El coste de las condiciones ambientales en los ciclos combinados

El coste de las condiciones ambientales en los ciclos combinados
Luis M. Romeo, Raquel Gareta, Oscar Navarro, Antonia Gil
Centro de Investigación del Rendimiento de Centrales Eléctricas (CIRCE).
Universidad de Zaragoza. Centro Politécnico Superior. María de Luna, 3, 50015 Zaragoza.
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad, el uso de ciclos combinados para la producción de energía eléctrica se está
extendiendo en mayor medida que otras tecnologías. Esto sucede en parte, por un precio moderado
del gas natural y debido a que son sistemas más eficientes y menos contaminantes que las centrales
térmicas convencionales. Sin embargo, estos sistemas no tienen un funcionamiento estable a lo largo
del año, ya que las variaciones en los parámetros climáticos condicionan su operación. Por este
motivo, conocer el grado de dependencia que el ciclo combinado tiene respecto al clima es un factor
adicional a tener en cuenta a la hora de elegir el emplazamiento más conveniente.
La temperatura es el factor fundamental en la variación del comportamiento de los ciclos combinados,
aunque en menor medida también debe tenerse en cuenta la humedad relativa. Si bien la
temperatura influye tanto en la turbina de gas como en el ciclo de vapor, la humedad relativa afecta
básicamente al funcionamiento de la torre de refrigeración y en consecuencia solamente al ciclo de
vapor. Debido a la evolución de la temperatura a lo largo de las diferentes horas del día y para
diferentes épocas del año, el ciclo combinado será capaz de producir más o menos energía y a
distinto rendimiento. Esta oscilación en la producción de energía y en el rendimiento influyen
considerablemente en la rentabilidad y en el análisis económico del ciclo combinado.
Otro factor importante que afecta a la rentabilidad de un ciclo combinado son las características del
mercado eléctrico donde se vende la energía producida. En aquellos países donde el mercado
eléctrico está liberalizado, el precio al que se vende la energía se calcula a partir de la última oferta
de venta emitida por los productores que es preciso aceptar para cubrir la demanda (pool). A este
precio, denominado de casación, se le añaden cantidades de menor cuantía en concepto de garantía
de potencia, mercado secundario e intradiario, entre otros.
El factor fundamental que determina el precio de casación es la demanda prevista en un momento
dado. A su vez, la demanda depende básicamente de factores como el clima el cual condiciona el uso
de calefacción o aire acondicionado, o de si el día es laborable o festivo. Por este motivo, los ingresos
que genera un ciclo combinado dependen doblemente del clima, ya que éste influye tanto en la
potencia que en un momento dado puede producir el ciclo combinado, como en el precio al que se va
a pagar la energía producida.

En un escenario futuro razonable con varios ciclos combinados en operación en España, la
producción de energía eléctrica estará condicionada por las altas temperaturas que se registren en
este país. Por otro lado, el precio por kilovatio hora también dependerá en gran medida de las
condiciones climáticas.
En este artículo se lleva a cabo un análisis de la influencia del clima en los ciclos combinados y se
cuantifica económicamente esta influencia. Para ello se va a comparar el funcionamiento de ciclos
combinados situados en emplazamientos con clima diferente y se valorará la energía producida en un
escenario real de retribuciones por venta de energía eléctrica. De este modo se pretende conocer
cuáles son los elementos del ciclo combinado más afectados por las variaciones climáticas y cómo va
a afectar el clima del emplazamiento elegido en los ingresos obtenidos por venta de energía.
2. INFLUENCIA DE LAS CONDICIONES AMBIENTALES EN UN CICLO COMBINADO
Las condiciones ambientales del emplazamiento elegido para un ciclo combinado tienen una gran
influencia en el funcionamiento de estos sistemas de producción de energía eléctrica. Los factores
que más importancia tienen son la temperatura ambiente, la humedad relativa y la presión
atmosférica. Un aumento de la temperatura ambiente y de la humedad relativa provoca un descenso
en la producción de potencia del ciclo combinado y un empeoramiento del rendimiento global del
ciclo. En cuanto a la presión atmosférica, presiones ambientales menores darán lugar a una menor
producción de energía eléctrica.
El aumento de la temperatura ambiente tiene un efecto negativo en el funcionamiento de la turbina de
gas. Provoca una disminución de la densidad del aire en la entrada del compresor, y al ser las
turbinas de gas máquinas de caudal volumétrico constante, el caudal másico que circula es menor.
Como consecuencia, la potencia útil que es capaz de producir la turbina de gas disminuye. El
rendimiento también se ve afectado, ya que el trabajo específico necesario para comprimir el aire en
el compresor aumenta cuando lo hace la temperatura de admisión.
Cuando la turbina de gas se encuentra instalada en un ciclo combinado, al efecto negativo que se
produce en las turbinas de gas hay que añadir el agravante de que las altas temperaturas influyen
también en el circuito de refrigeración del ciclo de vapor. El funcionamiento del sistema de
refrigeración empeora con las altas temperaturas, aumentando como consecuencia la presión del
condensador. La turbina de vapor, sobre todo la etapa de baja presión, depende del funcionamiento
de este último. Cuando la presión del condensador es baja - alto vacío -, la expansión del vapor en la
turbina es mayor y la potencia producida por la turbina aumenta, aunque la mejora se ve reducida
ligeramente por unas mayores pérdidas en el escape. Cuando la presión en el condensador aumenta,
la expansión se ve limitada y la potencia de la turbina de vapor disminuye. La presión en el escape de
la turbina de vapor está condicionada por el sistema utilizado para refrigerar el condensador. Existen
varias alternativas, cuando se dispone de un foco frío como el mar o un río, la refrigeración se puede
llevar a cabo en su seno. Esta opción es bastante recomendable ya que la oscilación de temperaturas
del foco frío entre estaciones es pequeña y por tanto el enfriamiento en el condensador y la potencia
que se puede obtener en la turbina de vapor es más regular. Sin embargo, en ocasiones no es
posible llevar a cabo este tipo de enfriamiento y en ese caso se prefiere la instalación de torres de

efrigeración. El funcionamiento de las torres de refrigeración se basa en la evaporación de parte del
agua que refrigera el condensador en una corriente de aire, de manera que ésta absorbe el calor
necesario del agua que condensa y que refrigera el condensador. La temperatura que se alcanza en
el agua de refrigeración depende básicamente de dos parámetros climáticos. Por una parte, altas
temperaturas ambientales favorecen la evaporación, pero hacen que el agua enfriada en la torre y
que refrigera el condensador se mantenga en valores altos y no permita alcanzar condiciones de alto
vacío. Por otra parte, la humedad relativa alta impide la evaporación del agua y por tanto el calor que
se evacua por este sistema se reduce, impidiendo una refrigeración efectiva del condensador. En
consecuencia, tanto la cantidad de agua evaporada en la torre de refrigeración como la temperatura
ambiente condicionan la refrigeración del condensador y, por tanto, la presión que se consigue a la
salida de la turbina de baja.
Finalmente, a través de la caldera de recuperación el ciclo de vapor también puede verse afectado
por la variación en las condiciones atmosféricas. Esta dependencia se debe al funcionamiento de la
turbina de gas. Por lo general, y aunque depende de la turbina de gas considerada, a mayores
temperaturas de admisión, el caudal de gases de escape disminuye pero estos están a una mayor
temperatura. Dependiendo del tipo de turbina, estas variaciones afectan de manera distinta al perfil
de temperaturas en la caldera y a la cantidad de calor que se puede recuperar. Como los efectos
producidos por la temperatura son contrarios, el grado en el que afecte a la turbina de vapor va a
depender del tipo de turbina y del diseño de la caldera de recuperación.
Se concluye que las condiciones climáticas del lugar donde esté situado el ciclo combinado influyen
notablemente en su funcionamiento. En particular, una temperatura y humedad relativa altas
afectarán de manera negativa al funcionamiento de la central, de manera tanto la potencia producida
como su rendimiento estén por debajo del punto de diseño. La temperatura siempre va a tener un
efecto mucho más pronunciado que la humedad relativa y afectará en mayor medida a la potencia
producida por la turbina de gas. Evidentemente, las variaciones que se producen en la turbina de gas
tienen siempre una mayor importancia que las que se producen en la turbina de vapor, ya que en un
ciclo combinado, la mayor parte de la potencia se produce en el ciclo de cabeza. Otro factor a tener
en cuenta en la selección del emplazamiento es su altitud, ya que cuando la presión atmosférica
disminuye el trabajo producido por la turbina de gas también se reduce. Todo esto lleva a incluir la
influencia del clima como un factor adicional a tener en cuenta a la hora de elegir el emplazamiento
de los ciclos combinados.
3. HERRAMIENTAS PARA LA REALIZACIÓN DEL ESTUDIO (MODELO Y
METODOLOGÍA)
Se ha elaborado un simulador de ciclos combinados para realizar el análisis de la influencia del clima
en el funcionamiento de los ciclos combinados. Además, se propone una metodología para el
tratamiento del clima de un emplazamiento concreto y del mercado eléctrico en el que se supone se
integraría el ciclo combinado. De esta forma, teniendo en cuenta todas las variables implicadas, se
cuantificará económicamente la influencia del clima en el funcionamiento del ciclo combinado.

Modelo de ciclo combinado
El simulador de ciclos combinados elaborado para analizar la influencia de la condiciones climáticas
se divide en cuatro submodelos: turbina de gas, caldera de recuperación, turbina de vapor y circuito
de refrigeración (condensador - torre de refrigeración). La simulación ha sido validada con las
condiciones de diseño a distintas cargas y condiciones ambientales de distintos ciclos combinados
del mercado (Infopower, nº23 y 25; Turbomachinery International, vol. 38; Maghon et al., 1989 y
1193).
Para dos casos particulares de ciclos combinados de potencias 308 y 395 MW netos y con distinta
configuración, los resultados de la simulación confirman el comportamiento descrito en el apartado
anterior. Aunque el primero sea un ciclo combinado de dos niveles de presión y dos turbinas de gas
unidas a una sola turbina de vapor y el segundo tenga tres niveles de presión con una turbina de gas
y otra de vapor, se observa que temperaturas ambiente altas suponen descenso de potencia en la
turbina de gas, cambios en la producción de vapor y en el funcionamiento de la torre de refrigeración
que afectan a la potencia de la turbina de vapor.
Temperatura 10ºC 30ºC
Incremento
20ºC 10ºC 30ºC
Incremento
20ºC
Humedad Relativa 75% 75% - 75% 75% -
Potencia T. Gas 206.66 MW 182.18 MW -11.84% 265.34 MW 23.834 MW -10.17%
Potencia T.V. Alta 52.13 MW 51.47 MW -1.26% 29.77 MW 29.46 MW -1.01%
Potencia T.V. Media - - - 93.78 MW 94.11 MW +0.35%
Potencia T.V. Baja 59.69 MW 52.96MW -11.27% 22.29 MW 14.44 MW -35.29%
Presión condensador 81.2 mbar 127.5 mbar +46.3 mbar 47.3 mbar 125.4 mbar +78.1 mbar
Potencia Total 315.60 MW 283.86 MW 10.05% 402.43 MW 368.59 MW 8.4%
Rendimiento 50.59% 49.53% -1.06% 57.9% 56.65% -1.25%
Tabla 1. Efecto de la temperatura en la producción de potencia en las diferentes turbinas de los
dos ciclos combinados considerados
En la tabla 1 se comprueba cómo cuando la temperatura varía entre 10 y 30ºC, valores que pueden
considerarse normales en muchas regiones peninsulares, existen diferencias importantes en las
variables productivas del ciclo combinado. La influencia de la temperatura en las etapas de alta y
media presión de la turbina de vapor es despreciable, sobre todo si se comparan con los valores de
variación que se registran tanto en la turbina de gas como en la etapa de baja presión de la turbina de
vapor. En la tabla 2 se muestra cómo la influencia de la humedad relativa es mucho menor que la
influencia de la temperatura, y que se localiza casi exclusivamente en la etapa de baja de la turbina
de vapor. La humedad relativa afecta básicamente al funcionamiento de la torre de refrigeración y por
tanto a la presión del condensador.

Humedad Relativa 40% 80%
Incremento
40% 40% 80%
Incremento
40%
Temperatura 18ºC 18ºC - 18ºC 18ºC -
Potencia T. Gas 196.90 MW 196.90 MW 0% 254.41 MW 254.98 MW +0.22%
Potencia T.V. Alta 51.90 MW 51.90 MW 0% 29.73 MW 29.86 MW +0.42%
Potencia T.V. Media - - - 93.76 MW 94.26 MW +0.53%
Potencia T.V. Baja 57.76 MW 57.37 MW -0.64% 21.55 MW 19.82 MW -8.04%
Presión condensador 85.45 mbar 96.71 mbar +11.26 mbar 55.59 mbar 73.47 mbar +17.88 mbar
Potencia Total 303.71 MW 303.34 MW -0.12% 391.04 MW 390.56 MW -0.12%
Rendimiento 50.31% 50.25% -0.06% 57.91% 57.64% -0.27%
Tabla 2. Efecto de la humedad relativa en la producción de potencia en las diferentes turbinas
de los dos ciclos combinados considerados
Por lo tanto y como era de esperar, es mucho más importante a la hora de determinar el
funcionamiento de un ciclo combinado si un clima es cálido o frío, que si es húmedo o seco. Para el
estudio se eligen dos localidades que presentan una acusada diferencia en las temperaturas
registradas a lo largo del año. Por un lado se estudia la evolución del clima en Almería que se
corresponde con un clima cálido, y por otro lado la evolución en Gijón en el que se registra un clima
moderado. La altitud de ambas localidades es muy parecida y cercana al nivel del mar.
Metodología para la evaluación de la influencia del clima
Para el estudio del clima se ha desarrollado una metodología que busca caracterizar la evolución de
la temperatura y la humedad relativa de un emplazamiento concreto, a lo largo de un día tipo de cada
mes. Para realizar la distribución del día medio de un mes, se toman los valores medios de la
máximas y de las mínimas para cada mes y se realiza un distribución sinusoidal a lo largo de las 24
horas, teniendo en cuenta que la temperatura máxima se registra normalmente en torno a las 14
horas que corresponde a la posición más alta del sol. La amplitud de la sinusoide es la mitad de la
diferencia entre la temperatura máxima y la mínima. El método es aproximado pero permite estimar la
evolución diaria a partir de datos reales y con un margen de error en cuanto a la energía media
generada en un mes que no supera en ningún caso el 1.0%. La humedad relativa se calcula de un
modo similar, pero teniendo en cuenta que en las horas de insolación el aumento de temperaturas se
corresponde con un descenso de la humedad relativa en el ambiente, por lo que la forma de la curva
es la contraria, apareciendo el mínimo a las 14 horas. En la figura 1 se presenta la evolución de las
variables climatológicas más relevantes durante el mes de agosto en las localidades de Almería y
Gijón. Los valores medios registrados en Gijón son (www.inm.es): temperatura máxima 22.8ºC,
temperatura mínima 16.1ºC y humedad relativa media 54%. En Almería: temperatura máxima 30.4,
temperatura mínima 21.6ºC y humedad relativa media 78% (www.inm.es).

Temperatura (ºC)
35
30
25
20
15
Temp. (Gijón) HR (Gijón)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
100
90
80
70
60
50
40
Humedad Relativa (%)
(a)
Temperatura (ºC)
35
30
25
20
15
Temp. (Almería) HR (Almería)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Horas
Figura 1. Evolución de las temperatura y de la humedad relativa en Gijón (a) y Almería (b) en
agosto a partir de los valores medios, máximos y mínimos registrados
En la figura 1 se observan las características particulares de cada clima. Ambos emplazamientos por
corresponder a lugares que están cerca del mar tienen una importante humedad relativa que hace
que las diferencias de temperatura entre el día y la noche no sean muy acusadas. Gijón corresponde
a un clima típicamente atlántico con temperaturas suaves tendiendo a ser frías y Almería
correspondería aun clima de tipo mediterráneo, sin grandes variaciones diarias pero con
temperaturas medias altas. La humedad relativa es ligeramente mayor en Gijón que en Almería.
4. DESCRIPCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL
La liberalización del mercado eléctrico en España tuvo lugar en 1998. A partir de enero de ese año, el
sistema de retribución por la venta de energía eléctrica se realiza por un sistema de subasta según el
modelo inglés, que se denomina pool. En este sistema tanto los vendedores de energía eléctrica (las
grandes productoras de energía), como los compradores (las empresas distribuidoras y los
consumidores cualificados con capacidad de elección) hacen ofertas de venta y compra de energía.
Los tramos de energía ofertados se ordenan según el precio al que se ofertan de menor a mayor. El
precio donde la demanda coincide con la oferta se llama precio de casación. Este cálculo se repite
cada hora de manera que sirve como base para la determinación del precio horario. El precio horario
está formado por varios factores: precio de casación, mercado secundario y garantía de potencia,
entre otros (www.omel.es). Generalmente, aunque existen excepciones, de todos estos factores el de
mayor importancia es el precio de casación. La consecuencia directa de que el precio de la energía
se calcule mediante este sistema, es que el precio horario se adapta en gran medida a la demanda.
De este modo las horas de mayor demanda son en las que se registran los precios más altos,
mientras que aquéllas en las que la demanda baja, los precios siguen la misma tendencia. La
demanda varía a lo largo de los diferentes meses del año debido, en parte, a que variación de las
condiciones climáticas hacen que el uso de la energía eléctrica sea diferente. Por ejemplo en los
meses de invierno se observa claramente un pico de demanda en las últimas horas del día que se
asocia al consumo eléctrico (calefacción) de los domicilios particulares, mientras que en los meses de
verano, ese pico de demanda se desplaza a las horas centrales del día en las que se produce un uso
importante de los sistemas de acondicionamiento de aire.
100
90
80
70
60
50
40
Humedad Relativa (%)
(b)

Intuitivamente es evidente la influencia del clima a la hora de determinar el precio de la energía
eléctrica, produciéndose una oscilación de precios entre las diferentes estaciones y entre las
diferentes horas del día. Esta oscilación de los precios puede afectar negativamente a los ingresos de
las compañías productoras de energía eléctrica propietarias de los ciclos combinados. En particular,
afecta negativamente en los meses de verano, ya que los precios más altos se producen
generalmente cuando el ciclo combinado trabaja fuera, y por debajo, del punto de diseño.
Para realizar la cuantificación económica de la influencia de las condiciones climáticas en un ciclo
combinado se van a emplear los valores de precio de electricidad de 1999 y 2000 (www.omel.es).
Debido a que la liberalización comenzó en enero de 1998, se consideran los años 1999 y 2000 como
representativos de precios estabilizados. Se calcula un día medio para cada mes diferenciando días
laborables de festivos, de manera que se tienen 24 distribuciones diarias de precios de la electricidad,
dos para cada mes. El precio del gas natural es mas difícil de estimar, puesto que las compañías
eléctricas, grandes consumidoras de gas, llegan a pactar con frecuencia, de manera bilateral, precios
distintos a los precios de gas natural máximos que fija el gobierno para usos industriales. Por este
motivo, se ha tomado el valor medio anual (www.cores.es). Del mismo modo que el clima afecta a las
ofertas de la demanda del mercado, el precio del gas condiciona las ofertas de los productores,
puesto que una subida en el precio del gas, como la ocurrida durante el año 2000, aumenta los
costes de producción de la energía eléctrica en los ciclos combinados.
Precio (ptas/kWh)
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
Precios laborables
Precios festivos
Valle
Valle
Punta Punta
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
Horas
Punta
Figura 2. Evolución de los precios de la energía eléctrica en los días laborales y festivos de
agosto a partir de los valores del pool de 1999 (www.omel.es)
En la figura 2 se presenta la evolución de los precios de los días laborables y festivos en el mes del
agosto que corresponde a un día representativo de verano. Se comprueba cómo las horas de máximo
precio de la electricidad son las centrales del día, de 12 a 19 horas, en los días laborables, ya que
son las horas de máxima demanda. En los festivos aparece la punta de las horas centrales, pero es
más corta, produciéndose una segunda punta en las primera horas de la noche, de 21 a 23 horas.

Los precios son más altos los días laborables, ya que la demanda de electricidad para usos
industriales es más alta. Se observa también otra de las características del mercado español durante
el año 1999, que fue la poca diferencia entre horas punta y valle.
Del mismo modo que la hora es la que termina el periodo valle o punta, las temperaturas condicionan
el uso de la calefacción y el aire, y hacen que el precio de la tarifa dependa del clima. Este
comportamiento del mercado eléctrico afecta negativamente al rendimiento económico de los ciclos
combinados. Las horas de tarifa máxima, que en verano son las horas de mayor calor, coinciden con
las horas de menor producción del ciclo, y sin embargo las horas nocturnas en las que el ciclo
combinado maximiza su producción se corresponden con las horas en las que la demanda es menor
y por tanto los precios son mínimos. Por este motivo, es fundamental tener en cuenta este factor al
estudiar la rentabilidad económica de los ciclos combinados, ya que como se verá en los siguientes
apartados, el clima del emplazamiento elegido para el ciclo combinado condicionará los ingresos
económicos que genere el mismo.
5. ESTUDIO DE LA INFLUENCIA DEL FACTOR CLIMA EN LA POTENCIA EN DOS
EMPLAZAMIENTOS CONCRETOS.
Con la metodología que se ha presentado en el apartado anterior se estudia la influencia del clima en
un ciclo combinado de iguales características, pero localizado en dos emplazamientos de clima
diferente. Las localidades elegidas para llevar a cabo el estudio son Almería y Gijón, que como se ha
visto en el apartado dedicado al modelo climático, tienen climas opuestos en cuanto a las
temperaturas registradas y, por tanto, permiten observar las diferencias de ingresos que produciría el
ciclo combinado en una y otra. Otro factor que afecta a la potencia producida en un ciclo combinado
es la diferente altitud a la que se encuentre situado el ciclo combinado y que en ambos casos es muy
parecida, 10 m en Gijón y 21 m en Almería. Aunque se ha tenido en cuenta en el modelo para el
cálculo de la potencia producida, este factor no afecta a la comparación de los resultados en los dos
emplazamientos, puesto que la diferencia entre ambos es muy reducida.
La figura 3 presenta la evolución mensual de la potencia media que el ciclo combinado sería capaz de
producir en cada mes. Se observa una línea central que corresponde a la potencia media que se
produce a lo largo del mes en cada emplazamiento. Las líneas discontinuas representadas por
encima y por debajo señalan los valores máximos, que se producen cuando la temperatura es
mínima, y mínimos, que se producen cuando la temperatura es máxima, registrados en cada mes. La
línea gruesa señala la potencia de diseño del ciclo combinado que se está estudiando. En ejemplo del
ciclo de 395 MW de potencia, en Almería, la potencia media que se produce en cada mes está
siempre por debajo de la producida en Gijón, alcanzando hasta una diferencia de 10 MW. Por otra
parte el hecho de que haya una mayor oscilación de temperatura entre máxima y mínima en Almería,
provoca que la potencia presente el mismo comportamiento, aunque en este caso no es un
comportamiento crítico, puesto que los dos emplazamiento tienen un clima suave y las oscilaciones
en potencia no sobrepasan los 13 MW en Gijón y los 17 MW en Almería. Se destaca que en el caso
de Almería, durante los meses de junio, julio, agosto y septiembre, el ciclo combinado no sería capaz
de alcanzar la potencia de diseño ni siquiera en los momentos de máxima producción. Este

comportamiento hace que la potencia que se podría producir en Almería si se mantuviera el ciclo
funcionando durante todo el año nunca podría superar los 3401.13 GWh, frente al límite de 3416.40
GWh que correspondería al funcionamiento ideal de un ciclo en el punto de diseño durante todo el
año. Esto supone una producción de energía un 0.44% inferior. Sin embargo en Gijón, la potencia
límite se situaría en 3470.3 GWh, que en este caso estaría un 1.6% por encima del valor de diseño.
Las causas de esta diferencia en la energía producida se deben exclusivamente al clima de cada
emplazamiento, y por tanto, desde un punto de vista técnico resultaría más rentable la elección de
emplazamientos para ciclos combinados con climas fríos.
Potencia media, máxima y mínima (kW)
Potencia media, máxima y mínima (kW)
325000
320000
315000
310000
305000
300000
295000
290000
285000
280000
275000
410000
405000
400000
395000
390000
385000
380000
375000
370000
365000
360000
Potencia en Gijón
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
Potencia en Gijón
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
(a)
(a)
Potencia media, máxima y mínima (kW)
Potencia media, máxima y mínima (kW)
325000
320000
315000
310000
305000
300000
295000
290000
285000
280000
275000
410000
405000
400000
395000
390000
385000
380000
375000
370000
365000
360000
Potencia en Almería
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
Potencia en Almería
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
Figura 3. Evolución de la potencia media producida por los ciclos combinados de 308 y 395
MW en Gijón (a) y Almería (b). Se incluyen los máximos y mínimos mesuales.
El comportamiento del ciclo respecto al clima se observa de manera más detallada si se representan
el mes más representativos del verano (agosto – funcionamiento perjudicado por las altas
temperaturas) y del invierno (febrero – funcionamiento favorecido por las bajas temperaturas). La
figura 4 confirma los resultados observados en la figura 3. En los meses de comportamiento climático
más extremo, la potencia que se podría producir en Gijón siempre estará por encima de los valores
de potencia que se obtienen en Almería. Este comportamiento se acentúa en los meses de verano en
los que en ninguno de los dos emplazamiento se alcanzaría la potencia de diseño, pero de manera
más acusada en Almería.
(b)
(b)

Potencia (kW)
330000
320000
310000
300000
290000
280000
270000
FEBRERO
Gijón
Almería
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
(a)
Potencia (kW)
330000
320000
310000
300000
290000
280000
270000
AGOSTO
Gijón
Almería
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Figura 4. Evolución de la potencia que produce el ciclo combinado de 308 MW en Gijón y
Almería en los meses de Febrero (a) y Agosto (b).
A pesar de obtenerse conclusiones en cuanto a potencia generada y diferencia de energía producida
entre ambos emplazamientos, debe de realizarse un estudio económico para cuantificar en términos
monetarios esta influencia y estudiar la rentabilidad económica del ciclo combinado. No es suficiente
con saber que emplazamiento produce mayor cantidad de energía, sino que tiene mucha importancia
el modo en el que ésta se produce a lo largo del día y del año puesto que, como se observa en la
figura 2, los ingresos obtenidos por venta de electricidad no son constantes.
6. CUANTIFICACIÓN ECONÓMICA DE LOS RESULTADOS DE POTENCIA OBTENIDOS
Con el modelo de retribución de la energía eléctrica que existe en la actualidad, no basta con saber
cómo evoluciona el ciclo en cuanto a potencia producida, es imprescindible relacionar el momento en
el que se produce esta potencia con el precio que se paga por la electricidad en ese instante.
Para el cálculo de los resultados se ha considerado una disponibilidad del 90% a lo largo de todos los
meses del año. El precio por kWh de electricidad producido es el que se registró en los años 1999 y
2000. Debido a que el objetivo es cuantificar económicamente la influencia del clima, y éste influye en
la energía producida por el ciclo combinado, solo se ha incluido en el análisis económico el precio
variable por venta de electricidad (precio de casación y precios de mercado secundario e intradiario).
Se ha excluido el precio de la garantía de potencia y otras retribuciones, por lo que los resultados
económicos hay que tomarlos con precaución ya que no son los totales.
Debido a que el precio del gas natural es más difícil de estimar, se ha tomado como un valor
constante e igual al promedio de los valores registrados anualmente. Para el año 1999, 2.0
ptas/Termia y 2.5 ptas/Termia en el año 2000 (www.cores.es).
Realizada la simulación con las condiciones ambientales ya presentadas para ambos
emplazamientos y considerando los precios de electricidad y gas natural analizados se concluye que,
en Almería se ingresarían 4051.8 millones de pesetas anuales una vez descontados los gastos de
combustible, y 4160.6 millones de pesetas en Gijón. Esto da una diferencia global de 108.8 millones
de pesetas, valores que se muestran en la tabla 3. A estas cantidades deberían añadirse otros
importes que son independientes del emplazamiento y que por lo tanto, no se han tenido en cuenta
hasta ahora. Se considera que el ciclo combinado se desea amortizar en 15 años, como su potencia
nominal es de 395 MW, se estima que la inversión será de 35550 millones de pesetas (90000 pesetas
el kilowatio de potencia instalado). Por tanto, a los ingresos anuales deberá descontarse un importe
(b)

de 2370 millones de pesetas. Además se descontarán gastos de operación y mantenimiento por
importe de 1.5% de la inversión inicial, lo que supone 533 millones al año. El resultado obtenido
supone un incremento de un 9.5% en los ingresos de Gijón frente a los de Almería.
Ingresos Amortización Mantenimiento Ingresos
Variables Brutos
(Millones ptas.) (Millones ptas.)
Variables Netos
Gijón 4160.6 2370 535 1255.6
Almería 4051.8 2370 535 1146.8
Millones de pesetas
Tabla 3. Ingresos y gastos fijos en cada emplazamiento en el ciclo de 395 MW (año 1999)
700
600
500
400
300
200
100
0
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
Gijón
Almería
20
15
10
5
0
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Figura 5. Ingresos obtenidos en cada mes en el ciclo combinado de 395 MW para cada uno de
Millones de pesetas
Meses
los dos emplazamientos. Diferencia de ingresos Gijón - Almeria (1999)
En la figura 5 presenta los ingresos obtenidos para cada mes en ambos emplazamientos para el ciclo
de 395 MW y los datos de 1999. También muestra la diferencia de ingresos que es posible obtener en
Gijón frente a Almería, debido exclusivamente al clima.
En la figura 6 aparecen los resultados cuando el pool considerado es el del año 2000. Los precios del
gas natural se consideran, como en el caso del año 1999, tomando un valor medio de los máximos
fijados en 2000 para uso industrial. Frente a la regularidad observada en el año 1999, el año 2000,
presentó marcadas diferencias en cuanto al precio de la electricidad a lo largo de los meses.
Millones de pesetas
500
400
300
200
100
0
-100
-200
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Meses
Gijón
Almería
Millones de pesetas
20
15
10
5
0
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Figura 5. Ingresos obtenidos en cada mes en cada uno de los dos emplazamientos y diferencia
Meses
de ingresos Gijón - Almeria (2000) con el ciclo de 308 MW

La causa de que sucediera esto, es que el año 2000 tuvo abundantes precipitaciones, lo que provocó
en determinados meses (mayo y diciembre) hubiera una gran oferta de energía hidroeléctrica lo que
disminuyó el precio final de la electricidad. Esta situación unida al incremento del precio del gas
(incluida su influencia en el precio medio anual) reduce la rentabilidad de producción de energía con
ciclos combinados. Se comprueba por tanto cómo otro factor climático, las precipitaciones, condiciona
el modo utilizado para producción de energía eléctrica y los precios del mercado. En este caso, la
diferencia neta de ingresos entre las dos localidades sería de 117 millones de pesetas, lo que
supondría un 14.5% de incremento en Gijón respecto de Almería.
Por lo tanto, aunque existan años en los que sea más beneficioso la producción de energía mediante
gas natural que en otros (dependiendo de la pluviosidad), la diferencia de ingresos entre localidades
con climas diferentes se va a mantener. Se puede afirmar que un ciclo combinado instalado en Gijón
permitirá ingresar siempre una cantidad de dinero neta al menos un 10% por encima de la que se
obtendría en Almería.
7. CONCLUSIONES
En este artículo se presenta el estudio y cuantificación de la influencia de las condiciones ambientales
en el funcionamiento de los ciclos combinados. Además, se diseña una metodología para la
evaluación de esta influencia, que es particular para ciclos combinados, pero que sirve para el
análisis de cualquier central térmica. La metodología permite realizar comparaciones fiables entre
diferentes escenarios, obteniendo información lo suficientemente detallada como para conocer la
evolución media diaria de la producción de potencia en los diferentes emplazamientos. De esta
manera, es posible evaluar en términos económicos la potencia generada, teniendo en cuenta que los
precios de la electricidad no se mantienen constantes a los largo del día, sino que oscilan
adaptándose a la demanda prevista.
En cuanto a los resultados obtenidos, se ha comprobado cómo el clima es un factor fundamental en
el funcionamiento de los ciclos combinados y que condiciona su rentabilidad. Después de un análisis
de los diferentes sistemas que integran un ciclo combinado se conoce que el sistema más afectado
por las altas temperaturas es la turbina de gas, seguido de la temperatura de baja de la etapa de baja
presión de la turbina de vapor. Otros factores climáticos, como la humedad relativa tienen una
influencia menor.
La temperatura ambiente y la humedad relativa puede tener una gran variación según el
emplazamiento que se seleccione, por lo que es recomendable realizar un estudio exhaustivo del
clima de la zona. Por otra parte, el mercado eléctrico también se ve condicionado por el clima,
aunque de manera más general y no siendo influido por factores localizados. Un factor que afecta de
manera global al mercado eléctrico actual es el nivel de precipitaciones que se registren en un año ya
que condiciona la producción eléctrica en las centrales hidroeléctricas y el precio final de la
electricidad.
Finalmente, del estudio económico realizado se deduce que el clima del emplazamiento permite
obtener mayores ingresos en las localidades que tienen temperaturas medias inferiores. Esta mejora

en los ingresos netos (descontados gastos de amortización, operación y mantenimiento) sería
superior al 10% en el caso de Gijón frente a Almería, independientemente de que el año fuera más o
menos favorable a la producción de energía utilizando gas natural y al tipo de ciclo combinado
instalado. Aunque se estudien otros factores a la hora de decidir el futuro emplazamiento de un ciclo
combinado, como puedan ser la disponibilidad de gas, el transporte posterior de la energía o
intereses estratégicos, nunca se deberá olvidar el clima, ya que cómo se ha demostrado en este
trabajo, constituye un factor relevante.
BIBLIOGRAFÍA
Corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos (www.cores.es)
Infopower. Proyectos de Ciclo Combinado en España (I). Infopower, nº23, 2000.
Infopower. Proyectos de Ciclo Combinado en España (II). Infopower, nº25, 2000.
Instituto Nacional de Meteorología (www.inm.es)
Maghon, H., Becker, B., Schulenberg, T., Termuhelen, H., Kraemer, H. The advanced V84.3
gas turbine. American Power Conference Annual Meeting. 1993.
Maghon, H., Bergmann, D., Brueckner, H., Kriesten, W. Y Termuelen, H. Combined Cycle
Power Plants for load cycling duties. American Power Conference Annual Meeting. 1989.
Operadora del Mercado Eléctrico (www.omel.es)
Turbomachinery International. GT26 Kicks off New Zealand Combined-Cycle Program.
Turbomachinery International, vol. 38, nº2, pp. 31-34, 1997.