Regulación y Competencias del Sector Energético Español.

Comentarios desactivados en Regulación y Competencias del Sector Energético Español. / 20 Nov 2013 por josemanuelmorenoberrocal
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Aspectos regulatorios en el sistema eléctrico español y europeo y su incidencia en el desarrollo de las energías renovables

Las energías renovables en España tienen todos los factores necesarios para ser un negocio seguro; partiendo de energía primaria proveniente de diferentes fuentes naturales, podemos producir energía en forma de electricidad. Pero en cambio, en vez de aprovecharnos de la tecnología ya desarrollada y disfrutar de lo invertido hasta ahora, todo parece complicarse y convertirse en un rompecabezas, ¿qué es lo que ha fallado entonces?

En la Directiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo, relativa al fomento de energía procedente de fuentes renovables, se establecen 3 objetivos conocidos como Estrategia  Europa 20/20/20 para 2020:

• Reducción de las emisiones de GEI un 20% respecto a niveles de 1990.
• Un 20% del consumo final bruto de energía en la Unión Europea debe proceder de fuentes renovables
• Ahorro del 20% del consumo de energía mediante una mayor eficiencia energética

Para conseguir estos objetivos, se ponen en marcha diferentes mecanismos de apoyo a las renovables en la UE:

Como se puede observar, la mayoría de los países se han acogido al sistema Feed-in Tariff (FIT) o de  tarifa regulada, en el que se cede la electricidad renovable al sistema, a cambio de una tarifa fija.

Una variante del feed-in tariff, es el sistema de prima fija, en la que el productor recibe el precio del mercado (pool) más una prima.

Este modelo de implantación de tarifa regulada, se encuentra entre otros, en Alemania.

Un segundo sistema, es el QUOTA / TGC (Quota obligation with tradable Green  certificates), conocido como sistema de certificados verdes, en la que el gobierno obliga a los emisores contaminantes a adquirir dichos certificados. Estos certificados son otorgados a los productores de energías renovables, por lo que reciben además de por la venta de su energía en el mercado, otro ingreso adicional por la venta de estos certificados.

En Reino Unido, la generación de electricidad a partir de renovables, se regula a través del feed-in tariff para plantas de menos de 5MW y con sistema de certificados verdes para plantas de más de 5 MW.

Otros países, emplean los sistemas de Incentivos fiscales o financieros (Fiscal incentives/investment grants), en el que el uso de energías convencionales es penalizado, mediante un impuesto y del cual están eximidas las renovables.

La comisión de la UE valora todos estos mecanismos de apoyo, comparando su efectividad y su eficiencia y determina que con el sistema “feed-in tariff se alcanza una gran penetración de las energías renovables, con el  menor coste para los consumidores”. Es decir, es el mecanismo más efectivo y eficiente  de los implantados en la UE.

En el caso de España:

Hasta principios del presente año, se permitía a los productores de  Régimen Especial, elegir entre recibir una tarifa regulada fija (FIT) o bien, el precio del mercado más una prima.

En Febrero de este año se cambia el rumbo, se aprobó el RD Ley 2/2013, por el que se deberá elegir entre la tarifa regulada fija y una variable, pero sin prima. Además, las retribuciones de las actividades reguladas, ya no se actualizarán en función del IPC, sino basándose en la inflación subyacente (menor al IPC).

Para muchos, esta ley continúa con el exterminio de las renovables en España, que ya empezó con el anterior gobierno.

En abril del presente año, la UE advirtió, que la dirección tomada, difícilmente logrará cumplir con la estrategia 20/20/20.

A pesar de estas advertencias, el Gobierno, en Julio aprobó un nuevo decreto, RD Ley 9/2013, donde se intensifica el castigo a las renovables, eliminando el sistema de tarifas vigentes, pasando las instalaciones a ser retribuidas, conforme al criterio de “rentabilidad razonable”. Dicho sistema retributivo está basado en la participación de las renovables en el mercado eléctrico, como si fueran de régimen ordinario, abonando, únicamente, una retribución adicional (suena con fuerza un 7,5%) a aquellas empresas eficientes y bien gestionadas que no recuperen sus costes de inversión en el mercado.

Según la APPA (Asociación de Productores de Energías Renovables) “El objetivo final de estas medidas no parece ser otro que hacer quebrar las plantas existentes y que éstas, sean entregadas a las entidades financieras”

En conclusión, mientras en Europa siguen apostando fuertemente por las renovables, aquí en España, hemos pasado de ser un país puntero en renovables a nivel mundial y estar regido, en principio, por el mecanismo de apoyo a las renovables más efectivo, a estar peleando por impulsar las energías renovables e implementar una política viable energética.

Seguiremos luchando en defensa de las energías renovables.

Comentarios desactivados en Aspectos regulatorios en el sistema eléctrico español y europeo y su incidencia en el desarrollo de las energías renovables / 20 Nov 2013 por yolandafernandez
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Funcionamiento de Máquinas Eléctricas (¡No se espanten!)

¡No se vayan! Ya lo sé, el título da bastante miedo pero voy a intentar hacer el tema lo más ameno posible.

Se me ocurrió escribir el post sobre máquinas porque si hablamos del mercado eléctrico y nuevas tecnologías es importante saber donde estamos parados hoy.

Las máquinas eléctricas están en toda la cadena del sistema eléctrico. Ya sea en la generación (principalmente usadas como generadores), el transporte (transformadores) o el consumo (por ejemplo en las lavadoras de casa). Se trata de un tema que  los eléctricos manejan de taquito pero que para el resto de los mortales es un poco (por decir algo) atemorizante.

Dentro del extenso mundo de las máquinas eléctricas voy a dedicar este post a un tema muy particular que creo que les va a venir bien a aquellos no ingenieros que estén empezando a interiorizarse en la materia.

Repasemos un momento:

Las máquinas eléctricas rotativas, cuentan con un rotor (que rota) y un estator (estático). En los motores, en el estator se genera el campo magnético rotativo que luego los conductores en el rotor intentarán captar y que producirá el giro del eje (es decir, energía mecánica)

 

Pero como dije antes, me voy a centrar en un fenómeno en particular (suenan los redoblantes):

Cómo se genera el campo magnético rotativo en el estator (Emocionante, ¿cierto? :S)

El estator está construido de la siguiente forma: Muchas chapas magnéticas como la de la izquierda se apilan (con un aislante entre ellas) hasta que queda un cilindro. Se construye de esta forma para así reducir las pérdidas debidas a la histéresis y las corrientes de Foucault.

 

A través de las ranuras se hace pasar N conductores como se ve en la figura (1). Luego, se repite en procedimiento con otro arrollamiento (es decir conductores) por otro juego de ranuras (2). Por último se completa el tercer juego de ranuras con otro arrollamiento.

Por lo que, teniendo en cuenta el eje de cada bobina, quedan desfasadas 120°.

 

 

 

Si alimentamos cada bobina con corriente alterna (mediante un sistema trifásico de tensiones) se generan fuerzas magnéticas que terminan por generar un campo magnético de dos polos.

 

Al ser corriente alterna la que circula por los bobinados, la misma irá girando de forma sinusoidal a lo largo del tiempo. En consecuencia, también rotará la dirección del campo magnético (simbolizado por la flecha verde)

 

 

 

Y voilá! Tenemos un campo magnético rotatorio.

Para tener un motor eléctrico lo que nos faltaría es tener un rotor que intente captar el flujo del campo magnético. De esta forma, también giraría y tendríamos Energía Mecánica. Para el caso de un generador, nuestro “input” sería la energía mecánica que induciría corrientes en el estator para obtener como resultado, energía eléctrica

 

Es posible profundizar infinitamente en este tema, así como también en los distintos tipos de máquinas pero por este post creo que fue suficiente.

¡Espero no haberlos aburrido mucho!

 

Comentarios desactivados en Funcionamiento de Máquinas Eléctricas (¡No se espanten!) / 19 Nov 2013 por Agustina Peralta
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Regulación y política de competencia.

¿Cómo funciona el precio del mercado?, ¿Quién lo controla?… Esta y otras muchas preguntas son las que nos hacemos al ver las facturas eléctricas de nuestros hogares, locales…

La respuesta a todo esto es nuestro sistema actual de libre mercado, en el cual la competitividad es clave para la eficiencia del mismo. Con esto imposibilitamos la creación de un  monopolio, evitando el control de los precios hacían tendencias abusivas, así mismo se abre el mercado a multitud de empresas destinadas a la compra-venta de energía las cuales dictaminan el precio en base a la demanda y a sus ofertas competitivas.

Cabe destacar que todo ello  ha de ser firmemente regulado, esto quiere decir, que aunque hay actividades que se han liberalizado hay otras que no, pero son clave para el buen funcionamiento de las mismas, como la regulación de las tarifas, la red de distribución… Pero también hay otra faceta importante que se ha de controlar que son las prácticas anticompetitivas (es exactamente igual que lo anteriormente comentado de los monopolios, pero ahora en forma de oligopolios, estas tendencias de control del mercado se han de evitar).

 

Pero no todo lo que reluce es oro, con esta tendencia de mercado competitivo, la máxima de cada empresa es conseguir energía al menor coste de producción posible, por lo tanto en el caso de España, las centrales de Gas, al tener un coste de producción más elevado del precio base de venta de energía (mercado marginalista), las hace completamente irrentables.

En definitiva, el mercado liberalizado activa fuertemente la competitividad de los precios, bajando el coste de la energía, pero ha de regularse mejor, es necesaria la revisión de muchos aspectos, como por ejemplo el déficit generado sobre todo por las renovables (que asciende a la friolera de 25 mil millones), que al final lo acaban pagando los consumidores, y esto no debería de ser así.

Comentarios desactivados en Regulación y política de competencia. / 19 Nov 2013 por Alberto De la Riva Álvarez
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Sistemas de apoyo a las energías renovables:

El modelo energético actual se caracteriza por un crecimiento constante del consumo, basado en recursos convencionales limitados como son los combustibles fósiles. En este aspecto, el mundo está fracasando en conducir el sistema energético mundial por una senda más sostenible.

La UE por el año 2007 marco una meta para el año 2020, el conocido objetivo “20/20/20”. Para lograr dicho fin, se hace necesario crear un sistema de apoyo a las energías renovables (EERR en adelante)  dado que tienen un coste más alto a corto plazo que las energías convencionales.

Además de la prioridad de acceso que gozan las EERR en el mercado energético europeo, se ha puesto en marcha un sistema de apoyo en los últimos años en todo el mundo. Este se clasifica según dos criterios fundamentales: el precio o cantidad de potencia a instalar o energía a generar y si dicha ayuda económica se basa en la inversión inicial o en la generación posterior de electricidad. En la siguiente tabla se observa el mencionado sistema:

El sistema FiT (Feed in Tariff) es el sistema más utilizado en el mundo. Paises como Alemania, España, China, Francia etc. utilizan este sistema basado en tarifa única regulada o precio de mercado + primas.

El sistema de cuota + CV (Certificados Verdes), funciona en algunos países de la UE como Gran Bretaña, Italia, Suecia, etc. Este sistema de apoyo se basa en que un determinado porcentaje o cuota de producción de electricidad, provenga de energías renovables. Especial mención tiene Gran Bretaña donde sus CV más conocidos son los ROCs (Renewable Obligation Certificates). Según la complejidad de producción de energía se asignan ROCs, por ejemplo: Instalaciones eólicas marinas reciben 2 ROCs por MWh, las instalaciones eólicas en tierra reciben 1 ROC por MWh y plantas a gas de alcantarillado reciben la mitad de un ROC por MWh

Las EERR en Brasil siguen un sistema de subastas donde los promotores envían ofertas por una cantidad limitada de potencia o energía en un periodo. Las compañías que oferten el suministro al menor coste ganan.

En EEUU utilizan una combinación de CV y desgravaciones fiscales como ITC (Investment Tax Credit) y PTC (Production Tax Credit). Ambos son créditos de apoyo en la inversión y producción respectivamente. El ITC se genera en el momento de la puesta en servicio del proyecto renovable y con una duración de 6-8 años. El PTC se trata de un estímulo económico por kWh producido.

Como dije antes, España utiliza el sistema FiT establecido por el RD 661 allá por el año 2007 pero parece que tiene sus días contados. Existen unos borradores de un nuevo RD 9/2013 que terminarían con dicho sistema tarifario y de primas reguladas.

Últimamente se habla mucho del sistema de apoyo PPA (Power Purchase Agreement). Se trata de un contrato legal entre dos partes, un generador de electricidad (proveedor) y un comprador (cliente/industria) solamente paga por la energía generada a un costo pre-acordado de kilovatio/ hora. El contrato puede entre 5 y 20 años, tiempo durante el cual el comprador adquiere el poder de energía y a veces, también la capacidad y/o servicios auxiliares del generador de electricidad.

Comentarios desactivados en Sistemas de apoyo a las energías renovables: / 19 Nov 2013 por Luis Hernández Lorenzo
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COSTE DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA

Antes de hablar del coste de las diferentes fuentes de energía hay que saber diferenciar entre las fuentes de energía no renovables y las fuentes de energía renovables.

Las primeras son aquellas en las que el recurso es limitado, como los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) ó los combustibles nucleares. Las fuentes de energía renovables son virtualmente inagotables ya que se obtienen de fuentes naturales como el sol, el agua o el viento.

Utilizamos las diferentes fuentes de energía en su gran mayoría para la producción de electricidad.

Existe el mito de que las energías renovables son más caras que las no renovables, si bien es cierto que el Kwh de energía renovable es más caro, las energías renovables son más eficientes y económicas a largo plazo.

Para hablar del coste de la energía debemos diferenciar entre costes internos y costes externos.

Los costes internos son los relacionados con el propio sistema energético mientras que los externos se derivan del impacto de la explotación de la fuente sobre el medio y los seres vivos.

Podemos dividir los costes internos en tres grupos:

–Costes de capital, entre los que incluimos la preparación (I+D), construcción, gestión de proyecto o seguros de obra.

–Costes circulantes, que se componen de los gastos de operación o mantenimiento.

–Otros costes como los administrativos o los de finalización.

Los costes externos de la energía son los que en principio no asume el comprador o el vendedor sino que afectan a una tercera persona. Entre ellos cabe destacar los costes medioambientales, costes de salud, subsidios, costes a largo plazo o los costes sociales. Estos costes son difíciles de cuantificar, por lo que en el precio del Kwh no están incluidos.

Es por esta razón por la que se tiende a pensar que las energías renovables son caras. Es cierto que es más barato el Kwh procedente de la energía nuclear comparado con el de la energía fotovoltaica, pero debemos cambiar la visión y optar por una más positiva, teniendo en cuenta que en el coste del Kwh renovable podemos incluir que se contribuye con ello a la creación de empleo, se mejora la balanza de pagos, se produce una aportación fiscal, se reducen las emisiones o se reduce la dependencia energética entre muchas otras razones.

Por todo ello, este tema merece una reflexión.

 

Comentarios desactivados en COSTE DE LAS DIFERENTES FUENTES DE ENERGÍA / 19 Nov 2013 por adrianmartinezriera
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Mercado eléctrico en España y sus implicaciones en Energías Renovables

 

 

El mercado eléctrico de España tiene su origen en 1997, momento en que se liberan las actividades de generación y comercialización de la electricidad. Actualmente, nos encontramos en un proceso de cambio con la creación de un mercado interior de electricidad en la Unión Europea. Se espera que sea a comienzos del año 2014 cuando este mercado inicie sus operaciones.

Diariamente, agentes de mercado realizan ofertas de compra y venta de electricidad en lo que se conoce como mercado diario, para determinar, una vez producida la casación de las curvas de oferta y demanda, el precio final de la electricidad. Las ofertas y transacciones son gestionadas por el Operador del Mercado Ibérico de Electricidad (OMIE).

El mercado de la electricidad es marginalista, lo que quiere decir que el precio de la electricidad lo marca la última unidad de generación que casa en el mercado. Es decir, la más cara, ya que la curva de oferta es ordenada por el operador de mercado en forma ascendente en precio. Cabe plantearse si el modo de operación marginalista no trae consigo algunos problemas. Por ejemplo, son muchos los que creen que el hecho de que el precio lo marquen las tecnologías más caras, está beneficiando a las grandes hidráulicas y nucleares, que ya han amortizado sus costes de inversión y apenas tienen costes variables, obteniendo un beneficio excesivamente alto. Sin embargo, también hay opiniones contrarias que dudan de que estas tecnologías estén amortizadas y  consideran cualquier tipo de regulación al respecto una intervención excesiva en el funcionamiento del libre mercado.

 

Para facilitar la integración de las energías renovables en el mercado eléctrico,  existía hasta ahora la regulación del régimen especial (RD 661/07) que regulaba la participación de estas instalaciones en el mercado eléctrico de la siguiente manera:

• Tenían prioridad al incorporar su energía al sistema. Esto es debido a que el régimen especial son, sobre todo, instalaciones de energías renovables que no son gestionables (difícil predictibilidad y almacenamiento).
• Su retribución podía hacerse de dos maneras: por una tarifa regulada o por el precio marcado por en el mercado diario más una prima.

Con la publicación del RD 9/2013, la regulación del régimen especial ha variado. Es destacable el cambio en el modelo retributivo, que ha supuesto la desaparición del modelo feed-in tariff (precio de mercado + prima) para incluir unos nuevos parámetros de retribución que garanticen una “rentabilidad razonable”. Pero estos parámetros serán aplicados retroactivamente, lo que podría llevar, inevitablemente,  a muchos inversores a la ruina, incapaces de hacer frente a la deuda contraída.

Puesto que las energías renovables no son gestionables, ofertan su energía a precio cero, asegurándose así su casación. De igual manera, las centrales nucleares ofertan a precio cero por razones técnicas, ya que les es más rentable perder dinero en algunas horas que tener que parar la central, debido a su gran inercia térmica.

La incorporación de las energías renovables al mix energético y el crecimiento de la potencia instalada ha tenido consecuencias en el mercado de la electricidad. Por ejemplo, al aumentar la capacidad de generación con energía renovables, la curva de la oferta  se desplaza hacia la derecha, haciendo que la curva de demanda corte en un precio más bajo. Incluso, en días en los que la generación con renovables es muy elevada el precio del mercado se ha mantenido en 0 euros/kWh. Esto no es un caso excepcional. Por ejemplo: durante el invierno de 2010, el pool eléctrico registró unas 200 horas que casaron a precio cero, debido a un descenso en la demanda y una gran generación eléctrica por parte de las eólicas e hidráulicas. Sin embargo, este beneficio nunca repercutió en el consumidor, fueron las empresas comercializadoras las únicas que aumentaron su margen de beneficio, debido al mecanismo por el cual se fijan las tarifas de los consumidores.

Además, las energías renovables han aumentado la importancia del mercado intradiario en el que los agentes de mercado gestionan desajustes en la producción o adquisición tras el resultado del mercado diario. Hoy en día, las energías renovables no pueden gestionarse, lo que hace muy importante un mercado de ajustes más cercano al tiempo real para ayudar al equilibrio entre generación y demanda. El mercado intradiario provoca situaciones especulativas en las que generador podría incluso recibir ingresos a cambio de no generar nada, ya que podría comprar en el intradiario la energía que ha vendido a un precio menor.

La generación de electricidad de energía renovable tiene grandes beneficios medioambientales y socioeconómicos, pero su entrada en el sistema eléctrico ha ocasionado algunos desequilibrios que pueden ser debidos a una falta de previsión. Encontrar la manera de incorporarlas al sistema de tal forma que reporten el máximo beneficio a la sociedad es, en mi opinión, la clave para un futuro sostenible y con la menor dependencia energética de otros países.

 

Comentarios desactivados en Mercado eléctrico en España y sus implicaciones en Energías Renovables / 19 Nov 2013 por claudiagutierrez
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La Transformación de la Energia

“La energía no se crea ni se destruye, simplemente se transforma” – Primera Ley de la Termodinámica.

La Humanidad siempre ha utilizado el Sol como la principal y única fuente de energía. A día de hoy podemos canalizar dicha energía mediante diversas tecnologías para nuestro consumo y bienestar.

Centrarse en cada tipo de energía sería demasiado extenso, por ello me centraré en cómo utilizamos las fuentes de energía primaria para la generación de electricidad como energía final. Pero antes, definamos qué es energía primaria y energía final para entender mejor el artículo, y para ello utilizaré las definiciones de Cayetano Hernández, con el cual comparto procedencia y tuve el placer de escucharlo personalmente.

Energía primaria: aquella procedente de fuentes naturales (carbón, petróleo, gas natural, nuclear y energías renovables). Energía contenida en los combustibles, antes de pasar por los procesos de transformación de energía.

Energía final: es aquella tal y como se usa en los puntos de consumo; por ejemplo, la electricidad o el gas natural que usamos en nuestras casas.

Tal y como se explica en la Guía Práctica de la Energía del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) de julio de 2011.

ENERGÍA PRIMARIA = ENERGÍA FINAL + PÉRDIDAS EN TRANSFORMACIÓN + PÉRDIDAS EN TRANSPORTE

En España, los recursos convencionales como el carbón, el gas natural, la nuclear y los renovables como la hidroeléctrica, la eólica y solar alcanzan los mayores porcentajes en el mix de generación eléctrica. Si analizamos el impacto ambiental de cada producto (en este caso 1kWh) o como se conoce, ciclo de vida (ACV) o en inglés Life Cycle Assessment (LCA) de cada energía, encontramos que según el ecoindicador-99 ( número que representa el impacto ambiental de un producto o servicio) el carbón y el lignito, fuel oil y gas natural son los que alcanzan niveles superiores.

Se demuestra claramente que las energías renovables ganan la partida pero no por ello tienen una ausencia total de impacto ambiental. Un caso son los paneles solares, que requieren de una gran cantidad de energía eléctrica para su fabricación y se habla mucho del impacto visual de los enormes huertos solares.

Las principales fuentes de calentamiento global por las emisiones de CO2 son las que provienen de los sistemas térmicos ( centrales de ciclo combinado, de gas natural, de fuel oil). Las emisiones de CO2 de las energías renovables son nulas o prácticamente nulas. Se espera para el año 2020 según el plan de energías renovables (PER) un ahorro energético de 9.701 ktep respecto al año 2007 que evitará la emisión de 76.494 ktCO2.

Por último, abordando el coste de la energía, muchos hablan de que las energías renovables son caras y no son gestionables. La primera fuente de energía que utilizó el ser humano fue la energía solar pasiva del Sol para calentarse y creo firmemente que con los 5000 millones de años de vida que le quedan, habrá un momento en el cual el Sol será la única fuente de energía de la que dispongamos.

Comentarios desactivados en La Transformación de la Energia / 19 Nov 2013 por victormartinezsalas
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Detalles sobre Gestión y Operación de la Red, Asimetría Peninsular y Conexiones Internacionales de España

1.- Gestión y operación de la red eléctrica.

Iniciemos identificando que el órgano que ejecuta la gestión TÉCNICA y la operación de la red eléctrica es la Red Eléctrica Española (REE), pero la gestión ECONÓMICA la ejecuta el operador OMI, Polo español S.A. (OMIE). A continuación, se detalla las características de cada órgano para poder identificar sus diferencias:

Tabla 1. Gestión y Operación de la red Eléctrica de España

– Red Eléctrica Española (REE):

Red Eléctrica se creó en 1985, en aplicación de la Ley 49/1984, de 26 de diciembre. Fue la primera empresa del mundo dedicada en exclusividad al transporte y operación del sistema eléctrico. Sus principales funciones son:

Gestión Técnica:

• Gestionar las infraestructuras eléctricas que componen la red de transporte y conectan las centrales de generación con los puntos de distribución a los consumidores.
• Transportista único (TSO) de España de Energía Eléctrica.
• Asegurar el transporte adecuado hasta las redes de distribución de la energía producida por los generadores.

Operador de la Red:

• Garantizar seguridad y continuidad en el suministro de la energía eléctrica.
• Operación y supervisión coordinada en tiempo real de las instalaciones de generación y transporte del sistema eléctrico nacional, por medio del Centro de Control Eléctrico de Red Eléctrica (CECOEL).
• Supervisión y control de las energías renovables a través del Centro de control de régimen especial (CECRE).

Gestión Económica (OMIE):

• Recepción de las ofertas de venta y compra de energía eléctrica que hayan sido generadas en cada período de programación por los distintos participantes en el mercado diario de energía eléctrica.
• Casación de las ofertas de venta y compra. Comunicación a los agentes y a los operadores del sistema eléctrico en el ámbito del MIBEL.
• Determinación de los distintos precios de la energía resultantes.

2.- Esquema de la red eléctrica.

A continuación se detalla el esquema de la red eléctrica con sus tres pilares.

Figura 1. Esquema de la REE con sus tres principales pilares.

La red eléctrica de España es sencilla viéndola bajo este esquema “Macro”, donde se puede identificar sus tres pilares principales:

A.- Generación

B.- Transporte, gestión y operación

C.- Distribución y consumo

3.- Asimetría Peninsular: generación y consumo.

España presenta una asimetría peninsular con respecto a la generación y consumo de la energía eléctrica debido a que existen ciertas comunidades que su consumo neto es mayor que su producción bruta o viceversa. A continuación, por medio de tablas se resume la información relacionada al consumo y producción energética del 2011 obtenida a través las publicaciones de estadísticas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

Tabla 2. Producción Bruta de Energía Eléctrica en MWh por cada Comunidad Autónoma.

Las tres comunidades con mayor producción bruta son Cataluña, Andalucía y Castilla y León, representando la primera el 15,37% de la electricidad total generada en España. Las comunidades con menor producción son Cantabria, Ceuta y Melilla.

Tabla 3. Consumo Neto de Energía Eléctrica en MWh por Comunidad Autónoma.

A través de la tabla 3 identificamos el consumo neto de cada comunidad autónoma, pero combinándola con la tabla 2, obtenemos la tabla 4, donde nos permite reconocer cómo se encuentra distribuida esta “asimetría”, tomando en cuenta que la Energía Excedentaria es la diferencia entre la energía producida y la energía consumida.

Tabla 4. Energía Excedentaria en MWh por cada Comunidad Autónoma.

La asimetría peninsular presenta la siguiente característica:

– Producción superior al consumo: Este comportamiento lo realizan las comunidades de Castilla y León, Extremadura y Castilla-La Mancha.

– Consumo superior a la producción: Las comunidades como Valenciana, País Vasco y la comunidad de Madrid, presentan esta característica.

La siguiente imagen es el mejor soporte para detallar esta asimétrica y saber cómo está distribuida la generación y consumo de energía eléctrica en cada una de las comunidades autónomas de España.

Figura 2. Proporción de Energía Consumida Neta y Bruta Generada por cada Comunidad Autónoma.

4.- Conexiones Internacionales.

Actualmente a España se le considera una “isla” ya que el nivel de interconexiones es bajo, es decir, la comercialización de energía eléctrica con Europa a través de Francia no alcanza los niveles establecidos como mínimos por la Unión Europea.

En Marzo de 2002, en el consejo de europeo de Barcelona se acordó que España debía incrementar las interconexiones con Francia que representa el 3% de la demanda actual de la península, éste incremento deberá ser de un 10% y la fecha de compromiso es para el 2020. A través de la línea de interconexión España-Francia por el este de los Pirineos se duplicará la interconexión actual.

El siguiente video de la REE ofrece mayor detalle de este proyecto que duplicará la interconexión actual con Francia.

 

Comentarios desactivados en Detalles sobre Gestión y Operación de la Red, Asimetría Peninsular y Conexiones Internacionales de España / 19 Nov 2013 por Armando A. Ledo Castro
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LA INESTABILIDAD DE LA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO

El Sistema Eléctrico Español ha sufrido numerosas reformas en los últimos tiempos y se caracteriza por una gran inestabilidad. ¿Cómo ha ido evolucionando y qué nuevos retos se plantean entorno a las energías renovables?

Entorno al 2006, existía una necesidad de fuentes de energía alternativas a las convencionales debido a:

–  El crecimiento continuo de la demanda.

–  La excesiva dependencia de combustibles fósiles procedentes de regiones con gran inestabilidad geopolítica.

–  La creciente preocupación por los efectos del cambio climático.

 

Comentarios desactivados en LA INESTABILIDAD DE LA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO / 19 Nov 2013 por anafernandezgarcia
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