Ciencia España , Valladolid, Martes, 18 de mayo de 2004 a las 13:32

Dos parques eólicos de Castilla y León participan en un proyecto pionero sobre programación de la producción

Las empresas del sector se preparan para la normativa legal que les obliga a ordenar su aprovechamiento a partir de 2005

Beatriz G. Amandi/DICYT Los parques eólicos de Páramo de Poza, en Burgos, y Villacastín, en Segovia forman parte, desde el pasado 14 de abril, de un proyecto auspiciado por la Plataforma Empresarial Eólica (PEE) que pretende analizar la efectividad real de las herramientas de predicción eólica existentes en la actualidad. Las empresas que explotan este tipo de energía deben adaptar sus modelos de trabajo al Real Decreto que las obliga, a partir del 1 de enero de 2005, a programar su produción de energía, algo complicado en un sector donde el recurso que genera la energía, el viento, está sujeto a condiciones muy cambiantes.

Dicho proyecto se llevará a cabo a través de un ejercicio de programación de la producción eólica que cuenta con una inversión de 250.000 euros y con la participación de seis empresas modelizadoras (propietarias de los modelos estadísticos y físicos de predicción del viento y de las claves para programar la electricidad), y de otros cinco parques eólicos de toda España además de los ya mencionados.

La PEE, asociación que aglutina mayoritariamente a los agentes del sector eólico español, espera obtener los primeros resultados en un plazo de seis meses, y con ellos se tratará de hacer frente a un nuevo Real Decreto que obliga a estas empresas a programar su producción desde el 1 de enero de 2005 en adelante.

Es la primera vez en todo el mundo que el propio sector eólico impulsa, coordina y ejecuta un ejercicio de programación, y también es la primera vez que varias empresas modelizadoras se someten a la comparación directa de sus modelos. Con anterioridad, han sido los operadores de los sistemas eléctricos los que han impulsado este tipo de ejercicios y siempre probando un único modelo de predicción. En el ejercicio de PEE, además, colabora el Operador del Mercado de la Electricidad (OMEL).

Dificultades para medir el viento

Los problemas surgen porque el elemento que genera la energía eólica, el viento, tiene un componente aleatorio muy alto. Esto implica que con los sistemas eólicos no se puede escoger ni el momento en que se debe producir electricidad ni la cantidad que se va a producir, puesto que ambas cosas dependen de la existencia y de la intensidad del viento respectivamente. Esta dependencia del recurso eólico tiene dos importantes efectos: uno sobre el sistema eléctrico y otro sobre la posibilidad de ofertar en el mercado mayorista de la electricidad.

En el caso del sistema eléctrico la dependencia está vinculada a que debe ajustar la producción eléctrica a la demanda, porque la electricidad no puede almacenarse. La energía eólica, al incorporar ese componente aleatorio, obliga al operador del sistema a mantener en espera a otras instalaciones de producción eléctrica, normalmente operando bajo mínimos, para suplir una eventual caída de la producción de los molinos y evitar alteraciones de suministro o posibles apagones.

De este modo, a medida que la energía eólica aumenta su presencia en el parque de generación del sistema eléctrico (en España, con 6.000 megawatios instalados, ya representa aproximadamente el 10%), se incrementan las dificultades y los costes de gestión de dicho sistema. Para evitarlo, el único modo es informar al operador de las variaciones que va a sufrir la generación eólica con suficiente antelación como para que éste pueda prevenirse.

La dificultad de gestión del sistema eléctrico provocada por la energía eólica tiene una importancia capital, al haber creado una reticencia cierta del operador del sistema a conceder a los parques eólicos puntos de conexión a las redes eléctricas, ya que, por ley, está obligado a admitir toda la electricidad generada con fuentes de energía renovable. Este es uno de los principales obstáculos para el desarrollo de la generación eólica que la predicción y la consecuente programación de la producción pueden subsanar.

En cuanto al mercado mayorista, OMEL, el productor eólico y su distribuidor necesitan saber cuánto se va a producir para realizar una oferta realista, puesto que, en caso de errar en la oferta por exceso o por defecto, otros operadores deben reducir o incrementar su producción para subsanar el error, generándose perjuicios económicos.

El nuevo marco legal, que se pone en marcha en el año 2005, hace obligatoria la programación de la producción de electricidad de los parques eólicos con más de 10 megawatios de potencia instalada, con la finalidad de aminorar los sobrecostes por desvíos.

Así, para el desarrollo del proyecto se han escogido siete parques eólicos representativos de los que hay en todo el territorio, tanto por el tipo de maquinaria que utilizan como por el terreno en que se encuentran. Estos son el Páramo de Poza y Villacastín, en Castilla y León; uno en Galicia (Pena da Loba); el aragonés de El Pilar; la Muela en Castilla La Mancha; uno en Andalucía (Buenavista) y uno el canario del IDAE.

Respecto a los modelos, se han escogido seis, que han aceptado someter sus modelos de predicción al ejercicio y que pueden sufrir penalizaciones si sus errores superan un determinado valor durante un mínimo de horas anuales. Son Meteológica, Meteotemp, CENER, Casandra, Garrad & Hassan e Iset.

El experimento, según fuentes de PEE, ha despertado expectación a nivel internacional, y pronto se realizarán ejercicios de programación similares en Francia, Alemania, Reino Unido y los Países Bajos, dentro de la iniciativa europea Intelligent Energy. Todos ellos contarán con la colaboración de los respectivos operadores de los mercados eléctricos y también serán desarrollados por PEE.


 

Apoyos oficiales

Partners

  • Ministerio de Economía y Competitividad Red de Unidades de Cultura Científica
  • Fundación Universidades y Enseñanzas Superiores de Castilla y León Espacio Iberoamericano del Conocimiento Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo Fundación 3CIN
  • Universidad de Salamanca Nucleus - Plataforma de Apoyo a la Investigación - Universidad de Salamanca Instituto de Estudios de Ciencia y Tecnología
  • Este proyecto ha sido cofinanciado por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, dentro del Plan Nacional de Investigación Científica, Desarrollo e Innovación Tecnológica 2008-2011. Referencia: TSI-090100-2011-36

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Los modelos de predicción

Los modelos de predicción aplican complejos cálculos estadísticos y físicos a los datos climáticos como la velocidad y dirección del viento, temperatura, presión o humedad, recogidos a escala global por organismos como el Instituto Nacional de Meteorología. Llevan varios años aplicándose en la navegación aérea y marítima, pero han empezado a utilizarse tímidamente en el sector eólico de manera muy reciente.

Su aplicación en la predicción eólica exige un grado de detalle no alcanzado anteriormente, puesto que la cantidad de electricidad que produce un aerogenerador es equivalente a la velocidad del viento elevada al cubo, y un pequeño cambio de la intensidad eólica se traduce en una enorme variación de la energía producida.

Para aplicar los modelos a un parque concreto hay que cruzar los datos climáticos recogidos globalmente con los datos históricos de cada parque, que tienen en cuenta la orografía particular del terrero en que se levanta y el efecto que tiene en la incidencia del viento, especialmente en terrenos montañosos.

 

Las predicciones de viento se combinan con los datos de potencia del parque, que afectan al tipo de aerogeneradores, disponibilidad de máquinas, registros de energía producida, curvas de potencia y empuje, para obtener prediciones de la producción eléctrica del parque, habitualmente con una antelación de 24 a 48 horas.