1.3. El valor de la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural

1.3. El valor de la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural

Evolución de la potencia instalada. La evolución del mix de generación de energía eléctrica en España durante los últimos diez años se ha caracterizado por el incremento de las energías renovables y de las centrales térmicas de ciclos combinados. (Ver Energías Renovables: Tecnología, economía, evolución e integración en el Sistema Eléctrico).

Concretamente, en el año 2002 entraron en funcionamiento las seis primeras centrales de ciclo combinado en el sistema español, aportando en su conjunto 2.794 MW de nueva potencia al parque de generación eléctrica. En los años posteriores, en línea con el incremento de la demanda de energía eléctrica, fueron incorporándose nuevos ciclos combinados hasta alcanzar a finales de 2012 una potencia instalada a nivel nacional de 24.948 MW, valor que se ha mantenido hasta día de hoy, tal y como se observa en la Figura 1‑1.

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Figura 1‑1. Evolución de la potencia instalada de ciclos combinados (valores a 31 de diciembre). 
Fuente: Red Eléctrica de España, REE.

La mayor flexibilidad de los ciclos combinados como tecnología de generación y las menores emisiones de gases de efecto invernadero producidas por este tipo de centrales, son dos elementos que permiten explicar que las empresas de generación optaran por este tipo de centrales como uno de los pilares del crecimiento del parque de generación eléctrica durante el ciclo inversor registrado en los últimos diez años (Ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica).

La expansión de los ciclos combinados ha supuesto a su vez una creciente interrelación entre el sistema eléctrico y el sistema gasista. En concreto, el funcionamiento del sistema gasista está relacionado con las necesidades de suministrar combustible a las centrales de ciclo combinado, produciéndose una relación en ambos sectores en aspectos tales como la evolución de los precios, la seguridad de suministro e incluso la estructura de los grupos empresariales implicados.

Características de los ciclos combinados. Los ciclos combinados son centrales de generación de energía eléctrica en las que la energía térmica del gas natural se transforma en electricidad mediante el uso de dos ciclos termodinámicos consecutivos: el correspondiente a una turbina de gas convencional y el correspondiente a una turbina de vapor. El elemento característico de esta tecnología es el uso que se realiza del calor generado en la combustión de la turbina de gas, que se lleva a una caldera convencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o varias turbinas de vapor, incrementando así el rendimiento del proceso. Ambas turbinas, de gas y vapor, llevan acoplados generadores eléctricos.

Este tipo de centrales tienen una alta eficiencia, ya que se obtienen rendimientos superiores a los obtenidos por una central de un único ciclo, (gracias a este proceso combinado se consigue una eficiencia térmica entre el 50% y 60% (se considera una media de 52,5%), frente al 40% de las turbinas de gas natural de ciclo abierto). Además ofrecen un funcionamiento flexible y fiable (muestran las tasas de fallo más bajas de todo el parque de generación). Atendiendo a cuestiones medioambientales, la utilización de esta tecnología ofrece también un gran número de ventajas sobre el resto de tecnologías térmicas convencionales de producción eléctrica. Así, las emisiones de NOx y SO2 son insignificantes, mientras que las emisiones de CO2 en relación a los kWh producidos son aproximadamente un tercio de las emisiones de una central convencional de carbón (ver Tabla 1‑3).

Tabla 1‑3. Niveles de emisiones de distintos combustibles fósiles. 
Fuente: Agencia Internacional de la Energía, «Natural Gas Issues and Trends» 1998.

Expansión de los ciclos combinados. Ante los compromisos internacionales de reducción de emisiones de CO2 adquiridos en el ámbito de la Unión Europea y del Protocolo de Kioto, el sector de generación eléctrica español realizó una apuesta clara por las energías renovables y por el gas (ciclos combinados) como vectores de crecimiento de la capacidad de generación eléctrica del sistema español. De esta forma, como se aprecia en la Figura 1‑2 el mix energético nacional ha experimentado profundas variaciones en la última década, pasando del tradicional peso dominante del carbón y la energía nuclear al predominio del gas natural y las energías renovables. (Ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica).

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Figura 1‑2. Evolución en términos de potencia instalada de la participación en el mix energético de las principales tecnologías. 
Fuente: Red Eléctrica de España, REE.

Además, se observa en la Figura 1‑2 como el peso de los ciclos combinados en el mix energético se ha incrementado de manera extraordinaria desde el año 2002, situándose a 31 de diciembre de 2016 como la segunda tecnología en términos de capacidad de generación instalada con un 25% del total, por detrás de la energía eólica.

Aportación de flexibilidad al sistema eléctrico. Como se ha comentado con anterioridad, en los últimos años se ha producido una incorporación masiva de energía procedente de fuentes renovables (principalmente eólica) a las redes, que tiene un elevado grado de variabilidad horaria y diaria. El incremento de la tasa de penetración de las energías renovables, que se caracterizan por su impredecibilidad y aleatoriedad (derivada de la aleatoriedad de las fuentes de energía primaria), supone la necesidad de que exista una capacidad de generación de respaldo, flexible y gestionable que pueda absorber las fluctuaciones de la generación de energía eléctrica a partir de fuentes rentables (Ver Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).

Una de las características principales de la energía eólica y de otras energías renovables es su carácter de energías no gestionables. En el caso de que todas las tecnologías del sistema fueran perfectamente modulables, es decir que su producción pudiera adaptarse perfectamente a las variaciones de la demanda, el sistema necesitaría relativamente poca flexibilidad en el corto plazo, ya que el riesgo para la adecuación de oferta y demanda de electricidad estaría relacionado únicamente con la tasa de fallo no programado de las unidades de generación. En cambio, el creciente peso en el mix energético de estas energías renovables no gestionables supone que la seguridad del sistema eléctrico depende, cada vez en mayor medida, de la flexibilidad del sistema para hacer frente a la variabilidad observada en la producción de origen renovable (especialmente energía eólica), a su patrón de variación intradiaria[4] y a los desequilibrios geográficos que puede crear en el corto plazo en las tensiones de la red de transporte.

Existen varios mecanismos de flexibilidad en el sistema eléctrico frente al impacto de la generación eólica en el corto plazo, entre los que se encuentran las interconexiones[5], algunos mecanismos regulados de gestión de la demanda como la interrumpibilidad[6] y la existencia de un parque de generación eléctrico flexible, como las centrales de bombeo[7] y los ciclos combinados. En el caso de estos últimos, que utilizan gas natural como combustible, el grado de flexibilidad que pueden aportar al sistema está estrechamente ligado a la flexibilidad de las infraestructuras gasistas.

El Operador del Sistema eléctrico cuenta con un conjunto de mecanismos de carácter competitivo, denominados procesos de gestión técnica del sistema (ver Mecanismos de ajuste de demanda y producción), mediante los que asegura que el suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda. En general, se ha observado que la integración de la generación eólica en el sistema provoca incrementos del volumen de energía gestionado mediante estos mecanismos, sobre todo en lo referente a requerimientos de reserva. Dadas sus características físicas[8], los ciclos combinados han incrementado de manera significativa su aportación a estos procesos de regulación del sistema eléctrico, al sustituir a otras tecnologías, principalmente centrales de fuel y de carbón, que tradicionalmente participaban en los procesos de gestión técnica del sistema y que ofrecían peores condiciones para prestar estos servicios.

Situación actual de los ciclos combinados. En la actualidad el mercado de generación de electricidad en España se caracteriza por la caída de la demanda de energía eléctrica experimentada desde el año 2008, así como por los elevados niveles de inversión en activos de generación llevados a cabo en los últimos años, esencialmente en energías renovables. La fuerte expansión del parque de generación renovable, junto con una política de fomento del carbón nacional, ambos con despacho prioritario, han provocado un desplazamiento del gas natural en la cobertura del hueco térmico. Además la actual coyuntura económica de ventaja en precios del carbón, unido a los bajos precios del CO2, no ha hecho más que agravar la situación de bajo funcionamiento de los ciclos.

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Figura 1‑3. Evolución de las horas de utilización de los ciclos combinados. 
Fuente: Elaboración propia.

Estas circunstancias han provocado que se estén produciendo cambios significativos en el patrón de funcionamiento de los ciclos combinados, que han visto reducido de manera considerable su factor de utilización.

Según previsiones del Gobierno, la utilización de los ciclos combinados iba a rondar el 15% o 1.000 horas anuales, pero se puede ver en la Figura 1 3 que a día de hoy ha repuntado alcanzando en 2016 un total de 2.066 horas. A pesar de este repunte, que prevé mantenerse en el futuro, se sigue poniendo en duda la capacidad de estas instalaciones para recuperar sus inversiones exclusivamente a través del precio del mercado o, incluso, para poder garantizar su disponibilidad para asegurar un correcto funcionamiento del sistema eléctrico. De esta manera, estas instalaciones deberían poder poner en valor el servicio de flexibilidad y firmeza que aportan para complementar a la producción renovable no gestionable. (Ver Seguridad de Suministro)

[4] La generación eólica presenta perfiles intradiarios desfasados con el perfil de demanda horaria.

[5] Las interconexiones ofrecen un primer nivel de respuesta, reduciendo los requerimientos de regulación primaria, que es la que de manera instantánea y automática corrige los desequilibrios que se producen entre la generación y el consumo y la posibilidad de intercambiar energía con otros sistemas eléctricos cuando se produzcan déficits o superávits de generación.

[6] Los consumidores conectados en alta tensión tienen la opción de firmar contratos de interrumpibilidad de la demanda, mediante los que se comprometen a reducir su potencia cuando REE se lo requiera con el suficiente preaviso, a cambio de descuentos en la factura eléctrica. En la actualidad la potencia interrumpible total disponible en periodos de máxima demanda alcanza aproximadamente 2.000 MW.

[7] Aportan flexibilidad intradiaria, al poder acoplarse casi de manera instantánea a la red. Además ofrece la posibilidad de aumentar su consumo eléctrico en las horas valle.

[8] Son capaces de ofrecer variaciones de carga de un 10% por minuto (aproximadamente 40 MW por cada grupo de 400 MW) y tiempos de arranque en caliente y en frío de menos de dos horas. Además tienen las tasas de disponibilidad más elevadas de todas las tecnologías, con menos de un 5% de tasa de fallo no programada.

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