Sergio de Otto
Director de Relaciones Externas
Asociación Empresarial Eólica Ávila, 10 de noviembre de 2010
El coche eléctrico
y la energía eólica:
INDICE
1.
El proyecto REVE
2.
La energía eólica fundamental en el abastecimiento eléctrico.
3.
El crecimiento de la generación eólica y los riesgos de recortes.
4.
Los vehículos eléctricos enchufables y la energía eólica
5.
Nuevo paradigma para el sistema eléctrico: smartgrids
6.
Los vehículos eléctricos en la gestión de la demanda
7.
Conclusiones
EL PROYECTO REVE
• El proyecto REVE (Regulación Eólica con Vehículos Eléctricos) ha sido financiado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio dentro del Plan Nacional de Investigación 2008-2011 y coordinado por la Asociación Empresarial Eólica
• El REVE fue un proyecto pionero (año 2008) para la evaluación de uso del coches eléctrico en la regulación de la eólica, sobre todo, en periodos nocturnos.
• Justificación:
– El uso a gran escala de vehículos eléctricos puede tener un impacto
significativo en distintas áreas socio-económicas
• Mejora de la regulación de la electricidad de origen eólico en periodos de baja carga
• Adicionalmente:
• Reducción de emisiones de CO2 y NOX, sobre todo en ámbitos urbanos. • Alternativa industrial para el sector automovilístico.
• Reducción de la dependencia energética en el transporte y mayor utilización de los recursos endógenos.
• Objetivo general:
– Análisis técnico y económico para el desarrollo de una infraestructura
EL PROYECTO REVE
Participantes:
-
CENER
-
CIRCE
-
IREC
-
ENDESA NETWORK FACTORY
Coordina:
-
Asociación Empresarial Eólica
La energía eólica, fundamental en el
abastecimiento eléctrico
839 1.585 2.198 3.389 4.879 6.206 8.504 10.028 11.586 15.104 16.689 19.149 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
MW
AÑOS ANUAL ACUMULADA Fuente: AEEEL CRECIMIENTO DE LA POTENCIA EOLICA HA SIDO CONTINUO
Y ESTABLE DESDE MEDIADOS DE LOS AÑOS 90
LOS CAMBIOS REGULATORIOS PROPICIAN CRECIMIENTOS
ELEVADOS: 2004, 2007 Y 2009
287 692 950 1.165 1.497 1.143 2.291 1.551 1.575 3.518 1.585 2.459 0,0% 20,0% 40,0% 60,0% 80,0% 100,0% 120,0% 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 M W Incremento anual (MW) TASA DE VARIACIÓN % F u e n te : A E ECASTILLA Y LEÓN: 1ª comunidad en a potencia eólica instalada
9 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 M W en 2009 En 2008 En 2007 En 2006 En 2005 En 2004 Total a 01/01/2004 Fuente: AEEUN CRECIMIENTO SOSTENIDO QUE HA SUPUESTOS ALCANZAR
UNA COBERTURA DEL 14,3% DE LA DEMANDA EN EL AÑO 2009
PRODUCCION POR TECNOLOGIAS 2008-2009 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA CICLO COMBINADO FUEL+GAS CARBÓN HIDRÁULICA NUCLEAR GWh 4,0% 6,0% 8,0% 10,0% 12,0% 14,0% 16,0% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 5,2% 6,7% 8,3% 8,9% 10,2% 11,5% 14,4%
Fuente: Elaboración AEE
Evolución de la cobertura de la demanda de energía eléctrica con eólica. 2003 - 2008
Evolución de la cobertura de la demanda con eólica
PRIMER SEMESTRE DE 2010, LA EÓLICA HA CUBIERTO UN 17%
HIDRÁULICA 19,44% NUCLEAR 22,60% CARBÓN 5,59% FUEL+GAS 0,66% CICLO COMBINADO 22,72% EÓLICA 17,12% RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) 18,85% CONSUMOS EN BOMBEO -2,03% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -2,69%•
La energía eólica ha alcanzado un alto grado de integración en red con una
punta de cobertura de la demanda del 54,1 %.
CON PICOS DE COBERTURA IMPENSABLES HACE UNOS AÑOS
Noviembre y Diciembre 2009: 2ª tecnología en el mes
30 /12 /09
Récord de cobertura con un 54,1 % a las 03h50 Récord de generación eólica simultánea.
LA INDUSTRIA EÓLICA NACIONAL CUBRE TODA LA CADENA DE
SUMINISTRO
• Importante presencia de tecnología nacional (GAMESA, Acciona Wind Power, Alstom Wind)
• Amplio tejido industrial: fabricantes de componentes, ingenierías, consultorías, servicios…
• Los tecnólogos extranjeros también fabrican en España. Plataforma para la exportación
GAMESA 54%
VESTAS 16% ACCIONA WIND POWER
8% ALSTOM-ECOTÈCNIA 7% GE 6% SIEMENS 4% ENERCON 3% SUZLON 1% NORDEX 1% DESA 0% LAGERWEY 0% KENETECH 0% M TORRES 0% REPOWER 0% OTROS 0% Potencia acumulada a 31/12/2009 (MW) Fuente: AEE 13
PERO NO SE HAN CUMPLIDO LOS OBJETIVOS DE GENERACIÓN
1.354 2.694 4.689 6.931 9.257 11.720 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 36.188 Objetivo PER 2005-2010: 45.511 GWh 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Objetivo PER 2010 G W hEVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ANUAL POR TECNOLOGÍAS
0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000 100.000HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CICLO COMBINADO EÓLICA RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) G W h 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Fuente: REE y elaboración AEE
HIDRÁULICA 9,50% NUCLEAR 20,97% CARBÓN 13,46% FUEL+GAS 0,86% CICLO COMBINADO 31,17% EÓLICA 14,39% RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
17,23% CONSUMOS EN BOMBEO -1,71% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -3,23%
Fuente: REE y elaboración AEE
¿QUIÉN SERÁ RÉGIMEN ESPECIAL Y QUIÉN ORDINARIO?
2008 2009 HIDRÁULICA 8,52% NUCLEAR 23,44% CARBÓN 18,40% FUEL+GAS 0,94% CICLO COMBINADO 36,26% EÓLICA 12,38% RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
13,94% CONSUMOS EN BOMBEO -1,49% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -4,39%
LA EÓLICA YA ES LA TECNOLOGÍA QUE MÁS CRECE EN EUROPA
Global Wind Power Forecast
0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000 120,000 140,000 160,000 180,000Europe USA Asia Rest of World
2009 (160,084 MW) 2014 (447,689 MW)
Source: BTM Consult ApS - March 2010
Cumulative MW by end of 2009 & Forecast 2014
EN LÍNEA CON LAS PREVISIONES DE LA AIE
Fuente: Agencia Internacional de la Energía (AIE)
LA EÓLICA ES LA TECNOLOGÍA QUE
MÁS CRECERÁ
HASTA 2030 PARA
CUMPLIR CON EL ESCENARIO DE REDUCCION DE EMISIONES
GAS Y RENOVABLES CUBRIRÁN EL INCREMENTO DE LA DEMANDA
NUCLEAR ; EL CARBÓN SE MANTIENE Y LOS PRODUCTOS
PETROLÍFEROS DISMINUYEN
Fuente: PANER 2011-2020
21
El crecimiento futuro de la energía
eólica y los riesgos de recortes
ALCANZAR UN 41% DE LA COBERTURA DE DEMANDA CON EÓLICA (130 – 140 TWh/AÑO)
RETO INTEGRAR LA GENERACION EOLICA NECESARIA PARA
CUMPLIR CON LOS OBJETIVOS DEL 20/20/20.
MAXIMA SIMULTANEIDAD:70%.
23 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000 50.000 55.000 60.000 65.000 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 Off-shore Repotenciación Potencia eólica +50.000 MW en tierra (30.000 repotenciación) +10.000 MW en mar +40.000 MW en tierra (7.000 repotenciación) +5.000 MW en marIMPORTANTE PRODUCCION EN HORAS VALLE EXCEPTO EN
NOVIEMBRE Y DICIEMBRE.
10,0% 15,0% 20,0% 25,0% 30,0% 35,0% 40,0% 45,0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 F C e ó li c a ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE Horas Curvas mensuales (2009) de la evolución del factor de carga dela energía eólica, AEE
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 F C
Perfil horario de producción eólica
2007 2008 2009
Horas Fuente: Elaboración AEE
Empeoramiento de la curva de generación eólica
LA EVOLUCION DE LA DEMANDA ES CRÍTICA PARA CONOCER LA
ELECTRICIDAD DE ORIGEN RENOVABLE INTEGRABLE EN EL SISTEMA
El año 2009 ha sido marcado por la crisis económica que ha supuesto una caída de la demanda de electricidad de un 4,6 % respecto al año 2008
25 Fuente: REE
LOS PERIODOS CRITICOS SON LOS VALLES DE DEMANDA
Valle nocturno en Verano ~ 22000 MW
• La generación convencional tiene algunos limites de regulación, como la nuclear o deben permanecer activas por las necesidades del sistema.
• La suma de los mínimos de producción nocturnos de cada una de estas tecnologías llega a casi 12.000 MW
• El valle nocturno muestra cierta rigidez a aumentar por la caída de la actividad industrial.
RETO:
Aplanamiento de la curva de carga = aumento de la eficiencia general del sistema
CON EL INCREMENTO DE POTENCIA, SE PUEDE LLEGAR A
SIUTACIONES DE RECORTES RECURENTES.
27
De acuerdo con el estudio de penetración del régimen especial de REE, ya en el año 2014 se corre el riesgo de perder entre un 3% y un 10% de la producción
de los Parques Eólicos.
...
WIND FARM Telem ando VSAT...
WIND FARM...
WIND FARM HUB CECRE Punto a Punto Control Center ADSL Dedicated lineRAZONES DE LOS RECORTES
• Sobre cargas en la red.
• Riesgos de pérdidas de generación por problemas de inestabilidad transitoria.
• Limitada potencia de cortocircuito que podría afectar a las protecciones
CECRE
LO CUAL SE FACILITA POR LA OPERACION COORDINADA DEL
SISTEMA, CASO UNICO EN EL MUNDO
LOS RIESGOS DE RECORTES SE INCEMENTAN POR DESVÍOS
DE LOS PROGRAMAS DE PRODUCCIÓN
29 Fuente: REE
Ejemplo (1/1/2010) integración de alta producción eólica en valles de demanda Demanda baja (valle anual) + elevada producción eólica prevista (~ 11.000 MW) Duración de la
interrupción: 17 horas Cuantía: ~ 43.000 MWh
1 de enero de 2010
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 -5000 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 RE Solar RE Eolico RE Hidro RE termico RO hidro RO Fuel-Gas RO Generación bombeo RO cogeneración RO CC Gas RO CarbonRO Nuclear Saldo intercambios internacionales RE Eolico
Fuente: REE
Nota: Saldo de intercambios internacionales es negativo porque es exportador
MWh MWh 1 de enero de 2010 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Importación Exportación RE Eolico 1 de enero de 2010 MWh La importación ascendía en el momento de las ordenes de reducción
en torno a los 1.600 MWh
Los vehículos eléctricos
LOS VEHICULOS ELECTRICOS UNA FORMA IDONEA DE
GESTION DE LA CURVA DE CARGA ANTE LAS LIMITACIONES
EL OPERADOR DEL SISTEMA ES
CONSCIENTE
DE LAS NECESIDADES
DE CARGAS FLEXIBLES COMO EL VEHICULO ELECTRICO
ENCHUFABLE
33 Fuente: REE
GESTION INTELIGENTE DE LA NUEVA DEMANDA INDUCIDA POR
LOS COCHES ELECTRICOS
ALMACENAMIENTO UNIFORME DURANTE LA NOCHE ALMACENAMIENTO CONTROLADO EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA EN DIFERENTES HORAS VALLE
Resulta por lo tanto fundamental, para la operación óptima del sistema y la determinación de la
infraestructura necesaria:
LOS MODOS DE CARGA DEPENDEN DE LOS HABITOS DE LOS
CONDUCTORES PERO TAMBIÉN AFECTARA A LAS
NECESIDADES DE RED
35 Fuente: REE
ESTIMACIONES DE LOS RECORTES A 2020
BASE 2020 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 G WNuclear On-shore Off-shore Biomasa + RSU Cogeneración Carbón Termoeléctrica Fotovoltaica Ciclo combinado Hidráulica VE 2020 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 G W
• Generación eléctrica horaria
– El consumo de los vehículos eléctricos se concentra durante la noche
– Durante el día, la energía solar coexiste con la eólica
Sin vehículo eléctrico Con vehículo eléctrico
INPUTS DE LA MODELIZACIÓN REVE
37 Capacidad prevista (MW) 2009 2012 2016 2020 Eólica on-shore 17.000 22.000 29.000 40.000 Eólica off-shore - - 1.000 5.000 Hidráulica 16.700 17.600 19.600 21.400 Minihidráulica 2.000 2.100 2.500 3.000 Fotovoltaica 3.000 4.500 6.500 8.500 Solar termoeléctrica 800 2.000 4.500 7.000 Cogeneración 7.100 7.400 8.000 8.500 RSU y biomasa 1.500 3.100 3.700 4.200• Previsiones de potencia instalada por tecnología
Modelo Español 2012 2016 2020
Demanda en b.c. (TWh) 286,5 310,1 335,7
Vehículos eléctricos (millones uds) 0,4 1,0 3,0 Demanda de los VE. (TWh/año) 1,10 2,74 8,21 Aumento de la demanda peninsular de electricidad 0,4% 0,9% 2,4%
RESULTADOS DE LA MODELIZACIÓN
39
• Efecto de los VE en la desconexión de parques eólicos
– Previsiones de pérdidas de energía eólica durante la noche (mínimo técnico 12.000 MW):
• 2020 escenario BASE
– 1,60% de la producción anual, 96 M€/año (0,06 €/kWh)
• 2020 escenario VE:
– 0,55% de la producción anual, 34 M€/año (0,06 €/kWh) – Previsiones de pérdidas de energía eólica durante el día
(mínimo técnico 12.000 MW):
• 2020 escenario BASE
– 0,95% de la producción anual, 57 M€/año (0,06 €/kWh)
• 2020 escenario VE
– 0,28% de la producción anual, 17 M€/año (0,06 €/kWh)
RESULTADOS EN LINEA CON LAS PRIMERAS ESTIMACIONES DE REE
NUEVO PARADIGMA PARA LA
GESTIÓN DEL SISTEMA
ELECTRICO:
EVOLUCIÓN DE LAS REDES ELECTRICAS: ALGUNAS IDEAS
• El
modelo
de
generación
puede
ir
dejando
paso
progresivamente a la generación distribuida.
• Consecuencias: un sistema de generación más flexible y con
menores pérdidas.
• Para
garantizar
la
eficiencia
y
la
operatividad,
es
imprescindible
el
desarrollo
de
infraestructuras
de
comunicación que permiten la coordinación entre las diferentes
fuentes de generación.
• La introducción de V.E. como cargas flexibles también debe ser
tomada en cuenta en estos mecanismos de comunicación.
MT
BT Microrred con generación / almacenamiento AT MT Nudo CT Nudo S.E. RED AT Centro de control AT Microrred parking iSocket VE iSocket VE iSocket VE
Esquema de jerarquías de control en una red con varias microrredes interconectadas.
Permite adaptar de forma sencilla la necesidad de carga a la disponibilidad de la red.
El parking se comunica hacia un nivel superior con el CT para establecer las condiciones de recarga límite.
A su vez, el CT se comunicará con la SET y
centro de control correspondiente y
gestionará distintos CT con las microrredes que incorporen.
RED CON
SERVICIOS V2G
Control de tensión en los nudos.
La red de distribución podría aprovechar los VE conectados en BT para, mediante la gestión de los
mismos, obtener un control de tensión en los distintos nudos de la red.
Almacenamiento.
Con la conexión masiva de VE a la red, se obtiene un importante sistema de almacenamiento distribuido capaz de aprovechar el excedente de generación renovable en las horas valle.
Apoyo a la red en picos de demanda.
Con la energía almacenada en el parque de VE, se podría apoyar a la red eléctrica en momentos de picos de demanda.
Venta de energía. Los propietarios de VE conectados a la red, podrían convertirse en agente vendedor de la energía almacenada en sus VE.
Posibilidades V2G Futuro
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Introducción
Un nuevo paradigma para el sistema eléctrico:
Smart Grids
.
Los objetivos de
reducción de emisiones
y
de integración de energías
renovables
en el mix de generación, ha convertido la evolución de la red
eléctrica hacia las
Smart Grids
en la verdadera
piedra angular
del proceso de
transición hacia la denominada
low-carbon economy
. Esta evolución, va más
allá de la implementación de mecanismos de gestión de la demanda,
conllevando también la aparición de nuevos servicios a proporcionar por
parte de los clientes de la red.
La gran difusión de la generación y de la acumulación, ya sea exclusiva o a través de vehículos eléctricos, conlleva que la figura del consumidor evolucione hacia la figura del
La gran difusión de la generación y de la acumulación, ya sea exclusiva o a través de vehículos eléctricos, conlleva que la figura del consumidor evolucione hacia la figura del
LOS VEHICULOS ELECTRICOS EN LA
GESTION DE LA DEMANDA
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Introducción
Mediante el modelo conceptual de
Smart Gridpropuesto por el EPRI, se definen distintos dominios así como las interfaces que permiten la
comunicación entre ellos con tal de poder analizar de forma íntegra las diferentes casuísticas que se pueden dar en estos sistemas.
Actores: Dispositivos,
sistemas informáticos y/o las organizaciones propietarias de ellos.
Interfaces: Conexiones
eléctricas y
comunicaciones ente los distintos agentes que componen los dominios
Dominios: conjuntos de
actores con objetivos comunes que comparten similitudes en el ámbito
Aplicaciones:
actividades desarrolladas por uno o más actores dentro de los dominios.
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Escenarios
Penetration rate electrical
C/P: INTRODUCCIÓN DE MECANISMOS DE
GESTIÓN ACTIVA DE LA DEMANDA INDIVIDUAL DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO
M/P: PARTICIPACIÓN UNIDIRECCIONAL DEL
VEHICULO ELÉCTRICO EN LOS MERCADOS DE OPERACIÓN A TRAVÉS DE UN AGREGADOR
L/P: PARTICIPACIÓN BIDIRECCIONAL DEL
VEHICULO ELÉCTRICO EN LOS MERCADOS DE OPERACIÓN A TRAVÉS DE UN AGREGADOR
SITUACIÓN ACTUAL: RECARGA NO
CONTROLADA
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Corto plazo
Agente Dominio Aplicaciones
Cliente de VE Customer Como usuario de VE requiere la conexión de su vehículo para la recarga de las baterías. Compañía comercializadora Service Provider Responsable de adquirir la energía para su posterior venta a los consumidores. Gestor de cargas Service
Provider
Consumidores que están habilitados para la reventa de energía eléctrica para servicios de recarga energética. Compañía distribuidora Distribution Es el responsable de la operación y el mantenimiento de la
Corto Plazo: INTRODUCCIÓN DE MECANISMOS
DE GESTIÓN ACTIVA DE LA DEMANDA INDIVIDUAL DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Medio plazo
Agente Dominio AplicacionesCliente de VE Customer IDEM C/P Agregador Service Provider Realiza la intermediación entre los usuarios de VE y el operador de la red,
permitiendo la participación activa de la demanda en los diferentes mercados de operación del sistema. Operador
de la red
Operations Es el responsable final de garantizar la estabilidad de la red. Gestiona
técnicamente los diferentes mercados de operación de la red en los que la
demanda de VE puede participar a través del agregador.
Operador del
mercado
Markets Es el responsable de la gestión económica de todos los mercados celebrados en el sistema eléctrico
Medio Plazo: PARTICIPACIÓN UNIDIRECCIONAL
DEL VEHICULO ELÉCTRICO EN LOS
MERCADOS DE OPERACIÓN A TRAVÉS DE UN AGREGADOR
ESTUDIO PRELIMINAR DE IMPLANTACIÓN DE LA GdD PARA VE
Largo plazo
Agente Dominio AplicacionesCliente de VE Customer IDEM C/P Agregador Service Provider Realiza la intermediación entre los usuarios de VE y el operador de la red,
permitiendo la participación bidireccional de los VEs en los diferentes mercados de operación del sistema. Operador
de la red
Operations Es el responsable final de garantizar la estabilidad de la red. Gestiona
técnicamente los diferentes mercados de operación de la red en los VEs pueden participar a través del agregador.
Operador del
Markets Es el responsable de la gestión económica de todos
Largo Plazo: PARTICIPACIÓN BIDIRECCIONAL
DEL VEHICULO ELÉCTRICO EN LOS
MERCADOS DE OPERACIÓN A TRAVÉS DE UN AGREGADOR
Se contempla a nivel regulatorio para
agregaciones de generadores con más de 10 MW (Art. 33 RD 661/2007)
Se requiere el desarrollo de sistemas de comunicación:
•Recursos altamente distribuidos •Recursos móviles
•Gestión discreta/contínua
Retos técnicos para las redes: •Control de tensión
SEÑALES DE PRECIOS PARA GESTIONAR LA DEMANDA
51
Ejemplo de 4 mecanismos indirectos de gestión de la demanda. Fuente: Proyecto REVE / IREC
LA TARIFA DE ACCESO
INTRODUCE UNA CIERTA RIGIDEZ
EN LA TUR
Costes Fijos
Costes Energía
Costes fijos del sistema español previstos para 2010* (Millones de €)
Redes 6.409 Régimen Especial 5.888 Compensación extra peninsular 920 Anualidades déficit 1.881 Resto 951
•
Un agregador es responsable de la gestión de la integración de un
cierto numero de VEs:
– En los mercados de ajuste
– En los mecanismos individuales (TOU, CPP, DRP, etc.)
Esto implica la necesidad de concentrar un nivel de carga
suficiente
GESTIÓN A TRAVES DE UN AGREGADOR
53
AGREGADOR ACTOR DEL MERCADO ELECTRICO