3.2. Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el Sistema Eléctrico

La energía se clasifica en renovable y no renovable en función de su capacidad de renovación. Se define como “recurso renovable” aquel que no se agota con su utilización, debido a que vuelve a su estado original después de su uso o se regenera a una tasa mayor o igual a la tasa con que el mismo es disminuido por su utilización. Atendiendo a esta definición, es cierto que algunos recursos renovables podrían dejar de serlo si su tasa de utilización fuera tan alta que se impidiera su total renovación; sin embargo, algunos de esos recursos renovables se pueden clasificar como perpetuos, ya que no es posible su agotamiento por muy intensiva que sea su utilización[86]. Normalmente, la utilización de un recurso o energía renovable tiene la característica intrínseca de producir un impacto mucho menor en el medio ambiente respecto a la utilización o transformación de energía no renovable.[87]

Recursos o energía renovable. Caracterización y tecnologías. Con fines ilustrativos, se pueden citar algunos de los recursos renovables actualmente utilizados para la producción de energía renovable, que son: agua, biomasa, radiación solar, viento. De esta manera (ver Tecnologías y costes de generación eléctrica):

• El agua se utiliza para producir energía eléctrica en centrales hidroeléctricas. La cantidad de energía que se puede extraer del agua, en una zona geográfica concreta, depende del volumen disponible así como de las características orográficas del terreno por el que transcurre. Las centrales hidráulicas se subdividen en: regulables, fluyentes y de bombeo.
• La biomasa se define como “todo material de origen biológico excluyendo aquellos que han sido englobados en formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización”. La caracterización de la biomasa es muy compleja debido a la diversidad de sustancias que se incluyen bajo esta denominación: cultivos energéticos (especies leñosas y herbáceas), residuos forestales y de la industria forestal, residuos procedentes de la ganadería y lodos, etc. La combustión de la biomasa permite obtener vapor de agua y posteriormente energía eléctrica de forma análoga a lo que se hace en las centrales térmicas convencionales. En general, se considera que la emisión neta de CO2 de la energía producida por la biomasa es nula, ya que el CO2 emitido (en su combustión) ha sido previamente captado en la formación de la materia orgánica. Se puede afirmar, por tanto, que la biomasa es un recurso renovable, siempre que los ritmos de explotación sean los adecuados para la zona geográfica de la cual se obtiene, evitando un mal uso de este recurso que pueda conducir a su agotamiento.
• El aprovechamiento de la energía del viento da lugar a lo que se conoce como energía eólica. La energía se obtiene mediante aerogeneradores que aprovechan la energía cinética del viento transformándola en energía eléctrica. Este recurso puede calificarse como perpetuo, y la cantidad potencialmente obtenible en una zona geográfica concreta depende del régimen de vientos y de la orografía del lugar.
• El aprovechamiento de la energía de la radiación solar para la producción de energía eléctrica se concreta en dos tecnologías diferentes: fotovoltaica y solar térmica, y su potencial está directamente ligado a la latitud geográfica del lugar (horas de luz diaria) así como al régimen de nubosidad y al índice de claridad de la zona.

§ En la tecnología fotovoltaica se produce energía eléctrica directamente mediante paneles solares, que son unos dispositivos de material semiconductor que transforman la energía de la radiación solar en energía eléctrica de corriente continua[88].

§ La tecnología solar térmica utiliza la energía térmica de la radiación solar para producir vapor de agua y a partir del mismo producir energía eléctrica, de forma análoga a lo que se hace en una central térmica convencional.

Adicionalmente se puede decir que, de los cuatro tipos de recursos renovables descritos, dos de ellos, el eólico y en menor medida el solar, pueden presentar, y de hecho así lo hacen, un elevado nivel de aleatoriedad e impredictibilidad en su producción. Además, estos dos tipos de energía renovable podrían clasificarse como intermitentes y de carácter poco gestionable, y su papel se limita a disminuir el consumo de combustibles fósiles y las emisiones de CO2, pero al ser intermitente su producción no aportan seguridad de suministro al Sistema en un instante concreto por lo que la seguridad de suministro que requiere la demanda no gestionable, debe ser aportada por otras tecnologías. Estas características intrínsecas de estas energías tienen gran importancia a la hora de integrar la energía eléctrica producida a partir de las mismas en el Sistema Eléctrico, como se verá más adelante (ver Seguridad de suministro).

Economía de las energías renovables. De acuerdo con lo anterior, puede decirse que cada tecnología renovable presenta unas características propias que condicionan su desarrollo así como las necesidades de apoyo que le son necesarios. En general, las tecnologías renovables tienen costes de desarrollo más elevados que las tecnologías convencionales y, a su vez, muy diferentes entre sí, como puede verse en la Figura 3‑13.

La tecnología eólica terrestre y la fotovoltaica son las únicas que están relativamente cerca de la competitividad. Las tecnologías solar termoeléctrica y eólica marina se encuentran muy lejos de ser competitivas y todavía necesitan elevados apoyos para asegurar su rentabilidad económica. A medio camino podría encontrarse la utilización de la biomasa, con una estimación del coste medio de producción en el entorno de los 4,82 c€/kWh para 2016 según recoge el PER[89] para biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y procedente de cultivos energéticos, que en el pasado fueron las fuentes más consumidas; el coste medio definitivo dependerá de la disponibilidad de biomasa y de que se pueda establecer un sistema de recogida y transporte de la misma hasta el lugar de quemado que sea competitivo económicamente.

La situación actual de cada una de las energías renovables en España y sus horas de utilización anual se resume en lo siguiente:

• Hidráulica: existe potencial para el desarrollo de bombeos y ampliación de las centrales existentes, si bien existe una limitación importante de nuevos emplazamientos debido a motivos medioambientales. En la actualidad existen proyectos que totalizan 2.040 MW de potencia hidráulica instalada. Las previsiones según el PER para el año 2020 acerca de la potencia instalada de energía hidráulica alcanza los 26.950 MW en un escenario óptimo. Durante el año 2016 la producción hidráulica fue de 39,2 TWh aproximadamente, lo que representa un 15% de la cobertura de la demanda energética anual (ver Tecnologías y costes de generación eléctrica). Esta cifra es muy matizable ya que hay que destacar la variabilidad anual en la producción hidráulica debido al régimen de pluviosidad que da una variabilidad tan grande que puede ir desde los 20 TWh hasta los 42 TWh.
• Eólica: la terrestre está próxima a la competitividad (dependiendo siempre del nivel de precios del mercado) y actualmente la media de utilización (periodo 2006-2016) de la potencia instalada es de unas 2.103 horas.
• Biomasa: en nuestro país, su desarrollo dependerá de si se resuelven de forma satisfactoria las barreras de integración existentes para este tipo de energía, entre las que se pueden citar:

§ Falta de continuidad o de seguridad en el suministro de biomasa.

§ Inexistencia de un mercado de logística de suministro de biomasa.

§ Elevados costes del recurso (la biomasa procedente de cultivos energéticos tiene un precio muy superior al coste del carbón).

§ Problemas de competencia con el sector agrícola.

§ Resolución de los problemas técnicos existentes para la combustión de biomasa en las grandes centrales de generación eléctrica.

En cualquier caso, el coste de producción con biomasa, al margen del coste de combustible, sale penalizado respecto al de las grandes plantas de generación debido al pequeño tamaño de sus plantas (economía de escala del coste de inversión) y relativamente bajo rendimiento de su ciclo termodinámico. Las horas de utilización de la potencia instalada fueron de 4.597 horas/año aproximadamente en 2016.

• Solar fotovoltaica: en la actualidad esta tecnología está inmersa en un proceso de desarrollo y transformación tecnológica importante, por lo que es previsible que su coste de producción disminuya a corto plazo las horas de utilización de la potencia instalada 1.708 horas/año aproximadamente en 2016.
• Solar térmica: en la actualidad están identificadas tres tecnologías de concentración solar como las de mayor viabilidad técnica y económica. En orden inverso a su posible desarrollo: discos parabólicos, sistemas de torre y concentradores cilindro – parabólicos, y, como extensión de esta última tecnología, se encuentran los concentradores tipo Fresnel; en la actualidad se espera mejorar la tecnología de todas ellas. Los aspectos más importantes a mejorar, de cara a mejorar el rendimiento tecnológico, son la reducción de los costes en los procesos de fabricación, la mejora de los sistemas de limpieza de los concentradores y el desarrollo de nuevos fluidos portadores de calor que permitan el almacenamiento del mismo. Aparte, cada una de las tecnologías presentan sus propios retos; así, para los receptores cilindro parabólicos es necesario desarrollar receptores más eficientes, de forma que se minimicen las pérdidas de captura, se aumente su vida útil y se generen menos pérdidas al final de cada lazo, mientras que para las centrales de tipo “torre” es fundamental encontrar materiales que trabajen a mayores temperaturas. Las horas de utilización de la potencia instalada varían en función de si la instalación dispone o no de almacenamiento térmico, suponiendo en el año 2016 una media de 2.201 horas/año. En el primero de los casos las horas de utilización podrían alcanzar las 3.500 horas/año y 2.000 horas/año en el caso de no disponer de almacenamiento.

Como resumen, se puede decir que las tres primeras tecnologías han alcanzado un nivel de madurez, por lo que no se esperan cambios importantes ni en su coste de desarrollo ni en sus características tecnológicas, mientras que las dos últimas están inmersas en un proceso de desarrollo y mejora. Esto se refleja en las curvas de aprendizaje de la Figura 3‑13, que muestran una reducción en los costes de estas tecnologías en los próximos años.

Figura 3‑13. Curvas de aprendizaje de tecnologías renovables.
Fuente: Elaboración propia.

Las energías renovables en España. La Directiva 28/CE/2009[90] del Parlamento Europeo contempla objetivos obligatorios de energías renovables para la UE y para cada uno de los Estados miembros en 2020, y la elaboración por parte de éstos de planes de acción nacionales para alcanzar dichos objetivos (ver Normativa básica comunitaria y marco normativo español e instituciones energéticas comunitarias y españolas y Objetivos de producción con fuentes renovables en la EU y en España).

Si bien en este marco España tiene como objetivo que el 20% de su consumo de energía provenga de fuentes renovables, el Plan de Energías Renovables 2011-2020 recoge que las energías renovables aportarán en el año 2020 un 20,8% del consumo final bruto de energía en España, con una contribución del 11,3% al sector del transporte, superando así los objetivos que vienen desde los órganos europeos. Este plan propone un aumento del 87% de la potencia renovable instalada y un aumento del 100% de la producción, pero tan solo un aumento del 20% de los costes. De todas formas, las cifras finalmente alcanzadas podrán diferir por las recientes medidas regulatorias introducidas desde enero 2012 (ver Normativa básica comunitaria y marco normativo español).

Respecto a la producción eléctrica de origen renovable prevista en España, en la Tabla 3‑4 se muestra un escenario elaborado a partir del Plan de Energías Renovables 2011-2020. Hay que tener en cuenta que el PER excluye la producción hidráulica procedente de instalaciones de bombeo a efectos de cómputo para la consecución de los objetivos de renovables, por lo que ésta no se refleja en las producciones de la tabla.

Tabla 3‑4. Objetivos 2010 y 2020 del Plan de Energías Renovables 2011-2020 en el sector Eléctrico (Potencia instalada y generación[91])
Fuente: PER 2011-2020.

En resumen, las previsiones realizadas a principio de década para 2020 apuntan a valores de potencia instalada de origen renovable en el entorno de los 64 GW, de los cuales 48 GW corresponderían a instalaciones de carácter no gestionable (en términos de energía supondrán unos 100 TWh).

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. El crecimiento de la energía inyectada al Sistema Eléctrico procedente de energías de origen renovable y, en particular las de origen no gestionable, principalmente la de origen eólico y en menor medida la de origen solar, supondrá sin duda un reto para los agentes involucrados en la operación y desarrollo del Sistema.

La necesidad de equilibrar en todo momento la generación y la demanda del Sistema, unido a la variabilidad intrínseca de las energías no gestionables exigirá disponer de una oferta de generación convencional y de una demanda flexibles, lo que supondrá implementar diversas modificaciones en el funcionamiento y operación del Sistema orientadas a incrementar su flexibilidad y asegurar la calidad de suministro.

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Impredecibilidad. Como se observa en la tabla anterior, el desarrollo de las instalaciones eólicas previsto para 2020 podría suponer un gran impacto en el Sistema Eléctrico al incrementarse en torno a un 70% la potencia instalada y su consiguiente incremento de producción.

Al considerar las implicaciones que la generación eólica u otro tipo de renovables no gestionables, como las solares, tendrán en el Sistema Eléctrico, conviene pensar en que son una fuente de energía y no una fuente de potencia garantizada, ya que no se puede predecir en ningún momento del tiempo concreto cuál será la potencia inyectada en el Sistema; solamente en términos estadísticos se puede afirmar que la energía producida será la correspondiente a un factor de carga[92] del orden del 25% en el caso, por ejemplo, de la eólica. La Figura 3‑14 muestra la evolución cronológica de la inyección de potencia en el Sistema durante 2016.

Figura 3‑14. Curva cronológica del factor de carga de las centrales eólicas en las 8.760 horas del año 2016.
Fuente: Elaboración propia.

Dado que la energía primaria de estas instalaciones es el viento, y éste se produce como consecuencia de diferencias en presiones atmosféricas, es muy improbable que pueda haber tales diferencias a lo largo de toda la geografía española, por lo que no es posible que en un instante concreto estén produciendo todas las instalaciones a su potencia nominal. Asimismo, es prácticamente imposible que la cronológica de un año presente similitudes, a nivel horario, con las de otro año. También, por otro lado, es prácticamente imposible que no esté produciendo ninguna tecnología en ningún momento, siempre habrá alguna que está produciendo algo de electricidad en un momento dado.

El Operador del Sistema (OS) es el encargado de equilibrar en todo momento la generación y la demanda. Se le podrán presentar dos casos:

• Que se incremente bruscamente la producción eólica. En este caso el OS puede reducir la producción de centrales convencionales. Si esto no fuera suficiente daría la orden de desconectar instalaciones renovables[93], si bien esto supone desaprovechar la energía renovable producida durante el tiempo que dura la desconexión.
• Que disminuya bruscamente la producción eólica. En este caso el OS puede dar orden de incrementar la producción de las centrales convencionales y, si ello no fuera posible[94], desconectar parte de la demanda del Sistema.

En el Sistema Eléctrico español todas las centrales eléctricas están obligadas a presentar ofertas en el mercado por su energía. Ciertamente, para una instalación eólica resulta muy difícil predecir cuál será su producción en un instante concreto, si bien presentando ofertas de forma agrupada se disminuye la incertidumbre asociada a la predicción del conjunto. Posteriormente, se compara la producción real con la previsión (desvíos) y se imputan los costes que dicha diferencia ha producido en el Sistema.

Actualmente se ha mejorado mucho en las herramientas de predicción de las horas de funcionamiento de la energía eólica. Por ejemplo, Red Eléctrica de España posee una herramienta propia para la estimación de la producción del parque de generación eólico llamado Sipreólico[95] (Figura 3‑15) en donde puede predecir la producción con un horizonte de 48 horas. El error en la predicción disminuye a medida que la misma se acerca al momento en tiempo real.

Figura 3‑15. Ejemplo de predicción en la herramienta Sipreólico.
Fuente: Red Eléctrica de España (REE).

Aunque la energía eólica puede contribuir de forma relevante en términos de energía anual suministrada, no se puede garantizar cuál será su producción de energía en una hora concreta (potencia) ni cuánto tiempo será capaz de mantener dicha producción. Esto se pone de manifiesto en la Figura 3‑16 (previsión para 2020), donde en ordenadas se representa la relación de la potencia inyectada en una hora y la potencia instalada; en abscisas se indican horas, pero puede trasladarse de forma rápida a probabilidad dividiendo entre 8760.

Figura 3‑16. Horas de funcionamiento de la energía eólica 2016.
Fuente: ESIOS y elaboración propia.

De la información mostrada en el gráfico, se deduce que no es posible garantizar una producción superior al 7,5% de la potencia instalada con una probabilidad de ser superada del 95% .

Esto quiere decir, como se ha indicado anteriormente, que la energia eólica no aporta fiabilidad al sistema, sino que únicamente aporta energía de bajo coste variable y sin emisiones, que debe poder reemplazar a energías más caras y más contaminantes. La firmeza que la demanda exija al suministro, deberá ser aportada por otras tecnologías (ver Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico).

Esto no quiere decir, como a veces se indica, que cada vez que se construya un MW eólico se debe construir un MW térmico. Los MW térmicos se construirán con independencia de si hay o va a haber eólica, ya que es la demanda la que requiere dicha potencia.

Figura 3‑17. Curvas de demanda del Sistema. Impacto de la energía eólica al sistema.
Fuente: Elaboración propia.

En la Figura 3‑17 se aprecia cómo las curvas convergen para valores altos de la demanda, o lo que es igual, la aportación de energía eólica al Sistema apenas reduce su punta de potencia. Estadísticamente, este fenómeno se explica porque no están correlacionados los valores de demanda y producción eólica. El parque térmico se debería optimizar para cubrir la demanda “residual” o “neta”, es decir, la demanda de los consumidores menos la aportación eólica.

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Vertidos de las energías renovables. En la actualidad, el Sistema Eléctrico peninsular tiene una potencia instalada de 7.573 MW de origen nuclear; la previsión para 2020 es que continúen en servicio las mismas centrales, por lo que se mantendría esta potencia instalada, a excepción de la central nuclear de Garoña (460 MW), la cual no pudo renovar su licencia de actividad, reduciéndose por tanto la potencia instalada total de energía nuclear en España a 7.113 MW. La reserva caliente [96] estimada para 2020 se estima en otros 7.000 MW.

La inspección visual de la figura anterior pone de manifiesto que en las horas de valle (demanda baja) la necesidad de generación disminuye hasta tal extremo que no se puede garantizar el funcionamiento continuo de las instalaciones nucleares[97] más el equipo que está funcionando en reserva caliente. Así pues, durante un periodo determinado de horas al año (suma de las horas valle) la generación podría ser mayor que la demanda, lo que es imposible dado que en un sistema eléctrico se debe cumplir siempre la igualdad generación igual a demanda.

En el caso de que la energía producida sea superior a la demanda, y las medidas tomadas a cabo no fueran suficientes como para corregir este desequilibrio, causaría un excedente de energía desaprovechada, denominado “vertido”. Este término solo hace referencia a excedentes de energía de origen renovable. La capacidad del Sistema Eléctrico es limitada a la hora de integrar este tipo de energías de régimen especial en función de las condiciones del sistema y de diversos otros factores. Por tanto, los vertidos en España suelen ocurrir cuando la producción energética es muy alta, fundamentalmente en horas valle, donde la energía demandada es muy reducida y no hay otros medios disponibles, distintos a los renovables, que puedan reducir su producción. Se estima que en los años venideros se incrementarán los vertidos, debido principalmente a la imposibilidad de integrar todo el recurso primario en todas las horas del año, a la posible inflexibilidad del parque así como a la falta de interconexiones. Un desarrollo de la gestión de la demanda y de las tecnologías de almacenamiento reducirían estos vertidos (Figura 3‑18).

Figura 3‑18. Ejemplo ilustrativo de vertido eólico.
Fuente: Elaboración propia.

La solución al problema planteado pasa por asegurar, en los momentos necesarios, el equilibrio del binomio generación-demanda mediante alguna o varias de las actuaciones siguientes:

• Desconectar la generación renovable necesaria para equilibrar el sistema.
• Introducir en el sistema tecnologías de almacenamiento que permitan almacenar el excedente de energía para su consumo en horas de mayor demanda:
• Aumentar la potencia instalada en bombeo.
• Promover la utilización del vehículo eléctrico (ver vehículo eléctrico).
• Promover la gestión activa de la demanda
• Incrementar de las interconexiones de modo que la energía sobrante pueda ser exportada.

Cualquiera que sea la alternativa o alternativas que finalmente se desarrollen vendrán condicionadas por su viabilidad, tanto técnica como económica.

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Gradientes de demanda. La volatilidad del régimen de vientos y, en consecuencia, de la producción eólica resultante implica que de una hora para otra pueden producirse elevados gradientes de demanda neta en el sistema.

En la Figura 3‑19 se muestra una estimación, realizada con el perfil de producción eólica de 2008 escalada a 2020, de la magnitud de las rampas que podrán presentarse en ese horizonte. Se han tabulado los saltos de generación eólica que resultan de considerar 1, 2 ó 3 horas consecutivas.

Figura 3‑19. Rampas en la producción eólica.
Fuente: Elaboración propia.

Como conclusión importante se puede observar que, en el caso de considerar la rampa de una hora pueden presentarse valores a subir/bajar del orden de los 4.500/-3.200 MW respectivamente. Estos valores podrían alcanzar los 8.000/-6.000 MW en el caso de las tres horas.

Es importante resaltar que las rampas resultantes en la demanda horaria son mucho más suaves que las anteriores, por lo que no es correcto extrapolar los resultados de los análisis de rampas realizados hoy día al escenario de 2020. Sin embargo hay que señalar que se ha comprobado, con la experiencia de los parques existentes, que las rampas resultantes de la demanda neta (demanda de consumo menos aportación eólica) son del mismo orden de magnitud que las existentes sin incorporar la eólica. Esto quiere decir que, aunque cuando se producen es más impredecible que sin eólica, lo que hará que se tenga que disponer de potencia de reserva con más frecuencia, la potencia requerida no será mayor.

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Efecto sobre las redes de transporte. El desarrollo futuro de la red de transporte se deberá realizar de forma que sea posible evacuar la energía de todos los parques en condiciones normales.

Como ya se ha dicho, la energía eléctrica de origen eólico, por si sola, nunca podrá asegurar el suministro ya que su producción es muy volátil. El impacto de la producción eólica no se reducirá con el paso del tiempo ya que los nuevos parques se construirán siguiendo una distribución geográfica similar a los existentes.

Así pues, será necesario diseñar y ampliar la red de transporte para conectar las nuevas instalaciones de origen renovable así como el nuevo parque térmico necesario para cubrir la demanda y satisfacer los nuevos requerimientos de cobertura de la punta de potencia del Sistema, asegurando su operatividad en los momentos en los que la energía eólica sea residual y sea necesario suplir su carencia con las instalaciones de generación convencionales. Ello supondrá, sin duda, un mayor coste de desarrollo de la red de transporte. La volatilidad de la energía eólica podrá ser mitigada por diversos métodos, entre los que sin duda se encuentra el reforzamiento de las interconexiones con Francia y Portugal.

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Efecto en el precio de mercado. En la actualidad, las energías renovables tienen un efecto importante en el precio de mercado al desplazar la curva de oferta y hacer que el precio de mercado quede fijado por tecnologías más baratas[98], tal como se pone de manifiesto en la Figura 3‑20. En el caso en el cual la demanda se cubra en su totalidad con energía nuclear y renovable, el precio entonces del mercado mayorista de la electricidad será de 0 €/MWh. Esto puede llegar a ocurrir en situaciones de alta disponibilidad de energía renovable y bajo consumo, como ocurrió en marzo de 2013, donde las lluvias intensas junto con elevado porcentaje de viento y una reducida demanda consiguieron que el precio de la electricidad fuera 0 €/MWh o valores muy por debajo a los precios habituales (ver El mercado mayorista).

Figura 3‑20. Efecto en el precio de la entrada de energías renovables.
Fuente: Elaboración propia.

Este hecho, está ocasionando que centrales térmicas que se construyeron sin considerar la alta penetración actual de plantas renovables y con unos factores de utilización de más de 5.000 horas, actualmente funcionen muy pocas horas y tengan dificultades para recuperar sus costes. Este problema no sólo afecta a las instalaciones actuales sino también a las futuras. Cuando sea necesario incorporar nuevo parque térmico, los promotores tendrán miedo de que esas centrales tengan un funcionamiento diferente al que puedan prever, si no se establece un esquema que de una certeza razonable a las previsiones. Por ello, se está planteando en muchos países, establecer unos sistemas de incentivación a la inversión (ver Seguridad de suministro).

A largo plazo, cuando se requiera nuevas inversiones para garantizar el suministro, el precio de mercado necesariamente tendrá que tender al coste de dichas incorporaciones, con independencia de que algunas tecnologías renovables tengan costes variables cercanos a cero. Si no fuese así, no habría nuevas inversiones.

Es conveniente señalar que las tecnologías renovables tienen un patrón de funcionamiento que no es acorde con los precios del mercado. Es decir, no pueden elegir cuándo funcionar. Por tanto, el precio que perciben del mercado es función de la correlación que existe entre su perfil de producción y el perfil de precios del mercado. Por ejemplo, en el caso de la tecnología eólica, esta correlación implica que esta tecnología percibe del mercado del orden de un 7-8% menos que el precio medio en términos anuales (si bien este porcentaje depende de cada año, siempre es positivo, es decir, la eólica “ve” un precio de mercado inferior al medio) (ver Seguridad de suministro).

Integración de las energías renovables. Alternativas y consecuencias. Implicaciones de la integración de la energía solar. La integración de la energía solar presenta también problemas de integración en el Sistema Eléctrico, si bien presenta diferencias respecto a la energía eólica. Así pues:

• Es más predecible que la energía eólica. A nivel extraterrestre la energía solar está totalmente determinada para cada instante de tiempo en función de la latitud geográfica. El índice de claridad asociado a cada localización concreta así como la nubosidad introducen cierta aleatoriedad en su predicción, si bien mucho menor que la asociada al régimen de vientos.
• De las dos tecnologías existentes, fotovoltaica y térmica la primera es menos sensible al efecto de las nubes dispersas (que ocultan el sol momentáneamente) dado que aprovecha la energía del albedo. Por el contrario, la solar térmica es más sensible a este fenómeno, si bien en la actualidad existen diseños con cierto grado de almacenamiento de energía térmica, lo que permite a estas instalaciones suministrar energía incluso en aquellas horas en las que no hay radiación solar. En definitiva, se puede decir que estas tecnologías presentan una mayor garantía de potencia, desde el punto de vista de la cobertura de potencia del Sistema, que la energía eólica. También son menores los gradientes de producción.
  Estas tecnologías no están disponibles en los momentos de máxima demanda, que suelen presentarse entre las 8 y las 10 de la noche (podrían participar en la cobertura de la máxima demanda aquellas instalaciones que dispongan de almacenamiento térmico), si bien pueden participar de manera importante en la cobertura de la punta de demanda de la mañana.
• Otro tema es su impacto económico en el Sistema. Como todas las renovables presentan dos efectos económicos, el primero sobre el precio de mercado, que disminuye como consecuencia de su penetración en el Sistema al desplazar a las tecnologías más caras de las actividades de producción de energía eléctrica, por otra parte, al ser unas tecnologías con elevados costes de inversión, elevan el coste de suministro del Sistema en una cantidad mucho mayor que la energía eólica (en términos unitarios).
  En la actualidad el coste de producción de estas tecnologías en el mercado mayorista español se encuentra entre los 40 y 50 €/MWh para la fotovoltaica y entre 85 y 120 €/MWh para la termosolar. Sin embargo, los precios de la energía fotovoltaica están bajando rápidamente y prueba de ello son las subasta realizadas en Dubai en el año 2016 donde las Autoridades informaron que la puja más barata de las cinco preseleccionadas fue de 29,9 $/MWh, o lo que es lo mismo, 26 €/MWh. (Figura 3-21)
  

Figura 3‑21. Evolución de los costes de energía fotovoltaica pujados en diferentes proyectos mundiales.
Fuente: Elaboración propia.

[86] A escala humana se encuentran dentro de esta categoría los recursos renovables: eólico y solar.