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www.protermosolar.com

Febrero 2019

Informe ProtermosolarTransición del sector electrico. Horizonte 2030

Datos horarios reales de generación de las tecnologías renovables en años anteriores

Flota propuesta en 2030 *

Previsión horaria de demanda a 2030

¿Cuánto respaldo de gas se necesitaría?

¿Cuál sería el coste de generación?

* La flota propuesta en 2030 es otra variable que puede ser optimizada para responder a cada objetivo específico

¿Cuántas serían las emisiones?

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En junio de 2018 Protermosolar presentó su informe demostrando que, con una flota de generación con la misma potencia renovable que la del Comité de Expertos pero repartiendo la potencia solar entre FV y termosolar, se podría abastecer la demanda en 2030 a todas las horas del año, sin centrales de carbón ni nucleares, con emisiones inferiores y con una menor flota de ciclos combinados que aportarían al año tan solo el 3% de la electricidad.

Modelo inductivo de proyección horaria de producciones pasadas

Febrero 2019 2Actualización Informe Protermosolar

Informe ProtermosolarTransición del sector electrico. Horizonte 2030

Incorporando los datos de 2018 (que ha sido un mal año solar) a la serie histórica del informe se confirman las mismas conclusiones, dada la afortunada complementariedad entre agua, viento y sol de la que disfrutamos en nuestro país.

http://www.protermosolar.com/

Escuelas de pensamiento en relación a la pieza que les falta a las tecnologías renovables no gestionables

¡Vamos, no es para tanto! Las emisiones de las centrales de gas son menores que las de carbón. Dejad que crezcan lo que puedan la energía FV y eólica que el gas asegurará permanentemente el respaldo

No hay por que preocuparse con los vertidos de FV y eólica. Dejemos que crezcan sin límites ya que las baterías en la red será muy baratas en el futuro y absorberán toda la electricidad sobrante

Planear una flota balanceada con tecnologías renovables gestionables y no gestionables. De esta forma a necesidad de respaldo fósil será reducida, los vertidos muy pequeños y no habrá necesidad de baterías en la red

I’m a believer


✓ Toda la nueva potencia en España será renovable y se irán cerrando progresivamente las centrales convencionales.

¿Cuál es la pieza que falta para asegurar el suministro con energías renovables?

Las energías Renovables en España son muy abundantes.También son muy diferentes pero, afortunadamente, complementarias

¿Es el criterio de “neutralidad tecnológica y mínimo coste” la vía para asegurar la descarbonización y conseguirla al menor coste posible? …

…


✓ Es esencial entender y aprovechar la flexibilidad de despacho de algunas Renovables

✓ Hay que pedir a las Renovables lo que el Sistema eléctrico necesita - en cada momento y estación -al mínimo coste

Los modelos “ciegos*” de expansión al mínimo coste dan como resultado:- Necesidad indefinida de respaldo de

tecnologías nucleares y fósiles- Elevados vertidos- Ocultamiento de otros costes para el correcto

funcionamiento del sistema

Los modelos de “sentido común”, que proyectan producciones reales a futuro, proporcionan:- Cumplimiento de objetivos de descarbonización- Mayor contribución de renovables- Vertidos muy reducidos- Y costes similares o incluso inferiores

La respuesta es claramente NO. Planificar inteligentemente es la respuesta correcta y las tecnologías renovables gestionables son la clave

*Los modelos “ciegos” de expansión al mínimo coste podrían incluir, además del habitual coste de las emisiones, techos de CO2, podrían considerar costes de subastas en lugar de costes teóricos a partir de CAPEX no representativos para al gunas tecnologías e incluso podrían considerar perfiles de despacho específico para tecnologías como la biomasa o la termosolar, así como contrastar la viabilidad técnica de sus resultados económicos con simulaciones horarias pero habitualmente no lo hacen, por eso los calificamos de “ciegos” en esta presentación


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Eólica Hidraúlica (+bombeo) Biomasa&Biogas

Cogeneración Residuos NO renovables Importación

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Demanda

❑ Conseguir que la oferta y la demanda estén equilibradas en todo momento consiste, básicamente, en programar el despacho de un número adecuado de instalaciones de generación disponibles en cada momento.

Los modelos “ciegos” de expansión al mínimo coste empiezan al revés y es dudoso que consigan los objetivos superiores

Los “fundamentales” de la planificación eléctrica

❑ Los objetivos de la planificación deberían ser:1. Conseguir una generación libre de emisiones2. Asegurando el suministro y la estabilidad de red3. A un precio asumibleY precisamente por este orden


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Avg. hourly Future STE Production

¿Cuál es la pieza que falta?

No será posible la posible la Transición Energéticasin una contribución significativa de las centrales termosolares

¿Qué tecnología podría llenar estos huecos?

Las centrales termosolares, con ese perfil de despacho, proporcionarían generación síncrona, con firmeza absoluta y sin desviaciones respecto a su programación al contar con la energía previamente almacenada en sus tanques.

No hay sistemas de baterías con la potencia de centrales comerciales que ofrecan 12 horas de servicio. Y los expertos no prevén que los haya en la ´próxima década

Producción horaria media de series históricas

Perfil de generación de las renovables más utilizadas hasta la fecha


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Hora

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MW

Demanda

Eólica: h. eq. = 2.241Solar FV: h. eq. = 1.874

Cogeneración: h. eq. = 3.800Residuos: h.eq. = 2.700

Prioridad de despacho y mismo perfil de generación que el del

periodo de referencia

Solar Thermal Electricity Plants: Eq. h. = 3.500

Prioridad de despacho y perfil de generación complementario a FV

Misma generación que en el periodo de referencia

(podría optimizarse y reducir CO2)

Big Hydro. : Eq. h. = 1.370Pumping generation: Eq. h. = 950

Prioridad en el caso de que todavía la demanda no estuviera abastecida

1. Biomasa: h. eq. = 5.4002. Interconexiones

3. Ciclos Combinadosh.eq. = 600 (Última opción)

La clave para la reducción de emisiones: Aprovechar la flexibilidad de las Renovables gestionables

Prioridades de despacho en el informe de Protermosolar

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Perfil propuesto – Ejemploo de un día de primavera

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Perfil actual – Ejemplo de un día de primavera)

STE/CSP Dispatch Profile Solar Direct Irradiation

Perfil de despacho actual y recomendado a futuro de la termosolar

La flota actual se compone de 1/3 centrales con 7,5 h de almacenamiento y 2/3 sin almacenamiento

Las centrales termosolares futuras tendrán entre 10 y 15 horas de almacenamiento


Incorporación de la proyecciónde datos reales de 2018


La complementariedad natural de las renovables en España (Viento, Sol y Agua) junto con el uso de la termosolar con almacenamiento a partir de la puesta de sol permitiría un escenario 2030*:

✓ Sin centrales de carbón

✓ Sin centrales nucleares

✓ Con menor respaldo de ciclos combinados que en el informe de la CdE

✓ Con mayor generación renovable, menores vertidos y menores emisiones que en el informe de la CdE

✓ Cumpliendo objetivos de UE de penetración de renovables en la demanda final de energía

✓ Y a menos de 5 c€/kWh de coste de generación

Es decir, realizando una auténtica Transición Energética con grandes beneficios adicionales para la economía del país

*Nota: Los resultados de este informe no corresponden a simulaciones teóricas, sino a la proyección de datos horarios de generación en años reales, aplicando el mix considerado

Otro mix de generación eléctrica es posible (y deseable)

11Febrero 2019 Actualización Informe Protermosolar

Resultados de las proyecciones anuales

En el mix propuesto por Protermosolar (2030’M):

✓ Solo se han necesitado 15,3 GW de ciclos (10 GW menos que la flota actual) para cubrir las necesidades de la demanda.

✓ La generación anual con ciclos combinados no llegaría al 3%

✓ La cobertura de la generación de origen renovable es de cerca del 84%

✓ El coste del mix de generación resultaría inferior a 5 c€/kWh (la proyección del año 2018 daría costes inferiores a la media)

✓ Las emisiones de CO2 (incluidos cogeneración y residuos) sería de poco más de 14 millones de toneladas

✓ Los vertidos serían muy reducidos

12

2030'M 2030'18 2030'17 2030'16 2030'15 2030'14

Coste del Mix (€/MWh)48,8 46,9 50,5 49,3 49,75 48,12

% RES / Generación83,77%

82,99% 82,64% 83,51% 83,59% 86,1%

Emisiones (kton CO2)14.272,2

14.589 14.811 14.860 14.642 12.459

Potencia de respaldo (GW)15,3

15,3 15,7 15,8 15,6 14,2

Generación Ciclos Combinados (% del total)2,82%

2,85% 2,89% 2,78% 2,83% 2,77%

Vertidos Acumulados (GWh)-1.493,9

-2.507 -391,8 -2.201 -1.101 -1.269

Proyección a 2030 de los diferentes años (M media)

Febrero 2019 Actualización Informe Protermosolar

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Demanda

Comparativa de días con/sin sol en PrimaveraEjemplos de días reales proyectados a 2030

• En este ejemplo de día soleado de primavera, el perfil diario sería plenamente exportador y con algo de vertidos, dada la abundancia de recurso renovable. La biomasa no operaría en ese día. Al haber proyectado la generación real de la hidráulica se produce esa situación exportadora, pero en una futura gestión optimizada de la hidráulica se hubiera conservado ese recurso pudiendo reducirse la necesidad de respaldo en otros días futuros y eliminando los vertidos.

• En un día de primavera con bajo recurso solar, pero con alto recurso eólico, la demanda estaría cubierta gracias a la generación de la biomasa, cogeneración e importaciones. La necesidad de generación de ciclos combinados se reduce al pico de la tarde-noche.

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Solar Termoeléctrica Existente Solar Termoeléctrica Nueva Solar Fotovoltaica Eólica Hidraúlica (+bombeo)

Biomasa&Biogas Cogeneración Residuos NO renovables Importación Ciclos Combinados

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Costes del Nuevo Mix de Generación

14

Al parque renovable actual se le dotaría de estabilidad retributiva y los incentivos seguirían pagándose de forma independiente a la generación

CICLO COMBINADO3%

HIDRAULICA + BOMBEO

12%

EOLICA26%

SOLAR FOTOVOLTAICA16%

SOLAR TERMOELÉCTRICA

23%

BIOMASA&BIOGAS9%

COGENERACION Y OTROS11%

MIX PROTERMOSOLAR - GeneraciónFuente Energética

Costes ponderados de Generación en 2030 (€/MWh)

Ciclo Combinado (50€/ton CO2) 74

Hidráulica 20

Bombeo 25

Eólica 40

Solar Fotovoltaica 35

Solar Termoeléctrica 55

Biomasa & Biogas 60

Cogeneración 70

Residuos no renovables 80

Importación 60

Exportación 40

Total Costes de Generación 48,8

El parque renovable se iría construyendo a lo largo de la próxima década. Una estimación razonable de la media de costes a los que resultaría la generación de ese parque a partir de las sucesivas subastas específicas por tecnologías sería:


Potencia Instalada ¿Cómo llegar a 2030?

15

• La Termosolar y la Biomasa reforzarían su contribución a la gestionabilidad del sistema a partir de 2025, cuando se hubiera retirado una parte significativa de potencia convencional y las renovables no gestionables hubieran llegado casi a su saturación. En cualquier caso es necesario seguir incrementando la potencia instalada hasta 2025 de estas tecnologías para que esos sectores en España tengan continuidad y puedan estar preparados para su acelerada contribución a partir de 2025.

• El desmantelamiento de nuclear y carbón será progresivo. Se prevé que en 2025 no haya carbón y que en 2028 no haya nuclear. Algunos Ciclos Combinados comenzarían a desmantelarse, con criterios geográficos, en función del respaldo que fuera necesario y para garantizar un mínimo de horas anuales de operación a los que continuaran operativos.

• Se apuesta por una penetración lineal de la eólica hasta la potencia propuesta para 2030

• Se considera que la fotovoltaica debe ser la primera tecnología solar en llevar a cabo un incremento sustancial de potencia instalada. Esto provocará una bajada de precios y prácticamente saturará la capacidad de añadir tecnologías NO gestionables

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Solar Termoeléctrica

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Biomasa

Carbón

Nuclear


Calendario de incorporación de potencia al sistema y precios esperados para llegar a 2030 con el mix propuesto

16

Solar Termoeléctrica Solar Fotovoltaica Eólica Biomasa

€/MWhPotencia

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€/MWhPotencia

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€/MWhPotencia

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2021 75 500 40 2.700 45 514 95 200

2022 72 500 38 2.700 43 514 85 200

2023 70 500 37 2.700 42 514 75 200

2024 67 1.000 35 2.000 41 514 70 300

2025 63 1.500 32 1.500 40 514 65 400

2026 59 2.000 31 1.000 39 514 60 500

2027 54 2.925 30 701 39 514 55 536

2028 51 2.925 29 701 38 514 50 536

2029 48 2.925 28 701 37 514 50 536

2030 47 2.925 27 701 36 514 48 536Media Ponderada por tecnología a

202567 37 42 75

Media Ponderada por tecnología a

203055 35 40 60


Fuente EnergéticaCostes de

Generación en 2030 (€/MWh)

Análisis de sensibilidad para Costes

Gen a 50€(MWh

Análisis de sensibilidad para Costes

Gen a 60€(MWh

Análisis de sensibilidad 1





Ciclo Combinado (50€/ton CO2)

74 74 74 74 74 74 74 74

Hidráulica 20 20 20 20 20 20 20 20

Bombeo 25 25 25 25 25 25 25 25

Eólica 40 40 40 40 40 37 40 37

Solar Fotovoltaica 35 35 35 35 35 32 35 32

Solar Termoeléctrica

55 60,5 106 65 55 55 55 65

Biomasa & Biogas 60 60 60 60 80 60 60 80

Cogeneración 70 70 70 70 70 70 70 70

Residuos no renovables

80 80 80 80 80 80 80 80

Importación 60 60 60 60 60 60 65 65

Exportación 40 40 40 40 40 40 35 35

Total Costes de Generación

48,8 50 60 51 50,6 47,6 49,3 52,1

Variación (%) 0% +2,48% +23,02% +4,51% +3,75% -2,51% +1,06 +6,80

En la tabla se muestran los precios a los que podrían generar las centrales termosolares para que el coste global no fuera superior a 50 o 60 €/MWh, manteniendo las hipótesis sobre el resto de costes. Asimismo se presentan escenarios con hipótesis de mayores precios para la termosolar o la biomasa, mayor diferencial import-export y menores precios de la eólica y la fotovoltaica. También se presenta el efecto combinado de todos ellos

Precio Aritmético de España

€/MWh

2018 57,29

2017 52,24

2016 39,67

2015 50,32

2014 42,13

http://m.omie.es/reports/index.php?m=yes&report_id=411

Análisis de Sensibilidad de Costes de Generación del sistema a 2030

Febrero 2019

http://m.omie.es/reports/index.php?m=yes&report_id=411

Contribuciones adicionales de las centrales termosolares a la economía española

Dado su elevado contenido local, las inversiones en centrales termosolares contribuirían a:

✓ Incremento del PIB• Contribución en fase de construcción de 3,5 millones € / MW → 62.000 millones € (17,7 GW)• Contribución en fase de operación de 0,25 millones € / MW → 5.000 millones € (20 GW)

✓ Contribuciones fiscales (Sociedades, IVA, IRPF, Tasas Locales)

✓ Generación de empleo (con su consecuente disminución de subsidios de desempleo)• Fase de construcción (1,77 GW/año) = 88.500 empleos / año • Fase de operación (1,77 GW/año) = 1.770 empleos directos adicionales / año.

A partir de 2030 habría 20.000 empleos permanentes

✓ ¡¡¡ Convergencia Económica Regional !!!

Además las centrales termosolares conllevarían:

✓ Disminución importaciones de combustibles →Mejora de la balanza comercial✓ Reducción pagos por CO2✓ Mantenimiento de las empresas españolas en el liderazgo internacional y a la captación de gran parte

del mercado exterior✓ Atracción de inversiones extranjeras


19

El empleo en el sector termosolar


Febrero 2019 Actualización Informe Protermosolar 20

23.84428.855

0

10.000

20.000

30.000

40.000

2010 2011

Las cifras de empleo del sector en los años del despliegue

La propuesta de este informe de alcanzar 20 GW en 2030 implicaría

• Fase de construcción (1,77 GW/año) = 88.500 empleos / año

• Fase de operación (1,77 GW/año) = 1.770 empleos directos adicionales / año.

Teniendo en cuenta los empleos permanentes en operación y mantenimiento asociados a los 2.300 MW

instalados, a partir de 2030 habría 25.000 empleos permanentes para la operación durante todo el resto

de la vida estimada de las centrales termosolares (40 años)

Cifras específicas de empleo en las centrales españolas

✓ 2.214 empleos equivalentes de 1 año de duración a lo largo de todas sus fases (promoción, ingeniería, fabricación y construcción)

✓ 500 trabajadores en planta durante los 2 años de construcción✓ 47 empleos indefinidos durante toda su vida operacional


22

Ejemplo de INCLUSIVIDAD GEOGRAFICA (relación no exhaustiva)(Epecistas / Equipos / Componentes / Talleres / Montajes / Servicios)

TSK

JESUS CASTRO

HIASA

IMETAL

TALLERES V. MERINO

SEMCENER

GOZON TRADEHI

TADARSA

ASTURFEITO

LUALVA

IMAGUA

COSERMO

RIOGLASS

ASTURFLUID

SUAVAL

HIDROMATIC

IMASA

DUROFELGUERA

TALLERES VEROT

RODICAR

FERJOVITALLERES MARTE

ISASTUR

PTSI

MPM

FELGUERA MONTAJES

GAM

BRUN

MOLDUCEA

ALVEMACO

SEMAPLITECSA

GALVANIZADOS AVILES


informe protermosolar transición del sector electrico ...€¦ · modelo inductivo de proyección...

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