Informe Marco 2008 - Comisión Nacional de Energía

evacuación. Los resultados obtenidos muestran que, bajo
el escenario de potencia disponible más pesimista, y
teniendo en cuenta las limitaciones de evacuación
aportadas por el operador del sistema podrían presentarse
ante puntas de demanda de invierno extremas índices de
cobertura inferiores al 10%.
5.2.3. Cobertura de la demanda en los sistemas
extrapeninsulares
Al igual que se hace en el apartado anterior para el
sistema peninsular, se analiza ahora la cobertura de la
demanda de energía eléctrica para el archipiélago balear,
canario y las ciudades de Ceuta y Melilla. Para ello, es
necesario establecer unas hipótesis de partida, detalladas
a continuación.
Se trata de sistemas relativamente pequeños, de mucha
menos inercia que el sistema peninsular, y aislados, sin
intercambios externos, por lo que el sistema determinista
de alcanzar un índice de cobertura de 1,1 no es
suficiente, y se precisa una metodología más
conservadora. Por otra parte, se han considerado dos
escenarios diferentes, según la información suministrada
por el agente generador o la suministrada por el operador
del sistema.
El Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el
que se regulan los Sistemas Eléctricos Insulares y
Extrapeninsulares (SEIE), determina que será Red
Eléctrica el operador del Sistema en cada SEIE (Islas
Canarias, Islas Baleares, Ceuta y Melilla). El Artículo 2
de dicho Real Decreto, relativo a la planificación
eléctrica, establece que en cada uno de los sistemas que
conforman los SEIE se definirá una potencia necesaria,
que será objeto de retribución, de forma probabilística,
de manera que la probabilidad de la pérdida de carga sea
inferior, en términos mensuales, a 1 día cada 10 años.
Por tanto, este Real Decreto introduce el criterio
probabilístico para la cobertura de la demanda y la
planificación del equipo generador a largo plazo, a través
de conceptos tales como LOLP (Loss of Load
Probability), LOLE (Loss of Load Expectation) y DNS
(Demand not supplied).
En los estudios de cobertura de la demanda a largo plazo
elaborados por el Operador del Sistema en los años 2004,
2005 y 2006, se utilizó un criterio determinista, debido a
la falta de disponibilidad de datos históricos suficientes
de tasas de fallo de los grupos térmicos de los SEIE. Sin
embargo, para el año 2007, Red Eléctrica de España,
como Operador del Sistema que es, ha realizado el
estudio de cobertura de la demanda a largo plazo de
forma probabilística, en base a los siguientes parámetros:
– LOLE (Loss of Load Expectation): Número esperado
de horas de un año en las que la potencia disponible de
un sistema eléctrico es inferior a la demanda.
– LOLP (Loss of Load Probability): Probabilidad de que,
en un período determinado, la potencia disponible del
sistema sea inferior a la demanda.
– LOLA (Loss of Load Application): Aplicación
desarrollada por Red Eléctrica para el cálculo de los
índices de fiabilidad de los sistemas.
Los cálculos de los índices se realizan horariamente de
manera independiente, utilizándose para cada hora la
demanda esperada, los grupos disponibles y las tasas de
fallo de cada grupo. Los resultados mensuales obtenidos
mediante la aplicación determinan la adecuación o no de
un sistema eléctrico para un mes dado, calculados como
suma o promedio, según corresponda, de todos los
resultados horarios de un mismo mes.
El valor de referencia a utilizar es de LOLE=0,2 horas/
mes, según condición establecida en el Real Decreto
1747/2003 donde se especifica que la pérdida de carga
habrá de ser inferior a 1 día cada 10 años.
Por su parte, según la información suministrada por el
agente generador, éste ha determinado las necesidades de
potencia de acuerdo con el Real Decreto 1747/2003, así
como según los Procedimientos Operativos aprobados en
la Resolución de 28 de abril de 2006 de la Secretaría
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