

[Denholm-Margolis_2007a] Paul Denholm, Robert M. Margolis. Evaluating the limits of solarphotovoltaics (PV) in tradicional electric power systems. Energy policy 35 (2007)(pag. 2852-2861)

[Denholm-Margolis_2007b] Paul Denholm, Robert M. Margolis. Evaluating the limits of solarphotovoltaics (PV) in tradicional electric power systems utilizing energy store and other enablingtechnologies. Energy policy 35 (2007)(pag. 4424-4433)

[Ekanayake et al_2012] J. Ekanayake, K. Liyamge, J. Wu, A. Yokoyama and N. Jenkins. Smart grid.Tecnology and applications. Weley 2012

[Eltawil-Zhao_2010] Grid-connecten photovoltaic power systems: Technical and potential problems-Areview. Renewable and sustainable energy reviews 14 (2010) 112-129

[Feltrin-Freundlich_2008] Andrea Feltrin, Alex Freundlich. Material considerations for terawatt leveldeployment of photovoltaics. Renewable energy 33 (2008) 180-185 (www.sciencedirect.com)

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[NREL-V1_2012] Volume 1: Exploration of High-Penetration Renewable Electricity Futures. Mai, T.;Wiser, R.; Sandor, D.; Brinkman, G.; Heath, G.; Denholm, P.; Hostick, D.J.; Darghouth, N.; Schlosser,A.; Strzepek, K. (2012). Exploration of High-Penetration Renewable Electricity Futures. Vol. 1 ofRenewable Electricity Futures Study. NREL/TP-6A20-52409-1. Golden, CO: National RenewableEnergy Laboratory.

[NREL-V2_2012]. Volume 2: Renewable Electricity Generation and Storage Technologies. Augustine,C.; Bain, R.; Chapman, J.; Denholm, P.; Drury, E.; Hall, D.G.; Lantz, E.; Margolis, R.; Thresher, R.;Sandor, D.; Bishop, N.A.; Brown, S.R.; Cada, G.F.; Felker, F.; Fernandez, S.J.; Goodrich, A.C.;Hagerman, G.; Heath, G.; O’Neil, S.; Paquette, J.; Tegen, S.; Young, K. (2012). Renewable ElectricityGeneration and Storage Technologies. Vol 2. of Renewable Electricity Futures Study. NREL/TP-6A20-52409-2. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory.

[NREL-V3_2012] Volume 3: End-Use Electricity Demand. Hostick, D.; Belzer, D.B.; Hadley, S.W.;Markel, T.; Marnay, C.; Kintner-Meyer, M. (2012). End-Use Electricity Demand. Vol. 3 of RenewableElectricity Futures Study. NREL/TP-6A20-52409-3. Golden, CO: National Renewable EnergyLaboratory.

[NREL-V4_2012] Volume 4: Bulk Electric Power Systems: Operations and Transmission Planning.Milligan, M.; Ela, E.; Hein, J.; Schneider, T.; Brinkman, G.; Denholm, P. (2012). Exploration of High-Penetration Renewable Electricity Futures. Vol. 4 of Renewable Electricity Futures Study. NREL/TP-6A20-52409-4. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory.

[Orlando_2009] Ernest Orlando Lawrence. Understanding variability and uncertainty of photovoltaics forintegration with the electric power system. Berkeley National Laboratory. December 2009

[PER_2011-20] IDAE. Plan de Acción Nacional de Energías Renovables 2011-2020. España 2009

[RD 1955/2000] Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades detransporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalacionesde energía eléctrica.

[REE_gestionabilidad_2012] Red Eléctrica de España. Acreditación de la gestionabilidad de lasinstalaciones pertenecientes al régimen especial. Ed.3. Marzo de 2012

[REE_SEE 2011] Red Eléctrica de España. El sistema eléctrico español 2011. Madrid 2011

[REE_suministro_2009] Red Eléctrica de España. El suministro de la electricidad. Un equilibrio entre lageneración y el consumo. 2009

[Rivas_2012] Ana Rivas/REE. Solar PV Integration in the Electric System. International Conference onConcentrating Photovoltaic Systems (CPV-8). Toledo. April 2012.

[Terrados-Almonacid, 2007] Julio Terrados Cepeda y Gabino Almonacid Puche. Las energías renovables

en la provincia de Jaén. Recursos y estrategias para un desarrollo sostenible. Instituto de EstudiosGienenses. 2007

Anexo 1: Revistas de interés

Internacionales – International Journal

• Renewable and Sustainable Energy Reviews (Elsevier)• Renewable Energy . An international journal (Elsevier)• Progress in Photovoltaic (Wiley)• Energy Policy (Elsevier)

•

Photon International (Photon Laboratory)• IEEE Transactions on Power Systems (IEEE)


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• Energy Research (Wiley)• European Transactions on Electrical Power (from 2013 International Transactions on Electrical

Energy Systems) (Wiley)• Energy Science & Engineering (Wiley)

Nacionales

• Era solar (S.A.P.T. publicaciones técnicas, S.L.)• Energías renovables (Haya comunicación S.L.)

Anexo 2: Páginas Web

[W1] The PVs in Bloom project [www.pvsinbloom.eu][W2] Photovoltaic Geografical Information System (PVGIS) [re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/][W3] European Photovoltaic Industry Association (EPIA) [www.epia.org][W4] Photovoltaic Technology Platform [www.euplatform.org][W5] PVWATTS [www.pvwatts.org]

[W6] IBC Solar [monitor.ibc-solar.de][W7] Intelligent Energy Europe [Programmeec.europa.eu/energy/intelligent/index_en.html][W8] Eurosolar [www.eurosolar.de][W9] European Energy Regulators [www.energy-regulators.eu][W10] IEA Photovoltaic Power Systems Programme [www.iea-pvps.org] [W10] National Renewable Energy Laboratory (NREL) [www.nrel.gov] [W11] Red Eléctrica de España (REE) [www.ree.es] [W12] National Grid [www.nationalgrid.com/UK][W13] Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) [www.ercot.com] [W14] GENI Global Energy Network Institute [www.geni.org] [W15] TSO Germany. Transnet BW [www.transnetbw.com] [W16] European Network of Transmission System Operators for electricity (ENTSO-E)

[www.entso.eu]

[W17] ScienceDirect [www.sciencedirect.com][W18] Leonardo energy [www.leonardo-energy.org/renewable-energy-systems][W19] U.S. Departament of energy. Energy Efficiency & Renewable Energy [www.eere.energy.gov][W20] Asociación de la industria fotovoltaic (ASIF) [www.asif.org][W21] Union española fotovoltaica (UNEF) [www.unef.es][W22] Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) [www.appa.es]

Resumen Final_Noviembre 2012

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