1.- Introducción
El proyecto Gedisper, trata de investigar el verdadero impacto en las pérdidas de las redes que provoca la generación distribuida asociada al autoconsumo de clientes conectados en BT (Baja Tensión) y MT (Media Tensión), analizado con el mayor detalle posible, con datos reales de redes de transporte y distribución, con valores de demanda real de energía y estudiando todo un año de datos. En concreto, estudia las regiones de Murcia, Madrid y Vizcaya para el año 2014.
Este artículo se basa en los datos obtenidos para el caso de Murcia, primero se describe la metodología utilizada en el estudio, y posteriormente se presentan los resultados de pérdidas de la red con los diferentes escenarios estudiados, análisis de sensibilidad de las pérdidas a los cambios de irradiación y análisis de eficiencia del autoconsumo frente a la generación centralizada.
2.- Metodología
La metodología propuesta se basa en la creación de varios escenarios, en concreto 132, que resultan de 11 casos de adopción de autoconsumo; 2 casos de nivel de cobertura y 6 grados de concentración de generación fotovoltaica, que se describen a continuación.
2.1.- INSTALACIONES DE AUTOCONSUMO
Para modelar las instalaciones de autoconsumo tenemos en cuenta dos posibles marcos regulatorios que pueden aplicar para dimensionar el tamaño de la instalación fotovoltaica, estas son, el esquema de Autoconsumo Instantáneo o con Minimización de Vertidos (AMV) y el esquema de Autoconsumo Diferido o con Cobertura Total (ACT). En el caso de AMV, los prosumers [1] no tienen compensación económica por los vertidos de los excedentes energéticos de la instalación a la red, por esta razón la instalación debe estar dimensionada para verter a la red los mínimos excedentes al mismo tiempo que cubre las necesidades de consumo, siendo así, la instalación estará diseñada para cubrir el 40% de la energía anual demandada por el prosumer. Por el contrario, un escenario de ACT, dimensionará la instalación para cubrir el 100 % de la energía demandada ya que recibe compensación por los vertidos a la red.
Otro aspecto considerado, es el nivel de adopción de autoconsumo que se define como el número de autoconsumidores fotovoltaicos que existen en el área estudiada frente al número total de clientes. Existen once niveles, que van desde el 0% al 100% en rangos de 10%, en ambos escenarios de autoconsumo según el marco regulatorio definido anteriormente.
El autoconsumo se sitúa en las redes de MT y BT. Una vez que se selecciona una instalación de autoconsumo, entonces se calcula el tamaño de la misma, teniendo en cuenta la potencia anual demandada del cliente, ver la tabla 1.
Tabla 1: Potencia instalada en MW depende del nivel de adopción y el marco regulatorio.
Además el estudio integra otra dimensión, el grado de concentración, que define el modo en el que la generación FV se ubica geográficamente dentro de la red. Se consideran 6 grados de concentración desde Aleatorio a Extremo, pasando por disperso, leve, moderado y fuerte.
2.2.- MODELO DE RED Y DATOS
La influencia de la generación fotovoltaica en las pérdidas de la red depende de la irradiación solar, de las características técnicas de la red y de la demanda eléctrica que ésta última suministra.
Al objeto de contemplar la influencia total en las pérdidas, aunque la generación fotovoltaica estudiada se conecta en las redes de distribución de MT y BT, en este estudio se ha tenido en cuenta también la red de AT (Alta Tensión). Así, en la figura 1 se muestra la topología de red analizada, que se ha dividido en 3 niveles en función de la tensión.
Figura1. Topología de red por nivel de tensión
El modelo de la Red de Alta Tensión (AT). Comprende toda la red de Transporte peninsular que incluye los equivalentes de Francia, Portugal y Marruecos. Este modelo presenta la situación de operación de la red de Transporte para la demanda punta de verano del año 2004, el estudio escalona la generación y la demanda para los días estudiados al año 2014 a partir de la información publicada por REE.
Las pérdidas calculadas incluyen las líneas de transporte y los transformadores de generación, autotransformadores y transformadores de AT/MT, de cada zona de red estudiada, estas son: Madrid, AT a partir de 45 kV; Vizcaya, AT a partir de 30 kV; Murcia, AT a partir de 66 kV.
Figura 2. Red de AT peninsular modelada en el estudio
El modelo de red de Media Tensión (MT). Comprende la red de distribución de media tensión de la cada zona del estudio. Las pérdidas calculadas incluyen las líneas de MT y en los transformadores AT/MT que las alimentan, estas son: Madrid, MT desde 1 kV hasta 20 kV; Vizcaya, MT desde 1 kV hasta 13.2 kV; Murcia, MT desde 1 kV hasta 20 kV.
Al conjunto de elementos, por similitud con el tratamiento en el software de simulación utilizado, se le denomina área en el presente estudio. Es decir, cada red de distribución de MT analizada se encuentra compuesta por un determinado número de áreas. Estas áreas están conectadas entre sí a través de la red de AT que las alimenta.
Por último, el modelo de la red de Baja Tensión (BT). Comprende un número representativo de redes de BT alimentadas desde MT. Las pérdidas calculadas incluyen las líneas de BT y los centros de transformación que las alimentan. Estas son: Madrid, BT por debajo de 1 kV; Vizcaya, BT por debajo de 1 kV; Murcia, BT por debajo de 1 kV.
La red de BT no se ha podido contemplar en toda su extensión debido a la imposibilidad de disponer de todos los datos junto con la imposibilidad de modelarlos simultáneamente en la herramienta de análisis de red PSS/E. Así, se ha modelado un conjunto representativo de 40 redes de BT para cada zona de red estudiada, de los resultados obtenidos, se han estimado las pérdidas para toda la red de BT.
Una vez obtenidas las pérdidas horarias en cada escenario, se estiman las pérdidas anuales para cada nivel de red. Para las redes de AT y MT, que contemplan el 100% de la demanda, se obtienen las pérdidas anuales a partir de las pérdidas calculadas para ocho días que seleccionamos según la estación del año (las mayores diferencias serán en invierno y verano) y según sea laborable o festivo, mediante la siguiente fórmula.
Formula 1: Pérdidas
En la siguiente tabla se muestran los diferentes elementos incluidos en el análisis de red. El número de generadores depende de las instalaciones de autoconsumo fotovoltaico de los escenarios de simulación.
Tabla 2: Datos del modelo de red de Murcia
En el estudio se han utilizado datos reales de consumos de la red de MT del año 2014, pero para simplificar se ha extrapolado con los 8 días seleccionados. La carga de demanda se muestra en la siguiente figura 3.
Figura 3: potencia demanda en la región de Murcia para los 8 días analizados.
3.- Resultados
El resultado obtenido para ambos marcos regulatorios se comparan con el caso base de pérdidas, sin generación fotovoltaica, según la siguiente tabla 3.
Tabla 3. Pérdidas red de distribución de Murcia. Caso base
Hay que tener en cuenta un aspecto importante sobre el caso base. Por un lado, el coeficiente de pérdidas de 4,15%, es un valor bajo si lo comparamos con las pérdidas obtenidas en España (2008) que fue 7,1%. Esta diferencia se debe a que el estudio solamente tiene en cuenta las pérdidas técnicas.
Los resultados del estudio comparan 2 esquemas regulatorios, anteriormente definidos. A continuación se muestran los resultados obtenidos.
3.1 CASO A: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO DE MINIMIZACIÓN DE VERTIDOS (AMV)
Cuando una instalación está diseñada bajo un esquema de autoconsumo con minimización de vertidos, la placa fotovoltaica a instalar esta minimizada para evitar los vertidos a la red, tal como se muestra en las siguientes figuras donde el consumo horario y la generación FV se muestra según los niveles de adopción del 10 al 100% en invierno y verano, respectivamente.
Figura 4: Demanda (invierno) vs generación FV desde 10 al 100% de adopción
Figura 5: Demanda (verano) vs generación FV desde 10 al 100% de adopción
En la figura 6, se muestra la variación anual de pérdidas de energía para cada nivel de tensión. El resultado muestra que las pérdidas energéticas se reducen en todos los niveles de tensión. Destaca el efecto en MT y BT por la penetración de fotovoltaica, observando que disminuyen las pérdidas de forma notable. Por el contrario, en la red de AT casi no se ve afectada. La máxima reducción de pérdidas se observa para un nivel de adopción del 100%, hasta llegar al 33,76% en BT; 31,47% en MT y 0,97% en AT.
Figura 6: Variación anual de pérdidas de energía por niveles de tensión. Caso minimización de vertidos
En la siguiente figura 7, se muestra que no es relevante la variación de pérdidas teniendo en cuenta la concentración geográfica del autoconsumo (aleatorio, disperso, leve, moderado, fuerte y extremo).
Figura 7: Variación total de las pérdidas en la red en función del grado de concentración y del nivel de adopción. Caso minimización de vertidos
3.2.- CASO B: ESQUEMA DE AUTOCONSUMO CON COBERTURA TOTAL (ACT)
Para una instalación diseñada con Cobertura Total, se busca exportar lo máximo posible a la red, siendo la producción pico en las horas centrales del día, tal como se muestra en las siguientes figuras 8 (invierno) y 9 (verano).
Figura 8: Demanda (invierno) vs generación FV desde 10 al 100% de adopción
Figura 9: Demanda (verano) vs generación FV desde 10 al 100% de adopción
Para este caso, la variación de pérdidas anuales para cada nivel de tensión describe una curva en forma de U, especialmente en BT y MT, mientras que en AT al igual que el escenario de minimización de vertidos apenas se aprecia el efecto. Para bajos niveles de adopción se observa una mejoría en las pérdidas pero alrededor del 40% de adopción de FV, punto en el que las pérdidas comienzan a aumentar, y a partir del 80% de adopción llegan a superar el caso base. Para una adopción del 100% las pérdidas se incrementan en todos los niveles de tensión, siendo un 22,73% para la BT; un 22,07% para la MT y un 1,07% para AT.
Figura 10: Variación anual de pérdidas de energía por niveles de tensión. Caso Cobertura total
Al contrario de caso AMV, cuando tenemos un autoconsumo con un marco regulatorio que incentiva el autoconsumo es muy relevante concentración geográfica (aleatorio, disperso, leve, moderado, fuerte y extremo), respecto de la variación de pérdidas que tengamos en el sistema, como se muestra en la siguiente figura 11.
Figura 11: Variación anual de pérdidas de energía por niveles de tensión. Caso Cobertura total
Estos efectos se pueden reducir con diferentes estrategias, un ejemplo de ello es crear demanda energética en momentos de alta generación. En cualquier caso las redes necesitarán ser reforzadas para abarcar toda la penetración de fotovoltaica.
4.- Sensibilidad de las pérdidas a los cambios de irradiación
Los resultados de pérdidas de las redes del estudio se realizaron con irradiaciones medias, con objeto de validar estos resultados se analizan los efectos de irradiación con el percentil 75 y el percentil 25 para cada uno de los 12 meses del año para cada una de las zonas estudiadas respecto de la irradiación media, resalto la zona de Murcia (figura 16) y Vizcaya [2] como resultado interesante a comparar.
Figura 12: Irradiación global mensual Murcia. Valores medios, percentiles 75 y 25
Figura 13: Irradiación global mensual Vizcaya. Valores medios y percentiles 75 y 25
Una vez obtenidos los resultados de irradiación con los dos percentiles, se calculan las pérdidas totales anuales de cada nivel de red aplicando la siguiente fórmula:
Pérdidas anuales = 0.3*Pérdidas Percentil 75 + 0.4* Pérdidas Media + 0.3*Pérdidas Percentil 25
En el escenario de AMV, la variación de pérdidas es pequeña, donde se observan variaciones muy importantes es en los escenarios de ACT.
Para la red de Murcia (figura 14), con niveles de irradiación solar en el percentil 25, las pérdidas solo aumentan respecto al caso base (sin autoconsumo) cuando el nivel de adopción es del 100%, mientras que para irradiación solar con percentil 75, las pérdidas aumentan a partir del nivel del 30% (extremo) al 70% (aleatorio) en función del grado de concentración. Para la red de Vizcaya (figura 15), este efecto es más pronunciado. Para el percentil 25 las pérdidas disminuyen en todos niveles de adopción, mientras que para el percentil 75, las pérdidas aumentan a partir del nivel del 10% (extremo) al 50% (aleatorio) dependiendo del grado de concentración.
Así, para una adopción del 100% en Murcia las pérdidas aumentan solo 7 GWh con un nivel de irradiación en el percentil 25, una reducción del 94% respecto al valor con la irradiación media, pero alcanzan 210 GWh con una irradiación en el percentil 75, lo que corresponde a un aumento del 72% respecto a la irradiación media (figura 18).
Figura 14: variación de las pérdidas en Murcia para autoconsumo ACT. Irradiación percentil 25 (izquierda); Irradiación media (centro); Irradiación percentil 75 (derecha)
Para Vizcaya según se observa en la figura 15, de nuevo, las variaciones son superiores. Con una irradiación en el percentil 25, para una adopción del 100% las pérdidas disminuyen 13 GWh, un 136% menos respecto al valor con la irradiación media, y alcanzan 93 GWh con una irradiación en el percentil 75, lo que corresponde a un 158% más que con la irradiación media.
Figura 15: variación de las pérdidas en Vizcaya para autoconsumo ACT. Irradiación percentil 25 (izquierda); Irradiación media (centro); Irradiación percentil 75 (derecha)
Por tanto, se puede concluir de este estudio que cuando las instalaciones fotovoltaicas se dimensionan según un criterio ACT, la variabilidad de la irradiación tiene una influencia muy elevada en el aumento de las pérdidas en la red, siendo muy superior en días con mayor irradiación disponible. Este efecto es más importante en zonas con menor irradiación disponible, debido al efecto de sobredimensionamiento de los paneles fotovoltaicos (caso de Vizcaya).
5.- Análisis comparativo. Eficiencia de la generación
El estudio sustituye parte de la energía que proviene de la red de transporte por energía producida por instalaciones fotovoltaicas asociadas al autoconsumo de los clientes conectados en redes de MT y BT, en este apartado el estudio destaca la sensibilidad al traslado de generación centralizada hacia autoconsumo. Para los escenarios de autoconsumo AMV, se está sustituyendo hasta un 40% de la demanda anual, cuando todos los clientes de la red de distribución adoptan autoconsumo, mientras que, para los escenarios de autoconsumo ACT, se alcanza un nivel de sustitución del 100% de la demanda anual.
Por tanto, el hecho de que, para un determinado escenario, las pérdidas sean menores que para el escenario sin autoconsumo significa que hay una ganancia de eficiencia energética al sustituir generación centralizada, proveniente de la red de AT, por generación distribuida, proveniente de las instalaciones de autoconsumo en MT y BT. Por el contrario, si las pérdidas aumentan significa lo contrario, la sustitución de generación centralizada por generación distribuida provoca una pérdida de eficiencia energética para todo el sistema.
En conclusión, desde un punto de vista energético, en las figuras 16 y 17 se muestra que la sustitución sobre niveles de autoconsumo fotovoltaico inicialmente bajos es eficiente, al sustituir la generación centralizada por generación distribuida, las pérdidas se reducen. Sin embargo, la sustitución sobre niveles de autoconsumo fotovoltaico medios y altos, no es eficiente energéticamente, puesto que al desplazar la generación conectada a la red de transporte hacia la red de distribución están aumentando las pérdidas en toda la red.
Figura 16: Variación de las pérdidas totales por la sustitución de generación centralizada por autoconsumo instantáneo (AMV) en Murcia.
Figura 17: Variación de las pérdidas totales por la sustitución de generación centralizada por autoconsumo diferido (ACT) en Murcia
Se observa que la ganancia de energía por reducción de pérdidas es en todos los casos inferior al 10%, es decir, cualquier opción de generación centralizada que fuera un 10% más eficiente que la distribuida, sería siempre la solución más eficiente para el conjunto del sistema eléctrico. Recientes estudios como el realizado por el MIT titulado “Utility of the future” indican que las instalaciones centralizadas son un 50% más baratas que las distribuidas. Así pues, la reducción de pérdidas no justifica el fomento del autoconsumo
6.- Conclusiones
A partir del análisis de los resultados, se ha podido concluir que en escenarios regulatorios que favorecen la reducción de las cantidades excedentarias de producción de las instalaciones de autoconsumo (AMC), el impacto en las pérdidas es netamente beneficioso en las regiones analizadas. Adicionalmente, se ha observado cómo la mayor o menor concentración geográfica tiene poca influencia sobre la variación de las pérdidas.
Sin embargo, en escenarios regulatorios que priman la generación de excedentes de producción de las instalaciones de autoconsumo (ACT), los resultados son dispares, a bajas penetraciones las pérdidas bajan para luego subir hasta llegar a valores mayores que el caso base (sin autoconsumo) además la influencia de la concentración geográfica es notable. Este comportamiento se observa en las 3 zonas estudiadas.
En definitiva, no puede afirmarse de manera categórica que el autoconsumo fotovoltaico vaya a reducir siempre las pérdidas por la red. Al contrario, una regulación basada en ACT puede llevar no sólo a que aumenten las pérdidas energéticas en las redes, sino a la necesidad de acometer costosos refuerzos que permita a todos los usuarios seguir disfrutando de la misma calidad de suministro que obtienen actualmente.
En las tres redes se gana eficiencia para niveles bajos de reemplazo de generación centralizada por distribuida. Pero al ir aumentando el nivel de adopción de autoconsumo la ganancia de eficiencia disminuye hasta que se alcanza un valor a partir del cual se pierde eficiencia.
7.- Bibliografía
- Estudio completo GEDISPER: http://www.energiaysociedad.es/wp-content/uploads/2016/10/Informe-Final-GEDISPER-20160919.pdf
- Presentación GEDISPER: http://www.energiaysociedad.es/wp-content/uploads/2016/10/20160919-GEDISPER_larga-ES.pdf
- Regulación: Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo https://www.boe.es/boe/dias/2015/10/10/pdfs/BOE-A-2015-10927.pdf
- MIT Utility of the Future study. http://energy.mit.edu/research/utility-future-study/
- MIT Future of solar energy http://energy.mit.edu/research/future-solar-energy/
Notas a pie de página.
[1] Prosumer: dícese del sujeto que puede ser consumidor y generador de energía al mismo tiempo.
[2] Datos de ADRASE, http://www.adrase.com/