LOS MERCADOS DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS: LA EXPERIENCIA ESPAÑOLA Seguridad y suficiencia en el suministro de energía eléctrica Programa C R E G - A L U R E Santiago de Chile, 25 - 27 M a r z o 2002

Gregorio Relaño Cobián Jefe de la Unidad de Análisis de Mercados y Procesos Iberdrola Generación IBERDROLA GENERACIÓN

CONTENIDO

•

INTRODUCCIÓN

•

SITUACIÓN PREVIA

•

SITUACIÓN ACTUAL

•

SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

•

CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE

•

EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS

IBERDROLA GENERACIÓN

SPAIN´S MAIN FIGURES Demand 196 TWh % 100

Population:

40 M

Area:

500 000 km2

80

Income per capita :

13 300 US$

60

GDP

540 billion US$

Maximum demand:

33 500 MW

Consumption per capita:

5.3

40 20

4 900 kWh

euro/MWh 17.7 18.6 Nuclear

26.2

Oil-Gas

40

Coal

20

Hydro

37.5

Net Interchanges Oil-Gas Imported Coal

32.2

Non utilities Hydro

31.7

Domestic Coal Nuclear

Electricity market: Average price composition (2000)

% 100

60

2.3 14 14

0

Installed capacity 44.080 MW 80

7

0

45,00 39,13 1,18 0,32 0,22 5,57 40,00 31,84 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Average Regulation Capacity market Other payment Day price Congestion ahead management markets market IBERDROLA GENERACIÓN

I B E R D R O L A es líder en los mercados de SS.CC. En España PARTICIPACIÓN EN LOS MERCADOS

60.00%

IBERDROLA

50.00% 40.00% 30.00% 20.00% 10.00% 0.00% -10.00%

DIARIO

RESTRICCIONES

SS. CC.

GESTION DE

GARANTIA DE

DESVIOS

POTENCIA

TOTAL

IBERDROLA GENERACIÓN

INTRODUCCIÓN

→La ley del sector eléctrico de 1997 (LSE) introdujo el concepto de Servicios Complementarios.

Diferenciados de la producción de energía.

→Aquellos SS.CC. No considerados obligatorios son ahora remunerados. →Toda la gestión de los SS.CC. Es una función específica del OPERA DOR DEL SISTEMA.

→En 1996 y 1997 CNE, la Comisión Nacional de la Energía, organizó una serie de grupos de trabajo sobre servicios complementarios. En la actualidad, no todos los servicios han sido completamente desarrollados.

→Dificultad en alcanzar acuerdos sobre qué debe dejarse a los mercados y qué debe ser considerado obligación: Seguridad vs Mercados. (Sin embargo, un buen diseño de mercado funciona

mejor

que las

obligaccion obliga ione es. ) IBERDROLA GENERACIÓN

SITUACIÓN PREVIA

→La regulación anterior en España no reflejaba ninguna consideración especial para los servicios complementarios. Costes estándares para cada actividad ⇒ pago implícito de los SS.CC.

→Regulación de potencia activa: REE tenía la capacidad de redespachar las fuentes de generación en cuanto lo considerara necesario. No existían programas firmes para el día; no existía el concepto de desvío. Únicamente estaba contemplado una compensación fija para el servicio de regulación de AGC.

→Control de tensiones:

Los procedimientos de control de tensiones en la red de transporte fueron establecidos. Todo el equipo disponible estaba obligado a seguir las instrucciones del operador del sistema sin ninguna remuneración especial o compensación. IBERDROLA GENERACIÓN

SITUACIÓN ACTUAL(1): CAMBIOS LEGALES

→Desde enero 1998 los servicios complementarios son considerados productos separados, bien sujetos a obligación o en condiciones de mercado, con una remuneración basada en el precio marginal del servicio.

→El Operador del Mercado (OM) es el responsable de la gestión de los mercados del día anterior e intradiarios. El OM es también responsable de las liquidaciones económicas de todas las subastas implantadas.

→El Operador del Sistema (OS) es el responsable de la gestión técnica de los aspectos de seguridad de la operación. El OS compra los servicios complementarios.

→Instituciones regulatorias. La Comisión Nacional de la Energía (CNE) actúa como cuerpo técnico consultivo y es también responsable de la liquidación económica de las actividades reguladas (transmission and distribution). El Ministerio de Economía (MINECO) es la autoridad reguladora. IBERDROLA GENERACIÓN

SITUACIÓN ACTUAL (2): PRÓXIMOS PASOS

→Después de cuatro años de operación, el mercado español de electricidad todavía tiene que desarrollar mecanismos para algunos servicios complementarios.

→Las reservas de potencia activa están totalmente desarrolladas y en operación. Aceptadas unánimemente como un servicio de valor diferente que tiene que ser reconocido.

→El servicio de tensión/potencia reactiva está plenamente desarrollado pero no ha comenzado su aplicación.

→Otros servic ios como el arranque de ceros están todavía en fase de estudio.

→La gestión diaria de los servicios complementarios requiere de un sistema de información potente y fiable.

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EL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA El Mercado de Ofertas (pool)/La Operación del Sistema

Mercado diario de energía

Operador del Mercado (OM)

Operador del Sistema (OS)

Mercado intradiario de energía

Mercados de Serv. Comp. (SSCC) •Regulación secundaria •Reserva terciaria •Regulación primaria, control de ten siones, reposición del servicio

Gestión de restricciones de red

Operación y despacho en tiempo real

Pago por garantía de potencia en función de la disponibilidad real La Gestión de Riesgos Contratos bilaterales físicos y financieros (gestión de riesgos)

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FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN MERCADO DIARIO Resultado Casación

Contratos

+

Bilaterales Internacionales

Contratos Bilaterales Nacionales SOLUCIÓN RESTRICCIONES TÉCNICAS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

6 MERCADOS INTRADIARIOS

Programa Base de Funcionamiento Programa Diario Viable

OTROS PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA Programas Horarios Finales

OPERADOR MERCADO

OPERADOR SISTEMA

Programas Horarios Operativos IBERDROLA GENERACIÓN

Sesiones del Mercado Diario e Intradiario H08

H09

H10

H11

H12

H13

H14

Mercado Diario del día D

Día D-1

H15

H16

Cierre

H17

H18

H19

H20

H21

H22

H23

H24

H01

H02

H03

H04

H05

H06

H07

H08

H09

H10

H11

Día D

H12

H13

H14

H15

H16

H17

H18

H19

H20

H21

H22

H23

H24

H15

H16

H17

H18

H19

H20

H21

H22

H23

H24

10:00

Restricciones del día D Mercado de Regulación secundaria del día D Mercado de Regulación terciaria del día D 1ª Sesión Mercado Intradiario

Apertura:

16:00

Cierre:

17:45

2ª Sesión Mercado Intradiario

Apertura:

21:00

Cierre:

21:45 Apertura:

3ª Sesión Mercado Intradiario

Cierre:

1:00 1:45

4ª Sesión Mercado Intradiario Cierre: Mercado Diario del día D+1 Restricciones del día D+1 Mercado de Regulación secundaria del día D+1 Mercado de Regulación terciaria del día D+1

Apertura:

4:00

Cierre:

4:45

10:00

5ª Sesión Mercado Intradiario

Apertura:

8:00

Cierre:

8:45

6ª Sesión Mercado Intradiario

Apertura:

12:00

Cierre:

12:45

Última oportunidad de comprar / vender en el mercado intradiario

H08

1ª 2ª 3ª 4ª 5ª 6ª

H09

H10

H11

H12

H13

H14

Día D-1

H15

H16

H17

H18

H19

H20

H21

H22

H23

H24

H01

H02

H03

H04

H05

H06

H07

H08

H09

H10

H11

Día D

H12

H13

H14

Sesión Sesión Sesión Sesión Sesión Sesión

IBERDROLA GENERACIÓN

SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA

→Los servicios de regulación de potencia activa proveen la potencia que en todo momento iguala el consumo con la generación. Existen dos tipos de mercados mercados:

→Proveer potencia en menos de 300s. =La potencia en control bajo un AGC provee este servicio.

→Proveer la energía que iguala consumo y generación. → Existen tres fuentes de esta energía de regulación. Cada una de las cuales tiene su precio marginal que le aplica a ella sóla. =Energía de regulación secundaria. =Energía de reserva o regulación terciaria. =Gestión de desvíos. IBERDROLA GENERACIÓN

SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

→El reparto del coste de los servicios de regulación responde a dos aproximaciones diferentes.

→El coste de la banda (regulación secundaria a subir y a bajar) es repartida entre todos los consumidores de energía, de forma proporcional a la energía consumida.

→El coste de la energía de regulación se reparte únicamente entre los agentes cuya energía horaria medida difiera de la programada, i.e. Aquéllos que tengan desvíos desvíos.

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SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

→¿Por qué el coste de la banda (regulación secundaria a subir y a bajar) se reparte entre todos los consum consumidores idores de energía, proporcionalmente al consumo? • La regulación secundaria proporciona una corrección rápida y automática de las desviaciones en el intercambio con Francia. La pérdida de dicha interconexión constituye una seria amenaza contra la seguridad del sistema. Todos los costes añadidos por mor de la seguridad son pagados por los consumidores. •La regulación secundaria también proporciona el servicio de seguimiento de carga. Los mercados determinan 24 programas horarios de energía. Es necesario un seguimiento más fino de la carga. Así, es pagado por los clientes.

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SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

→¿Por qué el coste de la energía de regulación se reparte únicamente entre los agentes cuya energía horaria medida difiera de la programada, i.e. aquéllos que tengan desvíos desvíos? • Las transacciones fruto de los mercados diario e intradiarios son firmes y deben ser satisfechas . • El coste debe ser repartido proporcionalmente al valor absoluto de la desviación, i.e. Ningún desvío es considerado beneficioso para el sistema y, por tanto, todos deben pagar. ⇒El miedo a los desvíos voluntarios previno la adopción de un precio único para la energía de regulación pagada y cobrada por todos, aunque sería más simple y económicamente lógico.

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REGULACIÓN PRIMARIA

→Regulación primaria: incremento o reducción de potencia como

consecuencia de las alteraciones de frecuencia en la red. red →Obligatorio. (no se considera remuneración) Todo generador debe tener instalado un regulador. Razón de esta medida: la dificultad de medición de este servicio de forma separada.

→Definición del servicio: 1.5 % de la potencia nominal debe poder ser variado en menos de 15s para perturbaciones inferiores a 100 mHz y linealmente entre 15s y 30s para perturbaciones entre 100 mHz y 200 mHz. Todo regulador ha de tener una banda muerta inferior a 10 mHz.

→Aquellos generadores que no cumplan pueden contratar a otros que provean el servicio que ellos no tienen.

→El operador del sistema podrá realizar inspecciones.

→No se ha considerado la existencia de energía de regulación primaria.

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MERCADO DIARIO DE RESERVA SECUNDARIA (I) Zonas de regulación →Éste es el único servicio de capacidad desarrollado hasta ahora como mercado.

→El servicio es prestado por el conjunto de generadores denominado zona de regulación. El cual debe estar englobado dentro de un único AGC (Automatic Generation Control).

→No todos los generadores englobados en una zona de regulación deben de tener la posibilidad de regulación automática. Este hecho beneficia tanto a las empresas generadoras como al OS:

→Internamente se compensan los pequeños desvíos que los grupos individuales puedan sufrir.

→Permite a la empresa de generación sustituir la reserva secundaria utilizada mediante mecanismos económicos (Despacho Económico)

→El OS no necesita realizar inspecciones de grupos individuales. →El OS no necesita operar directamente los medios de generación. IBERDROLA GENERACIÓN

MERCADO DIARIO DE RESERVA SECUNDARIA (II) Cantidad de reserva Tras la publicación del programa viable, el operador del sistema publica las necesidades de reserva secundaria de subir y bajar. Este dato es conocido por las empresas de generación antes de realizar las ofertas. Si bien el OS dispone de gran flexibilidad a la hora de determinar la cantidad necesaria de banda de regulación secundaria, el valor de referencia para la reserva de subir en horas de transición es el resultado de la fórmula:

6 * Pmax

• Donde Pmax es la demanda máxima prevista. • Para el resto de horas el valor es aproximadamente la mitad. La reserva de bajar oscila entre un 50% a un 100% de la reserva de subir. IBERDROLA GENERACIÓN

SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. Estructura de ofertas Campo

Unidad

Aunque el seguimiento del servicio se realiza en el ámbito de la zona de regulación, las ofertas deben ser enviadas individualmente por cada unidad de oferta. Esto permite al OS realizar un estudio básico de impacto en la seguridad de la red.

Unidad de Producción

Reserva a subir

MW

Reserva a bajar

MW

Precio

Pts/kW

Redespacho.

Break-up flag

Comentario

MWh

Cuando se requieren modificaciones en el programa horario de energía para proporcionar el nivel de reserva, éstas son declaradas en la oferta con el objetivo de permitir al OS de realizar un estudio previo de seguridad en la red. Posteriormente, las modificaciones anteriores serán formalizadas en los mercados intradiarios.

Las ofertas de reserva pueden ser asignadas parcialmente a menos que este flag esté activo.

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SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. Algoritmo de casación Las ofertas se reciben y son ordenadas por precio, precio aceptándose las más baratas hasta que el nivel de reserva requerido es satisfecho. Las siguientes condiciones complejas son contempladas en el proceso: • Ratio Subir/Bajar debe ser igual en todas las zonas de regulación. Para anticipar posibles inestabilidades dinámicas en tiempo real, se decidió que cada AGC tuviera el mismo ratio de reserva a subir y a bajar. • Ofertas no fraccionables deben ser asignadas por el total o rechazadas. Existe el riesgo de una asignación parcial que implique que se incurre en el coste total asociado a un redespacho de energía. • 10% banda muerta. La búsqueda termina cuando la diferencia entre el nivel requerido y el de las ofertas aceptadas es inferior a +/10%. IBERDROLA GENERACIÓN

SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. RCP: conceptos básicos

→RCP: Regulación Compartida Peninsular. →Mantener el intercambio con Francia en valores cercanos al programa es un aspecto fundamental para el sistema español ⇒ Seguridad

→Antes de la RCP, la supervisión y el control de la interconexión con Francia era realizado por sólo una empresa ⇒ Se requería un método más sofisticado

→En España, el concepto de regulación como un producto separado que tiene un valor intrínseco era comúnmente aceptado antes de la desregulación y el lanzamiento de los mercados de servicios complementarios. IBERDROLA GENERACIÓN

SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. RCP: intercambio de información

CECOEL

2

1

3

ZONA 1 4

1 2 3 4 5

ZONA 4 ZONA 2

ZONA 3

5

Frecuencia y nivel de intercambio real con Francia PGC,PGCSUP,PGCINF,ESTREG ,NID,PROG,VALNID CRR,ESTZON:{ACTIV,EMER,INACT,OFF} P,ESTGCU,LIMSUP,LIMINF PULSO,GCUON,SWTON

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SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. RCP: evaluación de funcionamiento ACE t EMER EMER

ACE: Area Control Error de la Zona. 100s PGC respuesta Ideal de la Zona Límites superior e inferior: Umbral ideal PGC. Respuesta actual PGC de la Zona

Gsch

Gact +

t

CRR + 1/G

+ + ACE +

10*Bf

+

fsch

-

fact

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SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. RCP: Cálculo de reservas MARGIN RESERVE

ZONE STATE

DEVIATION RESERVE

VALIDATED RESERVE VU = UD + f(UM) f(UM) is a fraction of UM such that: 1.- When UD < AUR, VU may not exceed AUR 2.- When UD > AUR, f(UM) =0 VD = DM + f(DM) f(DM) is a fraction of DM such that: 1.- When DD < ADR, VD may not exceed ADR 2.- When DD > ADR, f(DM) =0

UP

UM = PGCSUP - PGC

UD = -NID if NID0 DD = 0 otherwise

UP

UM = 0

UD = -NID if PRR0>0 UD = 0 otherwise

VU = UD

DOWN

DM = 0

DD = NID if PRR0