Las energías renovables cubrieron el 42,4% de la demanda. La eólica ha sido, por primera vez, la tecnología que más ha contribuido a la cobertura de la demanda, un 21,1%. La demanda peninsular de energía eléctrica durante el 2013, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y las temperaturas, ha descendido un 2,1%, lo que supone su tercera caída anual consecutiva. La demanda bruta fue de 246.166 GWh, un 2,3% inferior a la del 2012. Red Eléctrica publica estos datos en el Avance del informe del sistema eléctrico español del 2013 que adelanta el resultado anual del comportamiento del sistema eléctrico. El 23 de enero fue el día en el que se consumió más energía eléctrica alcanzando los 808 GWh. Además, el 27 de febrero se registró el valor máximo de demanda instantánea con 40.277 MW a las 20.42 horas y de demanda media horaria con 39.963 MWh, entre las 20.00 y 21.00 horas. Máxima aportación de las energías renovables Las energías renovables, favorecidas este año por la elevada hidraulicidad de los primeros meses del año, han cubierto el 42,4% de la demanda eléctrica del 2013, 10,5 puntos más que el año anterior. La eólica ha sido, por primera vez, la tecnología que más ha contribuido a la cobertura de la demanda eléctrica anual con una cuota del 21,1%, 3 puntos más que en el 2012, situándose al mismo nivel que la nuclear que ha tenido una aportación del 21%. La hidráulica ha desempeñado también un papel destacado este año duplicando su contribución a la cobertura de la demanda con el 14,4%. El producible hidráulico alcanzó 32.205 GWh, un 16% superior al valor medio histórico y 2,5 veces mayor que el registrado en el 2012. Los ciclos combinados reducen su participación al 9,6% y los grupos de carbón al 14,6% (14,1% y 19,3% en el 2012) y el resto de tecnologías han mantenido una contribución similar al pasado año. Máximos de energía eólica A lo largo del 2013, la energía eólica ha tenido una especial participación en la generación global con una producción de 53.926 GWh, un 12% más que en el 2012. Además de la producción anual, la energía eólica superó otros máximos. El 6 de febrero la eólica anotaba un nuevo máximo de potencia instantánea con 17.056 MW a las 15.49 horas, un 2,5% superior respecto al anterior registrado el 18 de abril del 2012, con 16.636 MW. Ese mismo día se superaba también el máximo de energía horaria con 16.918 MWh, entre las 15.00 y las 16.00 horas que supuso un incremento del 2,8% respecto al anterior de 16.455 MWh, registrado también el 18 de abril del 2012. Así mismo, en los meses de enero, febrero, marzo y noviembre la generación eólica ha sido la tecnología con mayor contribución a la producción de energía total del sistema. La potencia instalada aumenta en 556 MW procedentes de tecnologías renovables La potencia instalada en el parque generador peninsular aumentó en el 2013 en 556 MW y alcanza al finalizar el año un total de 102.281 MW. Este año, la variación de potencia instalada procede principalmente de la incorporación de nuevas infraestructuras de origen renovable, con 173 MW de eólica y 440 MW de tecnologías solares (140 MW de fotovoltaica y 300 MW de termoeléctrica). Con estas nuevas incorporaciones, las renovables representan ya el 49,1% de la potencia instalada peninsular total. Sistemas extrapeninsulares La demanda anual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas extrapeninsulares descendió en el 2013 un 2,9% respecto al año anterior. Por sistemas, los descensos registrados fueron de un 2,5% en Baleares; un 3% en Canarias; un 4,8% en Ceuta, y un 3,4% en Melilla. El enlace Península-Baleares ha permitido que desde la Península se cubra el 22,3% de la demanda del sistema eléctrico balear. Saldo exportador en el programa de intercambios internacionales. Por décimo año consecutivo, el saldo de intercambios internacionales de energía eléctrica ha sido exportador con 6.958 GWh, un 37,9% inferior al del 2012. Las exportaciones alcanzaron 16.913 GWh y las importaciones 9.955 GWh. Red de transporte nacional Durante el 2013 se han puesto en funcionamiento 747 km de nuevas líneas, por lo que la red de transporte nacional alcanza los 42.116 km de circuitos. Asimismo, la capacidad de transformación se ha incrementado en 2.125 MVA, elevando la capacidad total de transformación nacional a 80.295 MVA. http://www.evwind.com/2013/12/20/energias-renovables-la-eolica-primera-fuente-de-electricidad-en-espana/ http://santamarta-florez.blogspot.com.es/2013/12/energias-renovables-la-eolica-primera.html electricidad energías renovables España eólica REE Spain wind energy http://www.evwind.com/2013/12/21/energias-renovables-la-eolica-primera-fuente-de-electricidad-por-antonio-cerrillo/ eólica, electricidad, energías renovables, REE

Comprender las implicaciones de la intermitencia de las energías renovables es esencial para los participantes del mercado energético

Se espera que la demanda de electricidad aumente en las próximas décadas a medida que abordar el cambio climático se convierta en un enfoque clave para las sociedades a nivel mundial y la transición energética avance. Al mismo tiempo, la generación tradicional basada en combustibles fósiles se irá eliminando progresivamente en favor de fuentes renovables como la eólica y la fotovoltaica

A primera vista, son buenas noticias para los mercados energéticos, pero el creciente uso de energías renovables ha agregado un nuevo factor a la ecuación oferta-demanda: la intermitencia de la energía renovable.
Los riesgos del mayor uso de energías renovables

Si bien la generación renovable tiene ventajas ambientales obvias sobre los combustibles fósiles para la generación de electricidad, tiene un talón de Aquiles. Siempre que se disponga de combustible adecuado, las centrales eléctricas alimentadas con carbón y gas son un recurso muy flexible. Cuando sea necesario pueden proporcionar generación continua las 24 horas del día; alternativamente, pueden mantenerse en espera y ponerse en uso rápidamente para proporcionar carga adicional cuando sea necesario.

Por el contrario, las centrales de energía renovable sólo pueden generar electricidad cuando las condiciones son adecuadas; la energía solar solo puede generar cuando brilla el sol, mientras que las turbinas eólicas solo pueden proporcionar energía cuando sopla el viento, e incluso pueden tener que apagarse si la velocidad del viento aumenta demasiado. La naturaleza intermitente de las fuentes de energía renovables crea desafíos de confiabilidad cuando se trata de gestionar la electricidad disponible en la red, ya que es mucho más difícil predecir la carga disponible en un día determinado.

El almacenamiento de energía, en forma de baterías a escala industrial y otras soluciones, acabará por resolver en gran medida este problema. Sin embargo, en el corto plazo, la innovación en el almacenamiento de energía y el crecimiento de la capacidad no pueden seguir el ritmo al que las sociedades quieren aumentar el uso de energías renovables. Como resultado, cuando las redes eléctricas con un alto porcentaje de recursos renovables se ven sometidas a una presión inesperada, por ejemplo como resultado de un fenómeno climático extremo, el sistema puede tener dificultades para hacer frente.
¿Cómo se pueden abordar estos riesgos?

Las empresas de servicios públicos solían planificar la demanda bruta máxima esperada. Para aproximadamente el 90% de los EE. UU., esto tradicionalmente se debía al uso del aire acondicionado en los meses de verano, aunque en las regiones más frías la necesidad de calefacción en invierno puede ser la cuestión clave. Sin embargo, a medida que un porcentaje cada vez mayor de la generación proviene de energías renovables, la “carga neta” se ha vuelto más importante.

La carga neta se calcula como la carga bruta menos la energía proporcionada por la generación intermitente, es decir, las energías renovables. Esta es una medida fundamental a la hora de gestionar la red, ya que representa cuánta demanda debe cubrirse con fuentes no intermitentes, normalmente gas o carbón.

En el día a día, las partes interesadas deben comprender no sólo qué nivel de recurso está en línea para proporcionar suministro y cuál es la demanda esperada de energía, sino también qué capacidad de generación adicional está disponible en caso de ser necesario; esto se conoce como margen de reserva. Cuando un alto porcentaje de la capacidad proviene de energías renovables, el margen de reserva se vuelve mucho más difícil de predecir.

Para abordar los riesgos y oportunidades, es necesario acceder a datos y predicciones precisos sobre los patrones climáticos, desde las horas y la intensidad de la luz solar hasta la velocidad y dirección del viento. Al mismo tiempo, es necesario poder evaluar la situación del mundo real y sus consecuencias con un seguimiento actualizado de las fluctuaciones de capacidad, los cortes y la congestión.