Así, de los 19.149 MW instalados en España -a término del ejercicio 2009- 16.225 MW ya han sido certificados, lo que equivale a más de un 84,7% del total de MW instalados.
Si se tiene en cuenta que el sector eólico reclama que unos 865 MW deben ser excluidos de la certificación por problemas específicos, el porcentaje de megavatios certificados es aún superior. Más aún, si se observan los datos del año pasado, se puede ver el enorme esfuerzo que se ha realizado en los últimos 12 meses.
El RD 661/2007 impuso una serie de condiciones para que las instalaciones eólicas se adecuasen con el objetivo de cumplir con el Procedimiento de Operación (P.O. 12.3).
La norma señalaba, a grandes rasgos, los siguientes puntos:
– Los parques eólicos nuevos (aquellos que se han inscrito en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción en Régimen Especial -RAIPRE- de forma definitiva, después del 01/01/2008) que no estén adecuados (demostrable con el consiguiente certificado) para cumplir con el P.O. 12.3, no pueden cobrar la prima por Régimen Especial. En cualquier caso, la no adecuación impide cobrar la prima, aunque los parques pueden conectarse y acceder a la red.
– Los parques con RAIPRE anterior a esa fecha, deberán adaptarse antes del 01/01/2010, siempre y cuando no hayan sido excluidos de esta obligación. Los parques adecuados podrán cobrar el complemento correspondiente durante el período 2008-2013. Ese complemento sería de unos 0,38 céntimos de euro/kWh, independientemente de la opción de venta elegida, revisado anualmente de acuerdo al incremento del IPC.
Previamente, en 2006, un Grupo de Trabajo, formado por propietarios de parques eólicos, fabricantes de aerogeneradores, FACTS, laboratorios y entidades de certificación -con la participación de REE y la invitación a la CNE y al MITyC- que posteriormente fue denominado Comité Técnico de Verificación (CTV), elaboró y aprobó el procedimiento para verificar el cumplimiento de los aerogeneradores, validar modelos de aerogeneradores y parques y, en última instancia, certificar el cumplimiento del Procedimiento de Verificación, Validación y Certificación (PVVC) del P.O. 12.3. Ya como CTV, el Grupo de Trabajo se reúne periódicamente y se ocupa del seguimiento en el cumplimiento del procedimiento.
A lo largo de 2009, el CTV se reunió en cuatro ocasiones (marzo, junio, julio y octubre) para realizar un seguimiento permanente de la situación actual y de la problemática para la adecuación de los parques eólicos existentes a los requisitos previstos por el P.O. 12.3, reuniones que dieron como resultado un informe fechado a 22 de octubre de 2009, elaborado por la Dirección Técnica de AEE en sus funciones de Secretaría Técnica del Comité Técnico de Verificación, y que ha sido la base para solicitar la exclusión de los parques y la extensión de la adecuación.
Una vez elaborado, este documento se destinó a los departamentos correspondientes del MITyC y de la CNE con el fin de conseguir la extensión de los plazos y la exención para algunos tipos, solicitudes realizadas a través de unas cartas que fueron remitidas, a ambas entidades, antes de final del año 2008.
A) Extensión de plazos:
Entre otras peticiones, el CTV reclamó la extensión de los siguientes plazos previstos por el RD 661/2007:
· En el primer apartado de la DT 5ª, ampliar del 1 de Enero de 2010 al 1 de Enero de 2012 para la adecuación de los “parques existentes” antes del 1 de enero de 2008.
· En el tercer apartado de la DT 5ª, ampliar del 1 de Enero de 2009 al 1 de Enero de 2011, la fecha límite para soluciones, tanto de parques como de máquinas.
Por lo que respecta a los parques eólicos con aerogeneradores de la misma tipología, con informe acreditado de verificación del ensayo y potencia con aerogeneradores asimilable a tipo, su certificación plantea diferentes problemas (insuficiente capacidad de fabricación de componentes, condiciones meteorológicas, indisponibilidad de mano de obra para la instalación de los equipos…) que han obligado a solicitar la extensión de los plazos.
Dentro de este grupo es importante indicar el esfuerzo realizado para la puesta a punto de la solución para los aerogeneradores DFIG de primera generación, (fundamentalmente el modelo G-47), sobre la que se ha estado trabajando durante más de cuatro años, consiguiéndose resultados sobre los primeros aerogeneradores con informe de verificación del ensayo, el 28 de abril de 2009.
Para los parques sin aerogenerador asimilable a tipo, por no haber sido verificado, y por las similitudes con los que ya lo han sido, se plantea un problema parecido al anterior, en cuanto a que soportan la extensión solicitada de los plazos previstos por el RD 661/2007, pues además hay que realizar los ensayos pertinentes en el aerogenerador tipo para proceder luego a la certifi cación del conjunto del parque eólico.
B) Exclusión
Adicionalmente, hay unos modelos de aerogeneradores que, por diversas circunstancias, deben ser excluidos del cumplimiento de los requisitos previstos por el PO. 12.3, ya que no existe una solución viable y un consenso general del sector. En conjunto, la potencia total para la que se solicita la exclusión de lo previsto en el P.O. 12.3, es de 923,815 MW, muy inferior a las cifras que se habían manejado anteriormente. Hay tres tipos de situaciones que llevan a solicitar la exclusión:
– El problema importante para los aerogeneradores menores o iguales a 500 kW de potencia unitaria, que no disponen de espacio físico en la turbina y cuyas posibles soluciones para el conjunto del parque (Solución FACTS -Flexible AC Transmission Systems-), tendrán con toda seguridad problemas administrativos y de terreno en la proximidad de la subestación.
– Los problemas derivados de la desaparición de algunos fabricantes y las dificultades para encontrar soluciones para sus aerogeneradores.
– La existencia de una serie de aerogeneradores, denominados diseños especiales, con una limitada presencia en el mercado nacional y/o de fabricantes.
Como indicábamos anteriormente, a lo largo del año 2009, el Comité Técnico de Verificación se ha reunido en cuatro ocasiones. En estos encuentros, se pusieron en común temas como la situación de la certificación de parques eólicos o la aprobación de cambiosen determinadas normas.
De acuerdo con lo que indica el Procedimiento de Verificación, Validación y Certifi cación (PVVC) existen dos posibles vías para la certificación de los parques:
– Proceso particular (también referido como procedimiento particular) en el que se comprueba el cumplimiento por parte del aerogenerador del P.O. 12.3 y por extensión del propio parque eólico.
– Proceso general (también conocido como procedimiento general), en el que se incorpora un sistema de compensación dinámico o FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y que requiere la simulación del parque en su conjunto, una vez realizados los ensayos en la máquina. Para algunas tipologías de aerogeneradores como los asíncronos de jaula de ardilla y asíncronos con inserción de resistencias rotóricas conmutadas, se permite la utilización de modelos simplificados, sin que sea necesaria la realización de ensayos en campo.
Por otro lado, la incorporación del FACTS en la máquina, permite la aplicación del proceso/Procedimiento particular siendo criterio de la entidad certificadora aceptar los informes acreditados correspondientes o requerir la aplicación del Procedimiento general.
Además, desde 2009, los FACTS ya se pueden incorporar directamente en la subestación, lo que supone un avance técnico al no ser necesario colocar uno en cada aerogenerador.
Parques eólicos certificados
En diciembre de 2009, del total de 16.195 MW certificados (591 parques eólicos), 14.942 MW lo fueron por el Procedimiento particular (10.486 MW), de los cuales 1.367 MW incorporaban la solución FACTS. Los restantes 1.253 MW fueron certificados por el Procedimiento general, con solución FACTS: de éstos, 705 MW se certificaron con solución FACTS a nivel del aerogenerador, y 548 MW, a nivel de subestación.
Estos datos son especialmente destacables si se tiene en cuenta que la Asociación Empresarial Eólica esperaba que a finales de 2009, los MW certificados fueran unos 13.000, es decir 3.000 MW menos de los que se han certificado en realidad. Por tanto, quedarían pendientes de certificar unos 2.824 MW (a 01/01/2010), de parques existentes, debido sobre todo al retraso en la puesta a punto y en la fabricación e implantación de soluciones FACTS.
Si todo sigue así, parece muy factible que el 1 de enero de 2011 se tenga toda la potencia eólica adaptada, con la excepción de los aerogeneradores menores o iguales a 500 kW, los de fabricantes desaparecidos y algunos diseños especiales, como indicábamos anteriormente.
Dentro del Comité Técnico de Verificación se ha creado un Grupo de Trabajo específico para definir modelos simplificados, tanto para aerogeneradores de jaula de ardilla, como doblemente alimentados, con el fin de conseguir la validación del modelo de acuerdo con lo previsto en el Procedimiento general evitando, si es posible, el ensayo en campo.
Los parámetros de los modelos han sido incluidos en la nueva versión del Proceso de Verifi cación, Validación y Certificación (PVVC-6). Asimismo, la nueva versión del PVVC-7 incorpora los criterios a aplicar en los parques eólicos singulares, entendidos como tales aquellos que incorporan máquinas experimentales que implican un un cierto grado de desarrollo tecnológico.
Los criterios arriba expuestos se aplican a los parques eólicos conectados en el Sistema Eléctrico Peninsular (SEP), no existiendo hasta la fecha un precedente similar definido para los que se inyectan a los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), por sus características de mayor vulnerabilidad a potenciales caídas bruscas de tensión.
De acuerdo con la información suministrada por el regulador, está en elaboración una norma específica aplicable a estos parques eólicos, que determinará los requisitos a exigir y la forma de verificar su cumplimiento. Mientras esta solución se pone a punto, las primas del Régimen Especial no se verán afectadas, pero en cualquier caso es urgente la identificación de los requisitos necesarios para Canarias, pues una vez resuelto el concurso eólico abierto, se iniciará la construcción de los correspondientes parques.
La nueva normativa que viene: el P.O. 12.2
El crecimiento de la energía eólica en la cobertura de la demanda de electricidad, supone una serie de retos tecnológicos tanto para aerogeneradores como para parques eólicos, en los que el sector ha mostrado siempre un alto nivel de implicación para la búsqueda de las soluciones idóneas al coste más razonable posible.
Hay que tener en cuenta además, que a ello contribuye el crecimiento general de la eólica en el mundo y la necesidad de competir en un mercado globalizado.
En este escenario de aumento de la generación eólica y ante las previsiones de alcanzar 40.000 MW en el año 2020, REE ha elaborado una nueva versión del Procedimiento de Operación 12.2. que, si bien abarca los requisitos técnicos de todas las instalaciones de transporte y producción, pone especial énfasis en la generación de electricidad en Régimen Especial y de forma más concreta en la eólica.
Aunque en el borrador que ha sido enviado a AEE, la fecha prevista para su entrada en vigor es el 1 de enero de 2012, parece difícil que pueda cumplirse antes del 1 de enero de 2013, teniendo en cuenta los retrasos necesarios para la certificación de las diferentes soluciones que deben incorporarse tanto en aerogeneradores como en parques eólicos, para cumplir con los requerimientos de dicho procedimiento, que de forma resumida serían:
-Tiempos mínimos en los que la instalación debe mantenerse conectada a la red en función de las variaciones de tensión/frecuencia, tanto en el régimen permanente como perturbado.
La opinión de AEE en este punto, está ligada a la importancia de fi jar estas variables en función de las capacidades de los aerogeneradores.
-Adicionalmente, se establecen los valores en los que la instalación debe mantenerse conectada en caso de sobretensión, valores que desde AEE se consideran elevados por lo que se ha realizado la conveniente contrapropuesta.
En general una de las problemáticas que plantea la regulación del P.O. 12.2 es que no diferencia entre los requisitos aplicables a los aerogeneradores y los de la instalación en su conjunto, lo que en cierta medida ya sucedía en el P.O. 12.3. Esto hace difícil conocer el grado de cumplimiento, pues en muchos casos las variables eléctricas que “visualiza” la máquina, son diferentes a las del parque y existen multitud de elementos de interconexión que, en última instancia, afectan tanto a los aerogeneradores como a los parques. Por tanto, dentro de los comentarios de AEE, se ha solicitado la separación entre los requisitos que afectan a los aerogeneradores y a los propios parques eólicos.
-En relación con el hueco de tensión se solicita llegar a tensión cero y mantenerse en 0,85 de la tensión nominal.
Con relación a este requisito, se propone llegar a tensión 0,9 pu y alargar el tiempo de respuesta a 3 segundos. Surge en este punto el problema de la certificación, pues se trata de un requisito para la instalación, mientras que sólo es posible evaluarlo a nivel del aerogenerador.
Algunos temas como la inyección/absorción de corriente reactiva son novedosos, incluso internacionalmente, por lo que requieren la puesta a punto de equipos e instalaciones.
Un punto sin lugar a dudas fundamental, por su proyección futura y las implicaciones que puede tener en la posterior operación de las instalaciones, es el control de potencia/frecuencia, para el que se deben establecer rampas de subida y bajada que sean realistas para los parques, así como criterios no más exigentes que los que se aplican a la generación convencional. En este sentido, sería importante abordar la posibilidad de que algunos de estos servicios sean aportados de forma indirecta.
Por lo tanto el P.O. 12.2, que va a ser fundamental para garantizar la integración de los 40.000 MW previstos en el 2020, en las mejores condiciones de seguridad y confi abilidad para el sistema eléctrico, debe incorporar algunos temas sobre los que AEE ha informado puntualmente al Operador del Sistema y que recogemos de forma resumida:
• Separar los requisitos para aerogeneradores e instalaciones.
• Tener en cuenta las ventajas de la utilización de última tecnología, pero también sus límites y los tiempos necesarios para la adecuación de parques e instalaciones.
• Utilizar, en la medida de lo posible, la operación integrada y coordinada que aportan los Centros de Control de Generación.
• Basar el cumplimiento de los requisitos en la autocertificación.
• Tener en cuenta, en el fondo y en la forma, los requisitos de otros países.
• Evitar potenciales conflictos con tecnologías y procedimientos patentados.
