Capítulo 4: Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio
4.1. Caracterización de los agentes
• Generadores de tipo hidráulico, diferenciando los generadores hidráulicos convencionales de los de bombeo.
• Generadores de tipo térmico, de distintos tipos según combustible, carbón, fuel, gas natural o nuclear.
• Generadores de tipo renovable, en concreto se ha simplificado, considerando que toda la producción de éstos viene de parques eólicos. • Generadores de tipo cogeneración, entre los que cuentan los
autoproductores.
La descripción de todos éstos podemos verla en el Anexo A.
En concreto, de hidráulico convencional, se ha contado con los datos de 19 generadores, dado que las centrales hidráulicas realizan sus ofertas al mercado eléctrico de forma agregada según la cuenca hidráulica a la que pertenezcan. Por ello, es imposible conocer el índice de averías que tendrá una central en concreto, determinando de esta manera la máxima fiabilidad que puede aportar al sistema dicho generador. Sin embargo, mediante el estudio probabilístico que se ha desarrollado, las diversas incidencias por averías se tendrán en cuenta.
En cualquier caso, es una buena aproximación la que se realiza al suponer que el índice de averías de una central hidráulica es nulo, ya que dichas centrales tienden a realizar mantenimientos preventivos más exhaustivos con el fin de garantizar una máxima disponibilidad en los momentos críticos del sistema y con ello obtener los altos precios del mercado eléctrico.
El estudio probabilístico que se ha desarrollado ha consistido principalmente en determinar la producción de una determinada cuenca hidráulica en las distintas estaciones del año, dado que se ha realizado una separación del año en distintos períodos para evaluar una mejor adecuación de la producción real a dicho período.
Para ello, ha sido necesario dividir el conjunto de los datos de producciones según las distintas estaciones del año. Para cada período estacional de cada año, se han determinado las horas punta del sistema. La manera de obtenerlas ha consistido en una ordenación de las horas de dicho período según la demanda total del sistema incluyendo bombeos. Del tercio de horas con mayor demanda se obtienen las horas de punta del sistema.
A partir de dichas horas se ha obtenido las realizaciones prácticas que realizó cada cuenca hidráulica en dichas horas. Por último se ha determinado la distribución
de probabilidad que rige la producción de cada cuenca hidráulica en los períodos de punta del sistema según la estación del año en que nos encontremos.
Queda una duda respecto a la adecuación de esta distribución de probabilidad a la producción real del sistema, no sólo por las diferencias provocadas por los ciclos hidráulicos distintos según el año, sino porque para obtener dicha distribución de probabilidad se han tenido en cuenta la producción durante un número elevado de horas, mientras que las opciones de fiabilidad sólo se activarán en los momentos críticos del sistema, lo que supone pocas horas al año.
Por ello, se analizó la bondad del ajuste a los datos reales. La distribución de probabilidad obtenida se había desarrollado a partir de los datos históricos de los años comprendidos entre 1998 y 2003, mientras que el modelo se aplica en 2004, donde se cuenta con los datos reales de producciones de dichas cuencas en los momentos críticos. Así pues, se obtuvieron las producciones de cada cuenca hidráulica en las 100 horas de mayor demanda en el 2004, obteniéndose un ajuste con respecto a la distribución de probabilidad desarrollada de más del 85 % en todos los casos, sin embargo si sólo se tienen en cuenta las 20 horas de mayor demanda, el ajuste es del 75 % y para el caso de las 4 horas de mayor demanda, la bondad del ajuste alcanza poco más del 60%. Sin embargo, ante una distribución de probabilidad obtenida con las producciones de cada cuenca durante los años entre el 1998 y el 2003 en las 4 horas de más precio, la bondad del ajuste es mucho menor (en torno al 45 %), esto es debido al menor número de datos con que se cuenta y a que variaciones en la producción real respecto a la realizada durante años anteriores produce grandes errores en su predicción; si se toma la producción realizada por cada cuenca hidráulica durante las 100 horas de mayor demanda, podemos obtener un ajuste que varía entre el 90 % y el 75 %. Ante estas variaciones, se ha optado por seguir con la distribución de probabilidad que representa la producción de las cuencas hidráulicas durante las horas punta de todo el período en los años anteriores.
La distribución de probabilidad que se ha seguido para las producciones de las cuencas hidráulicas convencionales ha sido una distribución normal, por ser ésta la distribución de probabilidad que más se da en la naturaleza.
En el caso de las centrales de producción hidráulica con bombeo, se ha desarrollado el mismo procedimiento. Al igual que en el caso anterior, se ha contado con el histórico de producciones de cada central durante el año, pero no así con el índice de fiabilidad de dichas centrales. Por tanto, dicho índice se supondrá incorporado en las distribuciones de probabilidad que representan las producciones de cada central según la estación del año de que se trate.
En total se han considerado ocho centrales de generación con bombeo, cuyos parámetros vienen indicados en el Anexo A.
En el caso de las centrales térmicas, se ha desarrollado su comportamiento según su potencia máxima y su fiabilidad asociada, donde ésta se entiende como la inversa del índice de averías de la central, dato que maneja el Operador del Sistema (REE) y que determina anualmente para cada central en forma de tasa de fallos/año, obteniendo de ésta tasa la indisponibilidad anual por avería. Dicho parámetro lo
determina el Operador del Sistema anualmente según las realizaciones prácticas de las centrales, por tanto, se ha obtenido la distribución de probabilidad de la tasa de fallos por año de la central o lo que es lo mismo de la indisponibilidad por averías. La distribución de probabilidad usada ha sido una Normal cuya media es la media de la muestra de datos que se tiene y cuya desviación típica es la desviación típica de la muestra de datos sobre la que se trabaja.
Sólo se han tenido en cuenta aquellas centrales térmicas que estarán disponibles en el 2004, así como la potencia nominal que declaró cada central en dicho año. En concreto, se han tenido en cuenta 22 centrales térmicas cuyo carbón usado consiste en hulla y antracita, 4 cuyo carbón es importado, 6 de lignito negro y 5 de lignito pardo. De las centrales de fuel/gas se han tenido en cuenta 20 centrales y 19 de ciclo combinado. El total de nucleares tenido en cuenta es de 9. La descripción de cada una de ellas se encuentra en el Anexo A.
Respecto a la cogeneración se había acordado realizar una aproximación similar a la realizada con las centrales térmicas, sin embargo la falta de datos ha incentivado que se haya realizado una aproximación similar al caso de las cuencas hidráulicas, sólo que en este caso, para determinar la potencia disponible de dicho generador en los momentos críticos del sistema, no se ha hecho separación de producciones por estaciones, dado que se supone que la producción eléctrica es bastante estable a lo largo del año y por tanto el único efecto que observaremos en la base de datos será el de las indisponibilidades por avería.
En el caso de los parques eólicos, n o se cuentan con datos cuyo histórico sea representativo, a parte que los ingresos de la producción eólica normalmente han estado sujetos a una tarifa eléctrica para el régimen especial, mientras que en la base de datos con que se cuenta se tiene la producción por agentes del mercado.
Por tanto, es necesario estimar la producción eólica. Dado que la velocidad del viento se distribuye según una Weibull, ésta es la distribución de probabilidad que se ha usado para modelar la producción en los momentos críticos. La determinación de los parámetros de dicha distribución se ha realizado según la siguiente gráfica.
En esta gráfica vemos que distribución de la potencia eólica en los períodos de demanda tiene una media durante el 2004 de aproximadamente el 3.8 % de la demanda y cuyos valores oscilan entre el 0% y el 8 % aproximadamente.
La demanda que se ha tenido en cuenta se ha obtenido de la demanda real que hubo en el período 2004, si bien cada agente debería realizar una estimación de la demanda que habrá y del precio del mercado que se obtenga para abastecer dicha demanda con el fin de determinar el número de horas y el precio del mercado que dejarán de percibir por comprometer su capacidad en las opciones de fiabilidad resultantes del mercado de capacidad propuesto. En este caso, para ambos parámetros, tanto las mayores demandas del año como los precios que se obtienen del mercado para dichas demandas se determinado según una distribución normal cuyos parámetros se determinan de la muestra con la que se ha trabajado.