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Introducción.
En este misma sección se han ido comentando las diversas cuestiones y novedades
regulatorias de interés para la energía eólica. Sin duda, una de las
cuestiones que más interés suscita respecto es la precisión en la
estimación de la producción, hecho que condiciona la energía desviada
y, por tanto, el sobrecoste que se abona por los productores.
Aunque su peso en la retribución final del parque puede considerarse relativamente
pequeña en comparación al precio del mercado y a la percepción de la
prima y el incentivo, sí que existen incentivos económicos suficientes
como para perseguir la minimización del mismo.
Determinación de la previsión.
La previsión de producción eólica a partir de datos meteorológicos es un
reto para los estadísticos e informáticos que han decidido dedicar
esfuerzos a esta actividad. La disponibilidad de datos meteorológicos,
siendo cada vez mayor y más detallada, se realiza por áreas geográficas
de cierto tamaño. Así, los predictores deben elaborar modelos que tomen
el dato meteorológico (normalmente a cierta altitud) y lo transpongan,
no sólo al parque objeto de la previsión, sino a la variable de producción
del mismo. Lógicamente, la disponibilidad de un histórico de medidas en
el parque facilita este ajuste vinculando técnicas estadísticas a las
variables meteorológicas y de posicionamiento de los parques.
Ejercicio de Predicción.
En el sector existen varios proveedores del servicio que junto a la Asociación
Empresarial Eólica (AEE) elaboraron un “Ejercicio de Predicción” basándose
en los datos horarios desde agosto de 2004 a marzo de 2006.
Wind to Market pone a disposición de los lectores de este apartado
algunas de las conclusiones de este texto que puede encontrarse íntegramente
en la dirección http://www.aeeolica.org/html/ejercicio_de_prediccion.html.
- Los datos meteorológicos son de vital importancia, debiéndose
perseguir su mayor detalle y una mayor frecuencia en su provisión y análisis.
- Aplicado directamente a los parques, la custodia del histórico de
medidas cobra un excepcional valor para el ajuste de los modelos. De
hecho, según se realice una previsión más prolongada en el tiempo, se
mejoran los resultados de los modelos.
- Las previsiones son mejores si son realizadas con un desfase temporal
menor.
- Los servicios de previsión, al coste actual del mismo, permiten una amortización
de su coste por la mejora en las previsiones y, por tanto, con la
reducción del sobrecostes de desvíos.
- Se cree factible que una combinación de más de un modelo de previsión
mejore los resultados de la previsión.
- Un promedio medio de los desvíos de los parques puede situarse en una
horquilla entre el 55 y el 45% de la producción.
- Los mejores resultados se sitúan entre el 20 y el 25%.
Valores adicionales.
Igualmente, existen factores que posibilitan la reducción de los desvíos
y de su sobrecoste una vez que se cuenta con previsiones de producción.
El primero, más importante y comúnmente extendido en el sector es la agregación
en una cartera que permita el neteo de los desvíos. Según el tamaño
de la cartera pueden conseguirse reducciones en los desvíos del orden
del 50% del valor original (si no mayores). A este respecto los agentes
vendedores permiten este neteo, existiendo un umbral en, aproximadamente,
800MW de potencia instalada a partir del cual la inserción de un MW
adicional en la cartera tiene una repercusión marginal más reducida en
el neteo de los desvíos.
Por otro, también es posible la articulación de medidas que intenten
encontrar la mejor estrategia adaptativa en la gestión de las ofertas.
Ante los cambios en el modo de liquidación de los desvíos y las
distintas coyunturas del mercado, pueden existir posibilidades de
aprovechar este contexto. En ocasiones, una gestión proactiva en el
tratamiento de las previsiones puede suponer un plus para la
reducción del sobrecoste de los desvíos.
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