Introducción al Sistema...
18
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
Transcript of Introducción al Sistema...
Capítulo 1
Introducción al Sistema Eléctrico
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
1
Capítulo 1
Introducción al Sistema Eléctrico
La energía eléctrica tiene un papel fundamental en la sociedad debido a aspectos
como su gran versatilidad, su rápido transporte y su posible generación mediante
distintas fuentes, representando una porción importante del consumo de energía final
que se realiza.
La gestión de un sistema eléctrico constituido por los participantes generación,
transporte y consumo representa un gran reto. Por un lado debido al problema técnico
que supone generar únicamente lo que se va a consumir en cada momento. Por otro, el
problema económico de tener que establecer mecanismos de retribución a todas las
partes implicadas proporcionando un precio justo a los consumidores. A esto hay que
sumarle las consideraciones medioambientales, como emisiones de gases de efecto
invernadero y residuos radiactivos.
Por su carácter estratégico y de servicio público, la gestión del sistema eléctrico
se ha considerado tradicionalmente una competencia del estado. Sin embargo, durante
los últimos años se han liberalizado los mecanismos para definir su dimensión
económica, abandonando el concepto de tarifas diseñadas por el Estado para dar lugar a
los llamados mercados eléctricos. En España la ley que dirigió esta liberalización fue la
Ley 54/1997, de 27 noviembre, del Sector Eléctrico [1].
El crecimiento demográfico mundial y la progresiva industrialización de los
países constituyen los principales motores de la elevada y creciente demanda de energía
eléctrica en el mundo.
Según el informe estadístico de la Agencia Internacional de la Energía
(International Energy Agency - IEA), durante 2009 la producción de energía eléctrica
mundial ascendió a 20132 TWh, de los cuales 10468 TWh corresponden a los estados
miembros del OCDE y 293 TWh a España [2].
El problema del abastecimiento de la creciente demanda de energía eléctrica en
el mundo debe abordarse mediante el desarrollo de soluciones innovadoras en el ámbito
de la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica. Soluciones que
deben ser eficientes y sostenibles, tanto desde el desde el punto de vista económico
como medioambiental.
Acontecimientos recientes de naturaleza tan diversa como las revueltas de la
Primavera Árabe, el vertido incontrolado provocado por el accidente ocurrido en la
plataforma petrolífera en el Golfo de México o el desastre nuclear de Fukushima,
ilustran claramente algunas de las consecuencias adversas del uso de combustibles
fósiles como fuente de energía: la incertidumbre y la volatilidad de los precios de
suministro del petróleo y sus derivados, la severa degradación ambiental, de larga
duración, y los riesgos para la salud humana, así como las enormes cantidades de dinero
(principalmente procedentes de fondos públicos), que deben destinarse a tratar de
controlar o mitigar los daños.
Sin embargo, el uso de combustibles fósiles produce desastres de baja intensidad
día tras día, que no atraen la atención de los medios de comunicación. Las centrales
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
2
térmicas emiten a diario toneladas de gases tóxicos y de efecto invernadero que aceleran
el calentamiento global y causan daños a la salud humana y el medio ambiente. Las
actuales centrales nucleares producen residuos radiactivos que deben ser almacenados,
controlados y mantenidos bajo custodia durante decenas o incluso centenares de años.
Los conflictos armados o diplomáticos y las actividades especulativas en los mercados
mayoristas, continuamente conducen a crisis de desabastecimiento y volatilidad en el
precio del petróleo y sus derivados (a principios de febrero 2012 hubo interrupciones en
el suministro de gas a Europa en plena ola de frío invernal, y a finales de febrero, el
precio del Brent superó los 120 EEUU$ /barril).
La generación actual de energía, basada en el progresivo agotamiento de los
recursos fósiles, fundamentalmente en el carbón, el gas y la energía nuclear está
conduciendo a una situación insostenible a largo plazo que acelera el calentamiento
global, debido a la emisión de gases de efecto invernadero, a la par que estimula una
carrera en la que el progresivo agotamiento de los recursos fósiles provoca la subida de
precios hasta valores impensables hace muy pocos años.
Sin embargo, con el fin de cumplir con los objetivos globales de reducción de
dióxido de carbono, las plantas de generación eléctrica a partir de fuentes de energía
renovables están alcanzando una rápida expansión. La generación mundial de
electricidad basada en recursos renovables, sobre todo hidráulica y eólica, se espera que
pase del 18% en 2006 al 23% en 2030. La Agencia Internacional de la Energía prevé
que, alrededor de 2015, las energías renovables alcanzarán al gas para convertirse en la
segunda fuente en importancia para la producción de energía eléctrica, por detrás del
carbón.
La creciente penetración en los mercados de las compañías de energía renovable
supone, por otra parte, tener que hacer frente a importantes retos en muchos aspectos
técnicos, incluyendo la calidad de suministro, la fiabilidad y seguridad, así como otros
aspectos no técnicos. Estos desafíos están relacionados, principalmente, con la
naturaleza fluctuante o variable de las energías renovables, por un lado y, por otro, con
la configuración de los propios sistemas de generación utilizados en las nuevas plantas
de generación renovables.
Una de las principales diferencias entre las instalaciones generadoras
convencionales y las renovables, dependientes de las condiciones ambientales, reside en
su capacidad de funcionamiento conforme a una programación temporal preestablecida
por el gestor o programador de la planta. En el caso de las plantas basadas en recursos
renovables no se tiene control sobre el recurso (sol o viento), que es la fuente primaria
de energía, lo que obliga a utilizar el recurso energético primario, en cuanto a cantidad y
momento, tal como se presenta en la naturaleza. Es decir, la potencia generada y el
momento en que se produce no son controlables, ya que no obedecen a la decisión del
programador. Pero sí son predecibles, sobre todo en el corto plazo, lo que les confiere al
uso de estos recursos de un cierto grado de “programación pasiva”: programación
basada en la previsión. Por tanto, a diferencia de las plantas convencionales, basadas en
recurso fósiles, en las que la generación se hace a demanda del gestor o programador de
la planta (generación a demanda, petición, requerimiento o encargo), en las renovables,
la generación se hace cuando el recurso primario está disponible, por lo que puede
hablarse de generación dependiente del recurso (de la disponibilidad, presencia o
existencia del recurso primario).
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
3
Por otra parte, los nuevos equipos de generación renovable que se integran a la
red eléctrica (total o parcialmente), a través de una interfase basada en convertidores
electrónicos de potencia, tienen un comportamiento que difiere significativamente de
los tipos de generadores convencionales (alternadores), sobre todo en términos de su
impacto sobre la estabilidad electromecánica del sistema. La inercia de las máquinas
síncronas utilizadas como generadores en las plantas de generación convencionales
sigue jugando un papel importante en los actuales sistemas de potencia, contribuyendo
de forma natural a la estabilización pasiva de la frecuencia de la red durante una
perturbación transitoria. En el terreno de las renovables, la contribución de la inercia de
las turbinas eólicas (basadas en generadores de inducción o síncronos) a la estabilidad
intrínseca de frecuencia del sistema de potencia, es mucho menor que la de los grandes
generadores síncronos convencionales. En el caso de la fotovoltaica, ni siquiera hay
partes en movimiento ya que todos sus componentes son estáticos (aunque los paneles
pueden tener movimiento de seguimiento solar en uno o dos ejes, no contribuye al
efecto considerado), por lo que no cabría esperar contribución alguna (en principio).
En consecuencia, la introducción de cambios en los sistemas de potencia debe
considerarse cuidadosamente, especialmente en cuanto se refiere a su efecto en la
estabilidad de la frecuencia, ya que éste es un factor determinante en la fiabilidad del
sistema.
1.1 Sistemas eléctricos de potencia
Un sistema eléctrico es el conjunto de elementos que operan de forma
coordinada en un determinado territorio para satisfacer la demanda de energía eléctrica
de los consumidores. Así pues, el objetivo último de los sistemas eléctricos de potencia
es garantizar la disponibilidad de energía eléctrica donde se requiera.
Los sistemas eléctricos tienen distintas características que dependen de factores
muy diversos como pueden ser su geográfica, la orografía del terreno o su historia, entre
otros. Sin embargo, todos ellos comparten algunas características comunes, de entre las
que cabe destacar las siguientes:
Están compuestos por sistemas trifásicos de corriente alterna que operan a
tensiones aproximadamente constantes (aunque en algunos casos se empleen
enlaces en corriente continua de alta).
Usan mayoritariamente generadores síncronos, directamente conectados a la red,
para producir energía eléctrica.
Cubren grandes extensiones geográficas, por lo que es preciso transportar la
energía desde las plantas de generación a los centros de consumo, a través de
grandes distancias.
Además, en todos ellos se trata de alcanzar los siguientes objetivos:
Equilibrar continuamente la producción (generación) y la demanda de potencia
eléctrica (carga).
Satisfacer la demanda minimizando el coste económico (no se considera el
impacto ambiental).
Proporcionar energía con una correcta calidad de suministro, medida,
esencialmente, mediante tres parámetros:
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
4
La tensión, que debe ser lo más constante posible y dentro de una
estrecha banda.
La frecuencia, que debe ser lo más constante posible y siempre dentro de
una estrechísima banda.
La continuidad del suministro, que debe ser lo elevada posible.
Para ello, los sistemas eléctricos utilizan diversos mecanismos de control
distribuidos en múltiples niveles jerárquicos que van desde los más pequeños
automatismos incorporados en las unidades de generación hasta las órdenes que se
emiten desde un centro de control centralizado (Operador del Sistema) hasta cada una
de las unidades de generación. Este Operador del Sistema, en el caso de España, es Red
Eléctrica de España S. A., y se encarga de gestionar y operar el sistema de generación y
transporte de energía.
Los componentes principales de un sistema de potencia pueden verse en la Fig.
1.1 y son los que se enumeran y explican a continuación:
Centros o plantas de generación.
Líneas de transporte de la energía eléctrica de alta tensión.
Estaciones de transformación (subestaciones) que elevan o reducen el voltaje de
la línea.
Líneas de distribución de media y baja que llevan la electricidad hasta los puntos
de consumo.
Figura 1.1: Sistema eléctrico (Fuente: REE. Gabinete de Prensa [3]).
La generación la llevan a cabo los productores que generan la electricidad a
partir de un determinado recurso energético. La evolución de la estructura de la potencia
instalada y de la generación por tecnologías se puede ver en la Fig. 1.2. Las tecnologías
de generación de energía eléctrica pueden dividirse en 3 grandes grupos:
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
5
Figura 1.2: Evolución de la estructura de la potencia instalada (Sistema peninsular) (Fuente: CNE [4]).
El primer grupo son aquellas tecnologías basadas en recursos fósiles, no
renovables, tales como el carbón, el petróleo, el gas natural o el uranio. Las centrales
basadas en las 3 primeras tecnologías (carbón, petróleo y gas natural) tienen la ventaja
de poder regular su nivel de generación para adaptarse al consumo, pero sus costes
dependen en gran medida del precio del combustible empleado, el cual tenderá
previsiblemente a crecer conforme aumente su escasez y los costes de extracción. Las
centrales nucleares, por sus propias características funcionales, no disponen de esta
posibilidad, por lo que funcionan a su potencia nominal, cubriendo la potencia base del
sistema.
El segundo grupo de fuentes energéticas son las energías renovables, basadas en
recursos que no se agotan con su uso. Una de las más empleadas tradicionalmente es la
energía hidráulica de embalse, que también es regulable contribuyendo al acoplamiento
entre demanda y producción en cada momento. Su instalación requiere emplazamientos
específicos y pueden causar un gran impacto a los ecosistemas afectados. Además su
producción varía con la pluviometría del año y está sometida a ciertas restricciones
como la prioridad del abastecimiento para la población humana. Otras energías
renovables, desarrolladas principalmente en la última década, son la energía eólica y la
fotovoltaica. Se caracterizan por ser fuentes no regulables, ya que su disponibilidad
depende de recursos naturales que pueden llegar a ser muy variables. Su coste de
producción actual de energía eléctrica es superior al de las energías tradicionales pero,
estando en una fase inicial de desarrollo y considerando que su precio no depende del
agotamiento de ningún recurso, es asumible que éste disminuirá a medida que aumente
su implantación. Otra ventaja es que aumentan la independencia energética de un país,
disminuyendo el gasto en importación de combustibles. Finalmente, no producen
emisiones de gases contaminantes o de efecto invernadero durante su operación.
Las centrales termosolares comparten las mencionadas ventajas, pero están en un
estado especialmente incipiente con respecto a la eólica y la fotovoltaica. Las centrales
térmicas de biomasa también permiten regulación en la generación y sus emisiones se
compensan con la absorción de CO2 que se ha producido al originarse la propia
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
6
biomasa. Por último, cabe mencionar otras fuentes renovables como la mareomotriz, la
energía de las olas y la geotérmica, cuya contribución a día de hoy es, en general,
testimonial.
El tercer grupo en que puede clasificarse la generación estaría formado por el
aprovechamiento adicional en otros procesos, como la cogeneración (por ejemplo, el
empleo del calor residual que algunas industrias pueden derivar a generar electricidad) y
el tratamiento de residuos.
Desde el punto de vista del sistema eléctrico, las anteriores fuentes se dividen en
dos grupos. Uno es el régimen ordinario, formado por las fuentes tradicionales
(combustibles fósiles, nuclear y gran hidráulica). Otro es el régimen especial, formado
por pequeñas unidades de producción (de potencia menor a 50 MW) basadas en
energías renovables y en cogeneración, las cuales se priman para fomentar su desarrollo
(ver en el Anexo 1 el apartado Anexo 1.1.2) y para retribuir una serie de ventajas
implícitas a su uso (menores emisiones, mayor independencia energética, mayor
eficiencia por aprovechamiento del calor residual, etc.).
Otra clasificación diferente sería la que distingue aquellas unidades que pueden
variar su nivel de generación a voluntad (unidades gestionables), empleadas por REE
para ajustar en última estancia la generación al consumo, y las que no.
Desafortunadamente, los factores que condicionan la generación y el consumo
de la energía eléctrica son muy diferentes, lo que hace que la electricidad no siempre
pueda utilizarse en el mismo lugar que se produce. Los grandes focos de consumo son
las grandes ciudades, ya que la demanda de energía eléctrica viene condicionada por la
presencia de grandes industrias (consumo industrial en los polos industriales) y grandes
concentraciones de población (consumo residencial y comercial). Por el contrario, los
emplazamientos de las centrales de generación vienen normalmente condicionados por
aspectos geográficos, principalmente la proximidad a la fuente energética:
• La existencia de un desnivel importante en un río, para una planta hidráulica.
• La proximidad a una mina de carbón o a un puerto, en el caso de una planta
térmica.
• La proximidad a un puerto o a una refinería en el caso de las centrales de fuel o
gas.
• La disponibilidad de una zona con escasa actividad sísmica, en el caso de las
plantas termonucleares (este tipo de plantas constituyen una excepción en
cuanto a la disponibilidad del recurso, pero sigue el mismo patrón en cuanto
a ubicación geográfica).
• La disponibilidad de viento o sol, en el caso de las plantas eólicas, fotovoltaicas
o solares térmicas.
Estos condicionantes geográficos hacen que, normalmente, las centrales
eléctricas estén ubicadas a bastante distancia (varias decenas o algún centenar de
kilómetros) de los centros de consumo, que son los grandes núcleos de población.
El Transporte, como su propio nombre indica, es la actividad que consiste en
transportar la energía eléctrica producida desde las plantas de generación hasta los
centros de consumo. Este concepto se reserva para distancias largas, que se salvan a
través de líneas de alta tensión (en España, típicamente 400 kV). Una vez cerca del
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
7
lugar de consumo, la distribución se encarga de llevar a cada consumidor esta
electricidad en líneas de media y baja tensión.
La transmisión y distribución de energía eléctrica requiere de transformadores de
potencia y líneas eléctricas en los que se producen tres tipos principales de pérdidas de
energía:
• Pérdidas por efecto Joule, debido a circulación de las corrientes eléctricas por los
conductores, tanto de las líneas eléctricas como de los arrollamientos de los
devanados de los transformadores
• Pérdidas magnéticas (pérdidas en el hierro), donde la energía se disipa en los
núcleos magnéticos de los transformadores debido a los ciclos de histéresis y
a las corrientes parásitas de Foucault
• Pérdidas dieléctricas, debidas a la acción del campo eléctrico sobre los
materiales aislantes, como el aire en el caso de las líneas aéreas de alta
tensión (efecto corona)
El efecto Joule en los conductores de las líneas de transporte y distribución da
cuenta de alrededor del 2.5% de las pérdidas, mientras que las pérdidas en los
transformadores corresponde entre el 1% y 2% (en función del tipo y clasificaciones del
transformador). Las pérdidas dieléctricas suelen ser muy poco significativas.
Los alternadores de las centrales producen energía eléctrica en forma de
corrientes alternas (50 o 60 Hz), trifásica, en media tensión (hasta 20 kV, por
limitaciones en la propia fabricación del generador). Esta tensión de generación se eleva
a alta tensión (hasta 400 kV en España) mediante un transformador elevador en la
subestación de generación. La energía eléctrica se transmite a través de largas distancias
(varios centenares de kilómetros) por las líneas eléctricas de alta tensión (hasta 400 kV
en España) de la red de transporte. La elevación de la tensión permite transportar una
gran cantidad de potencia con intensidades relativamente pequeñas, lo que reduce
enormemente las pérdidas por efecto Joule, que varían con el cuadrado de la intensidad.
En las proximidades de las ciudades, los transformadores reductores de las
subestaciones locales reducen de la tensión al nivel de media tensión (20 kV) de nuevo.
La potencia transportada hasta las proximidades de los núcleos de población se divide,
en la barra de salida en media tensión de la subestación reductora, en un cierto número
de líneas de distribución. Cada una de estas líneas de distribución (líneas aéreas o cables
subterráneos) distribuye la energía en media tensión, hasta llegar a los centros de
transformación, recorriendo distancias de algunas decenas de kilómetros. En estos
centros, las líneas de distribución en media tensión alimentan a los transformadores
reductores de media a baja tensión (típicamente 400 V). La mayor parte de los usuarios
se alimentan en baja tensión, pero los mayores consumidores tales como fábricas,
edificios comerciales, hospitales, etcétera, se alimentan directamente en media tensión.
La distancia de los conductores entre una central eléctrica y su subestación
elevadora es muy corta, ya que generalmente se instalan muy próximos, en el mismo
emplazamiento físico. Esto hace que las pérdidas en estas líneas sean muy pequeñas. La
situación es completamente distinta entre la subestación reductora (en las proximidades
de las ciudades) y los usuarios de la energía eléctrica. Pueden ser necesarios kilómetros
de líneas de media y baja tensión (en líneas aéreas o cables subterráneos) para llegar
desde la subestación reductora a los usuarios.
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
8
Las pérdidas de energía, se producen esencialmente en las líneas eléctricas y los
transformadores.
Las pérdidas en los transformadores tienen dos componentes principales: las
pérdidas por efecto Joule en los arrollamientos, que varían con el cuadrado de la
intensidad (carga), y las pérdidas por histéresis y corrientes parásitas de Foucault en el
núcleo magnético, que son prácticamente constantes. Las pérdidas totales presentan, por
tanto, un término (aproximadamente) constante (independiente de la carga) y otro que
aumenta con el cuadrado de la carga. Esta composición de perdidas tiene dos
consecuencias. Por un lado, hace que el rendimiento dependa del nivel de carga
(porcentaje respecto al nominal) y, por otro lado, hace que el rendimiento máximo se
produzca para un cierto nivel de carga (la raíz cuadrada del cociente entre las pérdidas
por efecto Joule nominales y las pérdidas en el hierro), generalmente elevado.
El rendimiento de los grandes transformadores de las subestaciones elevadoras y
reductoras (redes de transporte) es muy elevado, usualmente superior al 99.5%, y
depende, principalmente, del porcentaje de carga que transformen, como se ha indicado.
Los transformadores de media y baja tensión, son más pequeños que los de transporte,
por lo que sus rendimientos, también dependientes del grado de carga, son un poco más
bajos que los de la red de transporte.
La situación en los conductores de las líneas es justo la contraria, ya que cuanto
mayor sea la intensidad que transportan, mayores son las pérdidas por efecto Joule que
se producen. Estas pérdidas, aumentan la temperatura del conductor y el calor generado
se disipa al ambiente en forma de energía perdida.
Las empresas dedicadas al suministro de energía eléctrica tratan de limitar las
pérdidas de energía en las líneas aéreas a valores inferiores al 2.5%. Esto hace que entre
la central eléctrica y la subestación reductora, las pérdidas totales oscilen entre el 3% y
el 5%. Entre la subestación reductora y los usuarios las pérdidas pueden ser
aproximadamente del mismo orden o incluso algo mayores. Por tanto, las pérdidas
totales entre la central eléctrica y los consumidores pueden situarse entre el 8% y el
15%.
Hoy en día, los sistemas eléctricos de los estados no son cerrados. La
interconexión entre sistemas eléctricos permite garantizar mejor el suministro eléctrico
en un determinado territorio cuando, de forma circunstancial y transitoria, un
determinado sistema no pudiese producir suficiente energía eléctrica como para cubrir
la demanda. Esto sucede, de forma ocasional, cuando se produce una punta de consumo
imprevista (ola de frío o de calor, por ejemplo), o cuando algún importante centro de
producción deja de estar operativo temporalmente (averías) y no pueden suministran
energía al sistema. Esto hace que cuanto más interconectados estén los sistemas
eléctricos y mayor sea su capacidad de intercambio de energía (a través de las líneas de
interconexión), mayor será también tanto la seguridad como la calidad del servicio que
proporcionen.
El sistema eléctrico español está interconectado con los sistemas más próximos:
el portugués (conformando el sistema eléctrico ibérico), el europeo a través de la
interconexión con Francia y el del norte de África a través del estrecho de Gibraltar. A
su vez, el sistema eléctrico europeo continental, área antes coordinada por la Unión para
la Coordinación del Transporte de Electricidad (Union for the Coordination of the
Transmission of Electricity - UCTE), está conectado con el de los países nórdicos, con
los del este y con las Islas Británicas, formando el gran sistema interconectado europeo,
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
9
coordinado por la Red Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad
(European Network of Transmission System Operators for Electricity - ENTSO-E).
Desde mediados de 2009 ENTSO-E integra a los anteriores operadores de los sistemas:
Área síncrona de Europa Continental
Área síncrona Británica.
Área síncrona Báltica.
Área síncrona Irlandesa.
Área síncrona Nórdica.
Sistemas aislados de Chipre e Islandia.
Las grandes cifras de Red Europea de Operadores de Redes de Transporte de
Electricidad ENTSO-E en 2011 son las siguientes:
34 Países Europeos.
41 Operadores de sistemas de transporte (TSOs).
532 millones de usuarios atendidos por los operadores representados.
880 GW capacidad neta de generación.
3,200 TWh de energía eléctrica consumida.
380 TWh de energía eléctrica intercambiada entre operadores (TSOs).
305,000 km de líneas de transporte gestionadas por los operadores (TSOs).
La Tabla 1.1 muestra una relación de los 41 operadores de sistema (TSOs),
pertenecientes a 34 países europeos, integrados en el sistema interconectado de la Red
Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad (European Network of
Transmission System Operators for Electricity) ENTSO-E.
Área síncrona de Europa Continental
Área síncrona Báltica
Área síncrona Nórdica
Área síncrona Británica
Área síncrona Irlandesa
Sistemas aislados de Chipre e Islandia
1 En sincronismo con el Sistema Europeo Continental
2 En sincronismo con el Sistema Báltico
3 En sincronismo con el Sistema Europeo Continental (pruebas desde sep. 2010)
Sistemas con interconexión síncrona y sistemas aislados dentro del área de ENTSO-E
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
10
Tabla 1.1 Relación de los 34 países a los que pertenecen los 41 operadores de sistema (TSOs) integrados
en el sistema interconectado de la Red Europea de Operadores de Redes de Transporte de Electricidad.
País Compañía Abreviatura/Website
AT Austria APG-Austrian Power Grid AG
Vorarlberger Übertragungsnetz GmbH
APG
VUEN
BA Bosnia and
Herzegovina
Nezavisni operator sustava u Bosni i Hercegovini NOS BiH
BE Belgium Elia System Operator SA Elia
BG Bulgaria Electroenergien Sistemen Operator EAD ESO
CH Switzerland swissgrid ag swissgrid
CY Cyprus Cyprus Transmission System Operator Cyprus TSO
CZ Czech Republic CEPS a.s. CEPS
DE Germany TransnetBW GmbH
TenneT TSO GmbH
Amprion GmbH
50Hertz Transmission GmbH
TransnetBW
TenneT GER
Amprion
50Hertz
DK Denmark Energinet.dk Independent Public Enterprice Energinet.dk IPC
EE Estonia Elering AS Elering AS
ES Spain Red Eléctrica de España: S.A. REE
FI Finland Fingrid OyJ Fingrid
FR France Réseau de Transport d'Electricité RTE
GB United
Kingdom
National Grid Electricity Transmission plc
System Operation Northern Ireland Ltd
Scottish Hydro Electric Transmission Limited
Scottish Power Transmission plc
National Grid
SONI
SHETL
SPTransmission
GR Greece Independent Power Transmission Operator SA IPTO SA
HR Croatia HEP-Operator prijenosnog sustava d.o.o. HEP-OPS
HU Hungary MAVIR Magyar Villamosenergia-ipari Átviteli
Rendszerirányító Zártköruen Muködo Részvénytársaság
MAVIR ZRt.
IE Ireland EirGrid plc EirGrid
IS Iceland Landsnet hf Landsnet
IT Italy Terna - Rete Elettrica Nazionale SpA Terna
LT Lithuania LITGRID AB LITGRID
LU Luxembourg Creos Luxembourg S.A. Creos Luxembourg
LV Latvia AS Augstsprieguma tÏkls Augstsprieguma tÏkls
ME Montenegro Crnogorski elektroprenosni sistem AD Crnogorski
elektroprenosni sistem
MK FYROM Macedonian Transmission System Operator AD MEPSO
NL Netherlands TenneT TSO B.V. TenneT NL
NO Norway Statnett SF Statnett
PL Poland PSE Operator S.A. PSE Operator
PT Portugal Rede Eléctrica Nacional, S.A. REN
RO Romania C.N. Transelectrica S.A. Transelectrica
RS Serbia JP Elektromreža Srbije EMS
SE Sweden Affärsverket Svenska Kraftnät SVENSKA KRAFTNÄT
SI Slovenia Elektro Slovenija d.o.o. ELES
SK Slovak
Republic
Slovenska elektrizacna prenosova sustava, a.s. SEPS
Estas son las actividades en que típicamente se divide el sistema eléctrico de
cualquier país. Es importante notar que debe existir una alta coordinación entre ellas,
dada la principal característica de un sistema eléctrico: la cantidad de energía eléctrica
que se genera y la que se consume (incluyendo las pérdidas eléctricas en su recorrido)
debe ser exactamente igual en cada instante. La manera en la que se planifica, regula y
legisla cada actividad configura el tipo de sistema eléctrico que dicho país posee. Hay
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
11
básicamente dos filosofías diferentes: aquella basada en las tarifas reguladas y la basada
en el libre mercado (ver en el Anexo 1 el apartado Anexo 1.1).
La primera ha sido la tradicionalmente empleada, y en el caso de España se
desarrolló bajo el nombre de Marco Legal Estable. Sin embargo, en la última década se
ha podido presenciar progresivamente la creación de los mercados eléctricos,
caracterizados por la liberalización de los segmentos generación-consumo, y que en el
caso de la península Ibérica ha conllevado la creación del Mercado Ibérico de la
electricidad.
1.2 Sistema eléctrico regulado: Marco Legal Estable
Se conoce como Marco Legal Estable (MLE) el conjunto de normas y leyes que
regularon el sector eléctrico español desde 1988 hasta 1997 [5]. Esta regulación estaba
basada sobre las premisas de que el sector eléctrico es un elemento estratégico para el
desarrollo nacional y de que la electricidad debe ser considerada un bien básico, a cuyo
acceso tienen derecho todos los ciudadanos. Por lo tanto, se trataba de un marco
esencialmente regulado por el Estado, que asumía la responsabilidad de organizar y
planificar el sector.
El MLE se crea con el objetivo de, como su propio nombre indica, proporcionar
un marco estable para todos los agentes del sector. Dicha estabilidad se materializa en
garantizar a las empresas eléctricas unos beneficios aceptables y la recuperación de sus
inversiones a largo plazo, así como en establecer de forma transparente tarifas a los
consumidores en condiciones de mínimo coste.
La situación de cada uno de los agentes dentro del MLE dependía de su
actividad:
Generación. Lo más característico fue el uso del concepto “Coste Estándar”, por
el cual, anualmente, el Ministerio de Industria y Energía reconocía a las
empresas eléctricas el coste de generación asociado a cada tipo de fuente.
Este coste incluía principalmente costes de inversión en instalaciones,
operación, mantenimiento y combustible. Con el pago de dichos costes, las
eléctricas aseguraban la amortización a largo plazo de las instalaciones y un
margen de beneficios anual por la actividad desempeñada. Por otro lado, el
Estado se reservaba el derecho de fomentar más una tecnología que otra para
configurar el mix de generación mediante las revisiones de los costes
estándar.
Transporte. El principal cambio que introdujo el MLE en este sector fue la
nacionalización de la red de transporte de alta tensión. Antes del MLE, la
península se encontraba fragmentada en regiones pobremente conectadas
donde las diferentes empresas eléctricas habían creado su propia red
orientada al autoabastecimiento. Con la nacionalización se inicia una
filosofía de explotación conjunta del sistema eléctrico en todo el país. El
transporte se convierte, pues, en un monopolio natural (lo más eficiente es
que sólo exista una empresa responsable, ver en el Anexo 1 el apartado
Anexo 1.3). Con este objetivo se crea Red Eléctrica de España (REE).
Distribución. Las redes de distribución siguieron perteneciendo a las empresas
eléctricas, encargadas de realizar la distribución y comercialización en las
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
12
regiones donde tradicionalmente venían operando. De la misma manera que
en la generación, se reconocían anualmente los costes asociados a esta
actividad para asegurar el mantenimiento de las redes de distribución.
Consumo. El MLE determinaba el precio que los consumidores tenían que
pagar la electricidad mediante el concepto de Tarifa Integral. La idea central
consistía en agrupar los costes totales previstos del sistema eléctrico y
dividirlos por la demanda estimada para ese año. Los costes que se incluían
eran los siguientes:
Costes estándar de las empresas eléctricas para las actividades de
generación y distribución, en base a la demanda estimada.
Costes de REE para la actividad de transporte.
Costes asociados a los desvíos entre demanda estimada y demanda
real de años anteriores.
Otros costes, tales como stock básico de uranio, segunda parte del
ciclo de combustible nuclear, programas de investigación y
desarrollo, moratoria nuclear, ayudas al carbón (a partir de 1995),
sobrecoste del sistema extrapeninsular, etc.
De esta manera, el sistema eléctrico podía entenderse como una cadena cerrada
en la que los consumidores asumían la totalidad de los costes del sistema a unos precios
regulados por la Administración, precios que a su vez aseguraban a las empresas
eléctricas la recuperación de las inversiones y otros costes previamente reconocidos por
el Estado. La Fig. 1.3 ilustra de forma esquemática la relación entre los principales
actores implicados durante el MLE.
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
13
Figura 1.3: Esquema de los principales actores en el Marco Legal Estable. Las flechas en negro indican
flujo de energía eléctrica. Las flechas rojas y verdes indican flujo monetario.
Esta presencia estatal en todos los eslabones de la cadena otorgaba al Estado una
capacidad plena para planificar las políticas energéticas del país a corto, medio y largo
plazo.
1.3 Sistema eléctrico del mercado liberalizado
La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico [1] inicia en España el proceso de
liberalización del sector eléctrico con el objetivo de redefinir los ámbitos de actuación
de los actores implicados (Estado, empresas y consumidores). Esta ley elimina
explícitamente la noción de suministro eléctrico como servicio público e introduce
mecanismos de libre mercado para gestionar parte de las decisiones que con el antiguo
marco (Marco Legal Estable) correspondían al Estado (ver en Anexo 1.3 tipos de
mercados).
El proceso de liberalización de los mercados eléctricos se impulsa en el marco
de la Unión Europea. La idea es que a partir de unos principios básicos (liberalización
de precios y desregularización de las actividades de generación y consumo), cada país
desarrolle su propio proceso de manera que las diferentes experiencias permitan el
avance hacia mercados energéticos comunes.
En la mencionada ley se diseña un nuevo marco para cada una de las cuatro
actividades que conforman el sistema eléctrico (generación, transporte, distribución y
consumo), así como el ritmo al que debe ir implantándose en cada uno de ellos, de tal
manera que en el año 2009 se culminaría el proceso. La idea básica es diferenciar un
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
14
terreno donde se mantiene la regulación estatal (las relacionadas con el mantenimiento
de redes eléctricas: el transporte y la distribución) y otro cuya gestión se transfiere a
mecanismos de mercado (generación y comercialización). En particular:
Generación. Se liberaliza la instalación de capacidad. Esto implica que una
determinada empresa decide, en base a sus expectativas de mercado, qué tipo de
tecnología y en qué cantidad instala para generar electricidad. Asimismo, la retribución
asociada a la actividad de generar deja de estar regulada y pasa a definirse por
mecanismos de mercado.
Transporte y Distribución. Siguen siendo actividades reguladas. Se consolida el papel
de REE como único transportista y operador del sistema [1]. La distribución la siguen
realizando las mismas empresas distribuidoras, que se desvinculan de la
comercialización. Su reparto geográfico puede verse en la Fig. 1.4.
Consumo. Se liberalizan los precios y se crea la figura de la comercializadora de
electricidad. Organizativamente, la adquisición de energía se lleva a cabo en dos
mercados: el mercado minorista, donde los consumidores domésticos y pequeñas
empresas firman un contrato libre con una de las comercializadoras que compiten en
régimen de libre competencia y que les factura la electricidad consumida, y el mercado
mayorista, en el que las comercializadoras y los grandes consumidores directos
adquieren la electricidad a los generadores mediante mecanismos de mercado, además
de abonar una tarifa que le permita el acceso a la red eléctrica, que se denomina
componente regulada. Las comercializadoras realizan un papel de “intermediario
administrativo” entre el lado generación y el pequeño consumidor, haciendo las veces
de comprador en el mercado mayorista y de vendedor en el mercado minorista.
Figura 1.4: Reparto geográfico de las distribuidoras. (Fuente: CNE [4])
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
15
La Fig. 1.5 muestra el esquema del nuevo marco liberalizado. Este esquema
comparte con el anterior Marco Legal Estable la idea de que son los consumidores
finales los que cubren los costes de todo el sistema eléctrico con el pago de sus facturas.
La diferencia ahora radica en que el coste del kilovatio-hora engloba dos componentes,
que se obtienen por separado:
La componente regulada: Orientada a cubrir los costes del sistema (transporte y
distribución), así como sufragar otros incentivos aún competencia del Estado
(incentivos a la disponibilidad, primas al Régimen Especial, incentivos al
carbón autóctono, Costes de Transición a la Competencia, etc.).
La componente de mercado: Obtenida por mecanismos de mercado entre
productores y consumidores del mercado mayorista (comercializadoras y
consumidores directos) en régimen de competencia.
Figura 1.5: Esquema de los principales actores en el mercado liberalizado. Las flechas en negro indican
flujos de energía eléctrica. Las flechas rojas y verdes indican flujos monetarios.
Es importante señalar que los consumidores domésticos y pequeñas empresas
pagan a la comercializadora contratada según un contrato libre que sufraga ambas
componentes y el margen de beneficios de la propia comercializadora. Además, en la
situación actual, la mayor parte de los pequeños consumidores están acogidos a la Tarifa
de Último Recurso, cuya componente de mercado se determina por otro mecanismo que
se explica más adelante.
Capítulo 1 Impacto de las Tecnologías de Generación en el Mercado Eléctrico
Capítulo 1 Introducción al Sistema Eléctrico
16
