UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL

PROYECTO FIN DE CARRERA

NUEVO MODELO REGULATORIO DE LA GARANTÍA DE POTENCIA BASADO EN MECANISMOS DE MERCADO

AUTOR:

PEDRO MONTOYA INSAUSTI MADRID, Septiembre de 2006

Autorizada la entrega del proyecto al alumno:

Pedro Montoya Insausti

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

David Soler Soneira

Fdo:

Fecha:

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román

Fdo:

Fecha:

Resumen

NUEVO MODELO REGULATORIO DE LA GARANTÍA DE POTENCIA BASADO EN MECANISMOS DE MERCADO Autor: Montoya Insausti, Pedro. Autor: Soler Soneira, David. Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTO El problema de la garantía de Potencia surge de una de las cualidades principales de la electricidad, que es su carácter no-almacenable, lo que obliga a que en todo momento la electricidad que sea demandada sea igual a la electricidad que se genere. La Garantía de Potencia ha de asegurar que exista suficiente potencia disponible en el sistema eléctrico para abastecer la demanda en todo momento. Los momentos más críticos del sistema son los de la punta de demanda, donde para abastecer toda la demanda es necesario que haya centrales que sólo entren en funcionamiento en estos períodos. Es necesario garantizar que estén disponibles dichas centrales para que puedan abastecer a la punta de demanda. Pero estas centrales también presentan más riesgo para instalarse dado que los ingresos que obtienen son más volátiles. En los sistemas regulados la capacidad que ha de ser instalada la determina el Regulador. En los mercados liberalizados, cada agente decide si invertir en estas centrales. El precio del mercado debería ser suficiente señal para incentivar nueva inversión, pero no sucede así. Por tanto es necesario un método que incentive la nueva inversión y asegure que la demanda eléctrica sea abastecida. En el mundo, los métodos de garantía de potencia se basan en: Contratos bilaterales físicos a largo plazo que garanticen el abastecimiento de la demanda contratada, en subastas de nuevos entrantes similares a las de los sistemas regulados o en los pagos por capacidad, que se basan en realizar un pago extra para estabilizar los ingresos de los generadores y disminuir el riesgo para realizar nuevas inversiones. Este pago puede ser determinado por el Regulador o bien remunerando una cierta potencia firme que cada generador tendrá disponible en los momentos críticos. En el proyecto se propone un nuevo método basado en un mercado de capacidad en el que los ofertantes comprometen una potencia disponible en los momentos críticos a través de unas opciones financieras de fiabilidad.

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Resumen

Según estas opciones de fiabilidad, los generadores han de pagar a la demanda la diferencia entre el precio del mercado eléctrico y un precio umbral determinado por el Regulador cuando el primero supere al segundo. A cambio se garantiza al generador que su producción entrará en el mercado eléctrico. El ingreso que percibirá el generador se limitará a dicho precio umbral. En caso de no estar disponible, además de tener que realizar el pago anterior, debe hacer frente a una penalización extra. Esta penalización pretende incentivar la existencia de centrales con una alta fiabilidad asociada. El Operador del Sistema acude al mercado de capacidad en representación de la demanda y la modelará según la función de Utilidad Marginal. Para obtener dicha función es necesario determinar los Costes de Explotación Esperados y a partir de éstos se obtiene la Utilidad de la capacidad contratada como disminución de dicho coste respecto al caso de no contratar ninguna capacidad. La Utilidad Marginal es la derivada de la Utilidad respecto a la capacidad y determina el máximo precio que la demanda estaría dispuesta a pagar por incrementar el nivel de capacidad contratada. Los Costes de Explotación Esperados se determinan según el Coste de Explotación Total que se dé en diversos escenarios de probabilidad. El Coste de Explotación Total viene determinado por el coste de Energía no Suministrada que es un valor fijo determinado por el Regulador. Por tanto, se han de simular una serie de escenarios según el método de Monte Carlo y obtener en cada escenario el coste de explotación total en función de la potencia contratada. Es necesario realizar una caracterización de los agentes: Las centrales térmicas y las de cogeneración vienen determinadas por su potencia nominal y su tasa de fallos/año. En el caso de centrales hidráulicas convencionales y de bombeo, vienen definidas por una distribución normal de la producción de la central en los momentos críticos según la estación del año. A los parques eólicos no se les permite ofertar en el mercado pero se tendrá en cuenta su producción en cada escenario, pero su aporte a la punta del sistema suele ser muy pequeño. No se tendrán en cuenta los intercambios con otros sistemas eléctricos para asegurar la Garantía de Potencia de éste. El último parámetro a simular es la demanda de cada escenario, que debe ser estimada para cada escenario. No se tiene en cuenta el efecto de los intercambios internacionales ni tampoco el efecto de la red eléctrica sobra la fiabilidad del sistema, por tanto el mercado de capacidad considerado es de nudo único. La producción y la demanda contratadas bilateralmente se descontarán del mercado de capacidad. El mercado de capacidad se convoca cada año. Los parámetros de dicho mercado han de ser determinados por el Regulador: ii

Resumen

El precio umbral determina el momento en que se puede decir que el sistema se encuentra cercano al racionamiento. Se ha determinado que este precio sea igual a un 25 % por encima del coste variable de la tecnología marginal de punta. La penalización se propone que la determine el Operador del Sistema según la estimación que éste realiza del funcionamiento del mercado en función de la penalización que se imponga, de manera que se obtenga un nivel de fiabilidad determinado. En el proyecto se ha determinado de manera que el índice de fiabilidad mínimo de los generadores que entren en el mercado sea del 90 %. Con este método se incentiva que se realice nueva inversión en el sistema que aporte además verdadera fiabilidad a éste a través de la prima que se obtiene en el mercado de capacidad propuesto y de la garantía de vender los generadores entrantes en el mercado su electricidad comprometida en el mercado de electricidad en los momentos críticos del sistema. También se estabilizan los ingresos de los generadores a través de la prima obtenida en el mercado de capacidad frente a los precios del mercado eléctrico que resultan más volátiles. Se incentiva claramente a los generadores a estar disponibles en los momentos de necesidad. La interferencia con el mercado de electricidad es pequeña pues sólo se activan las opciones pocas horas al año. El precio umbral pasa a actuar como límite de precio del mercado de electricidad para la capacidad comprometida. El nivel de capacidad que se compromete en el mercado de capacidad se obtiene como aquélla que maximiza el beneficio social de todos loa agentes al modelar la demanda elásticamente mediante la curva de Utilidad Marginal. De la aplicación al caso ejemplo español se determina que el nivel de capacidad contratado varía según el coste de Energía No Suministrada que impone el Regulador, valor que determina la Utilidad de la capacidad contratada. La prima que se obtiene del mercado de capacidad es un 40 % menor que el pago por capacidad que se realiza actualmente. El pago total que se realiza a los generadores por su potencia comprometida es radicalmente menor. Por tanto se garantiza una determinada potencia disponible en los momentos de necesidad, se incentiva la nueva inversión se protege a la demanda de elevados precios del mercado eléctrico y se realiza a un coste bajo en comparación con otros modelos.

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Summary

NEW REGULATORY MODEL OF THE SECURITY OF SUPPLY BASED ON MARKET MECHANISMS.

SUMMARY: The problem of the security of supply in the electrical systems comes up from one of the main characteristics of the electricity. It lies in the fact that the electricity cannot be stored, what obliges that at every moment, the demanded electricity has to be equal to the generated electricity. The Security of Supply must assure that there will be enough capacity available in the system in order to supply the demand at every moment. The most critical moments for the system are the peak demand periods, where, in order to supply all the demand, it is necessary the existence of some centrals that will work only in these periods. It is also necessary to guarantee these central to be available in order to supply the peak of the demand. Nevertheless, these centrals perceive more risks for their installation because of the volatility of their incomes. In regulated systems, the capacity that must be installed is determined by the Regulator. In liberalized markets, each agent decides whether to invest in this kind of centrals or not. The spot price of the energy should be enough signal for encouraging new investment, but it does not happen. As a consequence, it is necessary to implement a method that will encourage that new investment and assure the electrical supply. World-wide, the methods of the Security of Supply used are based on: long-term physical bilateral contracts that will assure the supply of the contracted demand, on auctions for new entrants similar to the ones of the regulated systems or on capacity payments, that are based on the remuneration to the generators with an extra payment with the aim of establishing the generators’ income and reducing the risk for new entrants. This extra payment can be determined by the regulator or can be applied in exchange for a such firm capacity that each generator will have available en the critical moments. In this project, it is proposed a new method based on a capacity market where the offer commit a certain capacity to be available in the critical periods by mean of a reliability financial options called “call options”. According to these reliability options, generators must pay to the demand the difference between the spot price and a spike price determined by the Regulator when the first one overcomes the second one. In exchange for that, the generator is guaranteed to sell the committed production in the pool. The income that each generator will perceive from iv

Summary

the pool will be limited to the spike price. In case that the generator is not available in a critical moment, besides having to carry out the previous payment, will have to face an extra penalty. This penalty pretends to incentive the existence of centrals with a high reliability associated. The System Operator goes to the capacity market on behalf of the demand, and will model it according to the Marginal Utility function. In order to obtain such function, it is necessary to determine the Expected Exploitation Costs. Through this function, it will obtain the Utility of the contracted capacity as a decrease of those costs regarding the case of not contracting any capacity. The Marginal utility is the derivative of the Utility in regard to the capacity and determines the maximum price that the demand would be willing to pay in exchange for the increase of the level of the contracted capacity. The Expected Exploitation Costs are determined from the Total Exploitation Costs that will occur in different scenarios of probability. The Total Exploitation Costs are determined by the Value of Lost Load that is a fixed value determined by the Regulator. Therefore, a series of representative scenarios must be simulated by mean of the Monte Carlo method; in each scenario we will obtain the total exploitation cost in regard to the contracted capacity. The Expected Exploitation Costs will be obtained as a consideration of the Total Exploitation Costs obtained in each scenario in regard to the probability of occurrence of that scenario. For those simulations it is necessary to make a characterization of the agents: The thermal power and cogeneration stations are determined by their nominal power and their rate failures/year. The conventional and pumping hydro-electric power centrals are defined by a normal distribution of their production in the critical moments in regard to the season of the year. The eolic power parks will not be allowed to offer their capacity in the market as they already receive an extra payment to encourage their investment and their production in critical moments is very low, however their expected production will be considered for each scenario. The exchanges with other systems will not be taken into account for assuring the Security of Supply of this system. The demand will be estimated for each scenario. The effect of the electrical network on the reliability of the system will not be taken into account; therefore, the capacity market becomes an only-one-junction market. The demand an production contracted by mean of physical bilateral contracts will be deducted form the capacity market. v

Summary

The capacity market will be convoked every year. The parameters of the market must be determined by the Regulator: The spike price determines the moment where it can be said that the system is near rationing. It has been determined this price to be equal to a 25 % higher than the variable costs of the marginal peak technology. The penalty is proposed to be determined by the System Operator as an estimation that it will carry out from the expected operation of the market in regard to the penalty established, so that we finally obtain a certain reliability level. In this project it has been determined in such a way that the minimum reliability index of the generator accepted in the capacity market will be higher than 90 %. With this method, new investment that contribute real reliability to the system is encouraged by mean of the premium that is obtained from the capacity market proposed and by mean of the guarantee that the generators that are accepted in the market will sell their committed capacity in the pool in the critical moments of the system. Besides, the income of the generators is established through the above-mentioned premium obtained in the capacity market, opposite to the spot price that results more volatile. The generators are clearly encouraged to be available in the critical periods of the system. The interference in the electrical pool is minimum as the call options are only activated a few hours in the year. The spike rice becomes a price cap in the electrical pool for the committed capacity. The level of capacity that is committed in the capacity market is obtained as a maximization of the Social Profit by modelling elastically the demand by mean of the Marginal Utility curve. From the application of the model to the Spanish example case, it is determined that the level of contracted capacity varies in regard to the Value of Lost Load that the Regulators imposes, value that tries to evaluate the Utility of the contracted capacity. The premium obtained from the capacity market is a 40 % lower than the current capacity payment that is implemented in Spain. And the total payment that is granted to the generators in exchange for their committed capacity is radically less than the one obtained in the capacity payments. So that a certain capacity is guaranteed to be available in the system in the periods of scarcity, new investment is encouraged, the demand is protected from high prices in the electrical pool and all that is achieved to a low cost compared to other methods.

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Índice

Índice Capítulo 1: Introducción .............................................................................................. 1 1.1. La electricidad y la Garantía de Potencia................................................. 3 1.2. Garantía de Potencia vs. Apagón.............................................................. 5 1.3. Funcionamiento de un mercado eléctrico................................................ 7 1.4. La fiabilidad y la Garantía de Potencia .................................................. 12 Capítulo 2: Estado del Arte........................................................................................ 14 2.1. Contratación bilateral a largo plazo obligatoria ................................... 16 2.2. "Leave it to the Market" ............................................................................ 19 2.3. Subastas para nuevos entrantes .............................................................. 23 2.4. Compra de centrales por parte del Operador del Sistema.................. 25 2.5. Pagos por Capacidad ................................................................................ 27 2.6. Mercados de Capacidad. .......................................................................... 40 2.7. Conclusiones. ............................................................................................. 44 Capítulo 3: Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio ......................................... 46 3.1. . Nueva Propuesta Regulatoria de Seguridad de Suministro basada en la función de Utilidad ...................................................................................... 48 3.1.1. El producto .............................................................................................................. 49 3.1.2. El Mercado de Capacidad...................................................................................... 54 3.1.3. El Precio Umbral ..................................................................................................... 58 3.1.4. El horizonte temporal............................................................................................. 60 3.1.5. La penalización ....................................................................................................... 61

3.2. La Función de Utilidad de la Seguridad de Suministro ...................... 63 3.2.1. Utilidad cualitativa ................................................................................................. 68 3.2.2. Utilidad cuantitativa............................................................................................... 68 3.2.2.1. Determinación de los agentes....................................................................... 69 3.2.2.2. Función de Costes de Explotación ............................................................... 79 3.2.2.3. Costes de Explotación Esperados................................................................. 81 3.2.2.4. Función de Utilidad Marginal ...................................................................... 82

3.3. Conclusiones. ............................................................................................. 83 Capítulo 4: Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio de la Garantía de Potencia ......................................................................................... 87 4.1. Caracterización de los agentes ................................................................ 89 4.2. Determinación de la Curva de Oferta agregada................................... 92 4.2.1. Índice de Fiabilidad ................................................................................................ 93 4.2.2. Precio Umbral.......................................................................................................... 94 4.2.3. Penalización............................................................................................................. 95

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Índice

4.3. Función de Utilidad Marginal ................................................................. 96 4.3.1. Creación de escenario............................................................................................. 97 4.3.1.1. Centrales térmicas .......................................................................................... 97 4.3.1.2. Cogeneración y autoproductores ................................................................. 97 4.3.1.3. Cuencas hidráulicas, centrales de bombeo ................................................. 97 4.3.1.4. Parques eólicos ............................................................................................... 98 4.3.1.5. Modelado de la Demanda............................................................................. 98 4.3.2. Costes de Explotación Esperados ......................................................................... 99 4.3.2.1. Costes de Explotación totales ....................................................................... 99 4.3.2.1.1. Coste de Energía No Suministrada ..................................................... 100 4.3.2.1.2. Curva de Utilidad................................................................................ 103 4.3.3. Utilidad Marginal ................................................................................................. 104

4.4. Casación del Mercado de Capacidad ................................................... 105 4.5. Análisis de Resultados............................................................................ 106 Anexo A: Caracterización de los agentes del caso ejemplo.................. Anexos - 1 Anexo B: Modelado de la función de utilidad de la Garantía de Potencia ........................................................................................................ Anexos - 15 B.1. Simulación de escenarios ........................................................ Anexos - 16 B.2. Generadores de números aleatorios...................................... Anexos - 18 B.2.1. Generador de valores de una distribución Normal ...........................Anexos - 18 B.2.2. Generador de valores de una distribución Weibull...........................Anexos - 19

B.3. Análisis de los resultados ....................................................... Anexos - 20 B.3.1. Curva de Oferta ......................................................................................Anexos - 20 B.3.2. Análisis de Sensibilidad.........................................................................Anexos - 21 B.3.2.1. Sensibilidad al Coste de Energía No Suministrada...................Anexos - 22 B.3.2.2. Sensibilidad a la Penalización ......................................................Anexos - 23

Bibliografía............................................................................................Bibliografía - 1

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Índice de Figuras

Índice de Figuras Fig 1.1. Relación entre el índice de desarrollo humano y el consumo eléctrico por habitante en el mundo.............................................................................................................................................. 3 Fig 1.2. Casación del mercado eléctrico con demanda elástica. .......................................................... 9 Fig 2.1. Sistema eléctrico del Sudeste Australiano .............................................................................. 19 Fig 2.2. Evolución de los precios del mercado en la punta del año según regiones del sistema eléctrico del Sudeste australiano................................................................................................ 21 Fig 2.3. Curva de demanda usada para la subasta ............................................................................. 38 Fig 2.4. Mercado de Capacidad del LICAP.......................................................................................... 42 Fig 3.1. Aplicación de los Contratos de Fiabilidad.............................................................................. 50 Fig 3.2. Casación del mercado de capacidad en caso ejemplo........................................................... 56 Fig 3.3. Predicción de demanda horaria............................................................................................... 70 Fig 3.4. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en %. [Fuente REE].................. 76 Fig 3.5. Flujos de Importaciones más exportaciones de países de la UE como porcentaje de sus consumos....................................................................................................................................... 78 Fig 3.6. Función Coste de Explotación Esperado y Utilidad.............................................................. 81 Fig 3.8. Curva de Utilidad Marginal en función de la potencia contratada. ................................... 82 Fig 4.1 Aportación de la Potencia eólica a la punta de demanda. Fuente REE ............................... 91 Fig 4.2. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS fijo ............................................... 100 Fig 4.3. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS linealmente variable ................. 101 Fig 4.4. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS variable por tramos................... 102 Fig 4.5. Costes de Explotación Esperados y Curva de Utilidad. ..................................................... 103 Fig 4.6. Curva de Utilidad Marginal................................................................................................... 104 Fig 4.7. Casación del Mercado de Capacidad.................................................................................... 105 Fig. B.1. Capacidad Ofertada según fiabilidad asociada ...................................................Anexos - 21 Fig B.2. Utilidad Marginal según distintos costes de ENS.................................................Anexos - 22 Fig B.3. Curvas de Oferta según distintas Penalizaciones .................................................Anexos - 23

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Índice de Tablas

Índice de Tablas Tabla 3.1. Ingresos de los agentes según modalidad de venta de energía ...................................... 50 Tabla A.1. Cuencas hidráulicas ...............................................................................................Anexos - 1 Tabla A.2. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las

cuencas

hidráulicas para los años de estudio. ..........................................................................Anexos - 2 Tabla A.3. Parámetros de la distribución de la producción de primavera de las cuencas hidráulicas para los años de estudio. ..........................................................................Anexos - 3 Tabla A.4. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las

cuencas

hidráulicas para los años de estudio. ..........................................................................Anexos - 4 Tabla A.5. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las

cuencas

hidráulicas para los años de estudio. ..........................................................................Anexos - 5 Tabla A.6. Probabilidad de período crítico según estaciones..............................................Anexos - 6 Tabla A.7. Parámetros de la distribución de la producción de cuencas hidráulicas. ......Anexos - 6 Tabla A.8. Centrales de Bombeo. ............................................................................................Anexos - 7 Tabla A.9. Parámetros de la distribución de la producción de centrales de bombeo. .....Anexos - 7 Tabla A.10. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las centrales de bombeo para los años de estudio. ................................................................................Anexos - 8 Tabla A.12. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las centrales de bombeo para los años de estudio. ................................................................................Anexos - 9 Tabla A.13. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las centrales de bombeo para los años de estudio. ................................................................................Anexos - 9 Tabla A.14. Centrales térmicas de carbón: Hulla + Antracita ...........................................Anexos - 10 Tabla A.15. Centrales térmicas de carbón: Carbón Importado .........................................Anexos - 11 Tabla A.16. Centrales térmicas de carbón: Lignito negro ..................................................Anexos - 11 Tabla A.17. Centrales térmicas de carbón: Lignito pardo..................................................Anexos - 11 Tabla A.18. Centrales térmicas de fuel/gas .........................................................................Anexos - 11 Tabla A.19. Centrales térmicas de ciclo combinado ...........................................................Anexos - 12 Tabla A.20. Centrales térmicas nucleares.............................................................................Anexos - 12 Tabla A.21. Autoproductores.................................................................................................Anexos - 13 Tabla A.22. Distribución de la producción de los autoproductores. ................................Anexos - 13 Tabla B.1. Probabilidad de período crítico según estaciones.............................................Anexos - 16 Tabla B.2. Casación del Mercado para distintos Costes de ENS.......................................Anexos - 22 Tabla B.3.. Casación del Mercado para distintas Penalizaciones......................................Anexos - 23

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Capítulo 1

Introducción

Capítulo 1 Introducción La Garantía de Potencia es un tema que está muy en boga estos días. Se habla de ella cuando se desmantelan centrales nucleares antiguas; se habla del efecto que tiene sobre ella la dependencia energética exterior, más en concreto de los combustibles fósiles con precios muy volátiles que generan una mayor incertidumbre respecto a la fiabilidad y disponibilidad de dichos combustibles. La Garantía de Potencia es un tema con el que se atemoriza a la población cuando desde los grupos ecologistas se pide que el abastecimiento total de la energía eléctrica se produzca por medio de fuentes de energía de tipo renovable. Todo esto unido a las previsiones de crecimiento demográfico exponencial unido a un incremento del consumo de energía por habitante en el mundo, provoca cierto miedo entre las personas, nadie quiere quedarse sin energía ni medios de transporte, sin luz con la que alumbrar la noche, u ordenadores con los que trabajar durante el día. Surgen algunas voces atemorizadas que hablan de la garantía de potencia dentro de una política de desarrollo sostenible, de la necesidad de plantear una estrategia energética desde planteamientos de garantía de potencia aceptables, de no permitir la excesiva dependencia de algunas fuentes de energía que puede fallar en momentos de necesidad y de mantener en el mix energético otras fuentes de energía que, aunque menos eficientes y más caras, pueden resultar imprescindibles para mantener el sistema en dichos momentos de necesidad. En el presente capítulo de introducción se va a determinar lo que es la Garantía de Potencia realmente y lo que representa para un sistema eléctrico, para la sociedad y el desarrollo sostenible de ésta. La definición de la Garantía de Potencia no resulta sencilla dado que existen en el mundo distintas concepciones de lo que la Garantía de Potencia es y por ello hay en el mundo tantas formas distintas de abordar dicho problema. No existe un estándar definido que todo sistema eléctrico deba cumplir para asegurar la Garantía de Potencia. Así que como primer paso, tal como nos decían de pequeños, cuando no sabes el significado de una palabra, acude al diccionario, así que haremos a continuación 1

Capítulo 1

Introducción

un análisis etimológico de las palabras que constituyen este concepto. Según [RAE] bajo el término garantía podemos encontrar las siguientes acepciones: •

Efecto de afianzar lo estipulado.

•

Fianza, prenda.

•

Cosa que asegura y protege contra algún riesgo o necesidad.

•

Seguridad o certeza que se tiene sobre algo.

•

Compromiso temporal del fabricante o vendedor, por el que se obliga a reparar gratuitamente algo vendido en caso de avería.

•

Documento que garantiza este compromiso.

Siendo de especial interés las definiciones: primera y tercera, en cuanto a garantía de potencia se refiere. En lo referente a potencia, podemos encontrar acepciones de lo más variado, pasando por definiciones de carácter físico, filosófico e incluso relativo a términos representativos de las imágenes religiosas. Para el presente proyecto, interesa una concepción de la potencia como sinónimo de suministro de electricidad. Así pues, si unimos los significados de ambas palabras, podríamos definir la garantía de potencia como un mecanismo que afianza y protege (al consumidor) contra el riesgo de una falta del suministro eléctrico. Una falta en el suministro eléctrico es más comúnmente denominada como un apagón. Por tanto, la garantía de potencia de un sistema mide la fiabilidad que existe de que el suministro eléctrico se haga de forma continuada y sin apagones. Todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones adecuadas de calidad y continuidad del suministro. La Garantía de Potencia se enmarca dentro de los principios que se han de seguir para garantizar dicha continuidad de suministro en el sistema eléctrico. A continuación se van a desarrollar algunos temas con los que la Garantía de Potencia está íntimamente ligada: En primer lugar se hablará de la electricidad, donde se determina cuál es el problema al que la Garantía de Potencia ha de hacer frente y por qué resulta tan importante contar con un sistema eléctrico fiable. Después se desarrollará el problema de la Garantía de Potencia desde su antagonista, el apagón. Como una gran parte de los sistemas eléctricos del mundo están en proceso de migrar a mercados liberalizados de la electricidad, se estudiará el problema de la Garantía de Potencia en estos sistemas frente al tratamiento que se le daba en los sistemas regulados tradicionales. Por último se va a desarrollar el tema de la fiabilidad del sistema eléctrico, parámetro que está íntimamente ligado a la Garantía de Potencia.

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Capítulo 1

Introducción

1.1. La electricidad y la Garantía de Potencia: La electricidad es vista hoy en día por la sociedad como un bien de consumo básico para cualquier individuo y por tanto, como producto básico para el ser humano, se tiende a considerar que el acceso a la electricidad es un derecho esencial del ser humano. La electricidad se caracteriza por ser una forma de energía barata, muy versátil, puesto que existe una infinidad de usos a los que se puede aplicar, por ejemplo, luz, calefacción, transformarla en energía mecánica en un motor eléctrico, etc. Además es una energía fácil de controlar si tenemos en cuenta las leyes físicas que rigen su comportamiento. Otro factor importante es que la electricidad es una forma de energía "limpia", aunque es cierto que las formas de obtener la electricidad pueden no serlo tanto. La electricidad es tan importante para un país, que la tasa de variación de su consumo suele ser similar a aquélla del PIB de dicho país y es por ello que se considera a la electricidad como factor estratégico del desarrollo de un país. En el siguiente gráfico se entiende esta idea mucho mejor, donde se hace una comparativa entre el índice de desarrollo humano y el consumo eléctrico por habitante según distintos países:

Fig 1.1. Relación entre el índice de desarrollo humano y el consumo eléctrico por habitante en el mundo

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Capítulo 1

Introducción

En el año 2000, la ONU estableció los ocho Objetivos del Milenio para el 2015: Pobreza, educación primaria, sanidad, etc. Y aunque no se dice explícitamente, el acceso a la energía es fundamental para alcanzarlos. Del gráfico anterior, podemos determinar que: Si un país es desarrollado, el consumo eléctrico será alto y consecuente de ese desarrollo, pero si no es posible el acceso a la electricidad, tampoco será posible el desarrollo de dicho país. Se ha hablado de desarrollo y cómo la electricidad es una potente herramienta para conseguirlo, pero en los días en que nos encontramos, todo desarrollo ha de ser sostenible. Se concluye que es necesario el tener acceso a la electricidad en la sociedad moderna, pero además este acceso ha de ser sostenible, un acceso continuado y en base a unos estándares de calidad determinados. Por ello, todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones de calidad y seguridad de suministro adecuadas. La calidad del producto, podemos entenderla como la calidad de la onda de corriente alterna que llega al consumidor. Ésta ha de cumplir unos estándares en cuanto a: • • • •

Frecuencia. Forma de onda. Equilibrado trifásico. Amplitud

De la seguridad en el suministro y garantizar la continuidad de éste existen una serie de principios que todo sistema eléctrico. Estos principios los estudiaremos en el apartado siguiente, en base al problema en que se incide si no se cumplen en el sistema eléctrico dichos principios. En los sistemas eléctricos liberalizados, es el Operador del Sistema quien ha de garantizar que el suministro eléctrico se realice bajo condiciones de calidad, continuidad y seguridad de suministro adecuadas. Los estándares que han de gobernar dichas condiciones los estipula el Regulador, el cual determina los mínimos bajo los cuales ha de funcionar el sistema eléctrico en función de las condiciones que estima que la ciudadanía desea recibir. Hay una última característica esencial de la electricidad y consiste en su carácter no-almacenable, dado que su almacenamiento en pilas no se considera adecuado ni económicamente eficiente ni sostenible. Esta característica hace que en todo momento la energía eléctrica que se consume ha de ser igual a la energía producida. Por ello, para garantizar la seguridad de suministro, es necesario garantizar que haya suficiente generación disponible para abastecer la demanda instantánea que ocurra. Éste es uno de los objetivos principales de los mecanismos de Garantía de Potencia que se han desarrollado en el mundo.

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Capítulo 1

Introducción

1.2. Garantía de Potencia vs. Apagón: El objetivo último de la garantía de potencia consiste en minimizar los cortes en el suministro eléctrico, es decir, los apagones. Por tanto, es un buen comienzo para estudiar la garantía de potencia, hacerlo a través de su antagonista, el apagón. ¿Por qué se puede dar un apagón? Dos causas principales y dos principios que ha de cumplir cualquier sistema eléctrico para poder hablar de la existencia de fiabilidad en el suministro adecuada: •

Inseguridad en la operación del sistema: Tiene un carácter de corto plazo. Los apagones más importantes que han ocurrido a lo largo de la historia se han debido a este tipo de fallos. Se deben a fallos puntuales que se extienden a lo largo de la red, si no se siguen unos criterios de seguridad en la planificación del sistema eléctrico. Por ejemplo, si se cae una línea, por diversos motivos, va a producir un corte en el suministro eléctrico a aquella zona a la que se dirija la electricidad que se supone que debía transportar. El término de la Garantía de Potencia que se ocupa de este tipo de problemas se denomina Seguridad. Por ello, el sistema eléctrico se planifica según criterios de seguridad como: o Criterio de diseño del sistema eléctrico para hacer frente a una serie de contingencias. Por ejemplo, el sistema eléctrico español ha de ser capaz de hacer frente a las siguientes contingencias mínimas que puedan ocurrir durante la operación:


El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema: Grupo generador, línea, transformador o paramenta asociada (criterio N-1).




El fallo simultáneo de las líneas de doble circuito que comparten apoyos durante 30 Km.




El fallo simultáneo del mayor grupo generador de una zona y una línea de interconexión de la misma con el sistema.

o Mercados realizados ad-hoc para reserva de potencia. o Asegurar los denominados Servicios Complementarios. Todas éstas son funciones que se le asignan al Operador del Sistema para salvaguardar la calidad y seguridad de suministro. •

Falta de generación disponible en el sistema para satisfacer un nivel de demanda determinado.

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Capítulo 1

Introducción

La Garantía de Potencia en este tipo de situaciones se sustenta en el principio de Suficiencia. En primer lugar se ha de subrayar la primera característica de la energía eléctrica explicada en el capítulo anterior, que consiste en el carácter noalmacenable de la electricidad, lo que produce que, en cada instante la energía eléctrica demandada ha de ser igual a la energía eléctrica generada. Las diferencias entre generación y demanda producen desvíos en la frecuencia, que son perjudiciales para los elementos del sistema. Para evitar dichos desvíos, es necesario aumentar la generación (servicios complementarios, en cuanto se pueda) o deslastrar carga (desconectar algún punto de demanda). La Garantía de Potencia se ocupa de garantizar que el sistema eléctrico actúe bajo el principio de suficiencia principalmente. Del principio de Seguridad se hace cargo el Operador del sistema, pero ¿quién se encarga de que haya suficiente generación instalada en el sistema? Es necesario distinguir al agente responsable de que se dé suficiente energía eléctrica disponible para abastecer la demanda según los tipos de sistemas eléctricos: o En los sistemas tradicionales o no-liberalizados, el Regulador del sistema es quien toma las decisiones estratégicas de operación del sistema y también es quien se ocupa de la planificación estratégica a largo plazo y determina las nuevas inversiones que se han de realizar en el sistema. Estas decisiones unas veces son adecuadas y otras veces estas decisiones son poco eficientes, siendo el consumidor quien finalmente ha de hacer frente económicamente a dicha ineficiencia. En cuanto a Suficiencia, al final las centrales de generación son construidas, al precio que sea, pero se garantiza la potencia disponible. o En los sistemas liberalizados por el contrario, son los agentes generadores quienes deciden cómo y cuándo instalar nueva generación. Además, de esta manera, la inversión será realizada de forma más eficiente, al ser el generador quien ha de hacer frente económicamente a las ineficiencias de las decisiones tomadas y no el consumidor. Sin embargo, en ambos casos, tal como se explicó, al ser la electricidad considerada un bien de consumo básico y esencial para la población, si por escasa generación instalada se ha de efectuar un deslastre de carga, a quien se culpará y se considerará responsable de la situación es al Gobierno de la nación. Por tanto, interesa al Gobierno asegurar la existencia de suficiente generación disponible en el sistema.

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Capítulo 1

Introducción

1.3. Funcionamiento de un mercado eléctrico: En un sistema regulado tradicional, el Regulador determina la estrategia a seguir para realizar nuevas inversiones. Esta estrategia busca un óptimo técnico, pero la eficiencia económica en su actuación se olvida. Normalmente se hace frente al problema de la suficiencia mediante la instalación de una cierta capacidad. El volumen de capacidad que ha de ser instalado, así como el tipo de generación con el que se garantice dicha capacidad. El paso de sistemas regulados a mercados eléctricos liberalizados tiene el objetivo de alcanzar dicha eficiencia económica. En este caso son los agentes del mercado los que determinan el tipo y la cantidad de nueva capacidad que quieren instalar en el sistema. Para incentivar que exista suficiente generación disponible, surgen los mecanismos de Garantía de Potencia. Pero antes de estudiar los distintos mecanismos que existen en el mundo para asegurar dicha garantía de potencia, es necesario hacer un inciso para estudiar el funcionamiento de un sistema eléctrico liberalizado y concluir por qué son necesarios estos mecanismos adicionales de garantía de potencia. Los mercados eléctricos liberalizados son relativamente recientes. En un principio, el sistema eléctrico se desarrolla en sistemas tradicionales en condiciones de monopolio por distintas razones: •

Asegurar el acceso no discriminatorio a todos los consumidores.

•

Asegurar la viabilidad y desarrollo del sector.

•

Evitar economías de escala que favorecen los monopolios naturales y la manipulación de los precios por la empresa con mayor capacidad de producción.

Los sistemas tradicionales se caracterizan además porque son sistemas verticalmente integrados donde generación, transporte y distribución se encuentran en las mismas manos. Razones para pasar de este tipo de sistemas a sistemas liberalizados (organizados en base a un mercado donde generación y demanda presentan sus ofertas, obteniéndose un precio, el precio spot o precio marginal al cual se pagan todas las unidades que fueron compradas en dicho mercado) hay varias. Principalmente se debe a que en los sistemas tradicionales se busca la excelencia técnica mientras que en los sistemas liberalizados lo que se busca es la eficiencia económica, además se pretende que disminuya la influencia del Estado y los altos precios que en la regulación tradicional se obtenían. En un mercado eléctrico, la curva de oferta se obtiene como la suma de ofertas de cada generador. En un mercado eficiente, las ofertas que cada generador hará 7

Capítulo 1

Introducción

consistirán en sus costes de operación, pues, si un generador oferta a un precio mayor de sus costes de operación y en el mercado existe suficiente competencia, los otros competidores, que cuentan con tecnología similar, pueden ofertar a un precio menor (a no ser que se pongan todos los generadores de acuerdo, lo que es totalmente ilegal), haciendo que el anterior no entre en el mercado. Es por tanto el coste de operación el máximo precio al que puede ofertar un generador que quiera vender su energía en el mercado. Los distintos grupos generadores de energía eléctrica se pueden clasificar en: •

Centrales de base: Son aquéllas que presentan unos altos costes de inversión pero unos bajos costes de operación (bajo coste de combustible y de mantenimiento en comparación con sus costes de inversión). Para recuperar sus costes de inversión tienden a entrar en el mercado el máximo número de horas, pues sus ofertas de energía son a bajo precio. Típicamente son las centrales nucleares y térmicas de carbón

•

Centrales de regulación: Tienen capacidad para variar rápidamente su potencia generada. Son ideales para cubrir los servicios complementarios que requiere la operación segura del sistema. Típicamente son los generadores hidráulicos. Los generadores hidráulicos tienen unos costes de inversión relativamente altos, pero un coste de combustible nulo (cuando lo tiene), por ello, de la forma más económicamente eficiente, generarán cuando los precios del mercado sean altos, sustituyendo a la generación de punta.

•

Centrales de punta: Son un tipo de central con costes de inversión relativamente bajos y unos costes de combustibles bastante altos (y con precios bastante volátiles, pues se suele tratar de combustible fósil). Entran en el mercado sólo cuando la demanda es elevada y el precio por tanto es elevado. Suele constituir la generación marginal en períodos de escasez de generación y alta demanda y por tanto de altos precios. Ser el generador marginal en un mercado implica ser aquel que determina el precio del mercado en el sector. La comprensión de este fenómeno es particularmente importante para predecir la volatilidad de los precios de un sector cuando las condiciones competitivas experimentan cambios significativos. Actualmente se puede considerar que la generación de punta es la turbina de gas.

En un sistema liberalizado, todos los consumidores deben adquirir la energía eléctrica que consuman o bien en el mercado eléctrico o pool o bien a través de contratos bilaterales físicos que firman con los generadores estableciendo la potencia que esperan consumir. La suma de las ofertas del precio que está dispuesto a pagar cada consumidor a cambio de una determinada cantidad de potencia constituye la curva de demanda agregada. La elasticidad es una característica de la demanda, que se ha de estudiar en cualquier tipo de análisis estructural de un sector. Una demanda será más o menos elástica según lo sensible que sea el consumidor a variaciones en el precio del 8

Capítulo 1

Introducción

producto (es decir, si cambios pequeños en el precio generan variaciones notables en la cantidad demandada de producto), la demanda de electricidad suele ser bastante inelástica al igual que todos los productos de carácter básico para la población como pueden ser la leche o el pan; lo cual afecta a la eficiencia del mercado para generar señales adecuadas al nuevo inversor. Finalmente, el punto donde se encuentran las curvas de oferta y demanda marca la cantidad de energía que será generada y consumida y el precio al cual se remunerará el Kwh.

Fig 1.2. Casación del mercado eléctrico con demanda elástica. CV: Costes variables a los que oferta cada generador y µ: márgenes de beneficio de cada generador según los que recupera sus costes de inversión.

Según la teoría marginalista, en un mercado, el coste marginal de producción y la utilidad marginal de consumo del sistema constituyen las señales económicas que promueven el comportamiento eficiente de los agentes en un mercado descentralizado. La energía que se compra en el mercado es finalmente la misma que se obtendría mediante optimización en un sistema tradicional que actuase eficientemente. Se observa si se hace una optimización parcial de cada agente del mercado: •

Situándonos en el lado del consumidor individual, éste tratará de maximizar su beneficio donde: Beneficio = Utilidad – Costes = Utilidad – precio·Cantidad. Por tanto, para maximizar el beneficio del consumidor: ∂Utilidad ∂Costes ∂Utilidad ∂Utilidad − =0⇒ − precio = 0 ⇒ precio = ∂Cantidad ∂Cantidad ∂Cantidad ∂Cantidad

•

El planteamiento de un generador individual cambia: Beneficio = Ingresos – Costes = precio·Cantidad – Costes

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Capítulo 1

Introducción

Por tanto, para maximizar el beneficio del generador: ∂Ingresos ∂Costes ∂Costes ∂Costes − = 0 ⇒ precio − = 0 ⇒ precio = ∂Cantidad ∂Cantidad ∂Cantidad ∂Cantidad

Igualando ambos términos resulta: ∂Utilidad ∂Costes = ∂Cantidad ∂Cantidad

La teoría marginalista nos dice que en ausencia de economías de escala y ante una estructura lineal de costes, la remuneración de una actividad de producción en base al coste marginal como precio de la transacción permite la recuperación de los costes de inversión y de operación siempre que la inversión esté óptimamente adaptada. Además, en ciertas condiciones el coste marginal de largo plazo coincide con el coste marginal de corto plazo. Esto sólo ocurre si se opera igual que se planifica y no existen mecanismos adicionales que puedan producir distorsión en el mercado. El lector estará pensando que si los mercados eléctricos son tan eficientes y dan unas señales tan buenas a la nueva inversión, por qué son necesarios entonces los mecanismos de garantía de potencia para asegurar esa nueva inversión. Se puede concluir del análisis del funcionamiento de un mercado hecho anteriormente que, bajo comportamiento racional de los agentes del mercado, el precio marginal de la electricidad supone de por sí suficiente señal económica para atraer nueva inversión al sistema. Si el precio del mercado resulta muy elevado en cortos períodos de tiempo, significará que es necesario realizar mayor inversión en centrales de punta. Si por el contrario, el precio del mercado resulta elevado prolongadamente, la necesidad vendrá dada por centrales de base, las cuales tras su instalación disminuirán dichos precios. A parte, siempre existirán consumidores que precisen una mayor fiabilidad en su suministro eléctrico. Para obtenerla dichos consumidores, firmarán contratos bilaterales físicos a largo plazo con los generadores. Y para poder cumplir dichos contratos los agentes realizarán las inversiones oportunas para garantizar ese suministro contratado previamente. En principio a través del precio del mercado eléctrico junto con los contratos bilaterales físicos a largo plazo se garantizaría la nueva inversión. Sin embargo, distintas situaciones hacen que se distorsione la señal del mercado: •

Empezando porque los agentes del mercado no actúan de forma racional muchas veces. o Por un lado, los generadores tienen aversión al riesgo que supone la nueva inversión. El problema viene dado por los largos

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Capítulo 1

Introducción

períodos que tardan las centrales en ser construidas y estar operativas y por la volatilidad del precio inherente al mercado eléctrico. Especialmente se nota mayor aversión al riesgo en la inversión en centrales de punta, dado que son un tipo de centrales que van a funcionar un número relativamente bajo de horas a lo largo del año en las cuales tienen que recuperar sus costes de operación y de inversión. Estos últimos típicamente los recuperan cuando la demanda es elástica y es quien fija el precio o mediante el uso de su poder de mercado en aquellas horas en que entra en funcionamiento, haciendo elevar los precios por encima de su coste de operación. o En el lado de la demanda muchas veces consumidores cualificados ignoran la fiabilidad en su toma de decisiones, pues al fin y al cabo, se tiene la concepción de que el suministro eléctrico de manera continuada es un derecho del cual el Estado se ocupa de garantizar. •

Otro tipo de situaciones que distorsionan la señal del mercado son las demandas inmaduras. Normalmente los consumidores que están acostumbrados al cuidado que tiene el Regulador para que el suministro de electricidad se haga de manera fiable, no actúan de manera concienciada y no gestionan su consumo según la fiabilidad que deseen. Para que una demanda madurase sería necesario que tuviese que pasar por el trance de sufrir varios apagones hasta que actuase de manera realmente eficiente. Sin embargo, si se somete a la población a una serie de apagones seguidos, seguramente se echará la culpa, a parte de al gobierno por ser incapaz de garantizar un derecho fundamental como es el suministro eléctrico, al mercado eléctrico en cuanto a que no protege al consumidor realmente, con lo cual, se terminaría cambiando el modelo del sistema eléctrico, impidiendo la madurez de la demanda. Elementos típicos de demandas inmaduras que distorsionan la señal del mercado son: o Las tarifas reguladas, en cuanto a que no reflejan los verdaderos costes del suministro eléctrico, por lo que resulta muy complicado a un consumidor adscrito a tarifa eléctrica que gestione de manera adecuada y eficiente su consumo. o Las demandas inelásticas, es decir, la poca sensibilidad de los consumidores a los cambios en los precios, haciendo que no se obtenga una optimización económica. o Los límites de precio o "price caps" que impone el regulador para proteger a la demanda de altos precios, si bien, en períodos de escasez, los generadores de punta pueden no conseguir amortizar sus costes de inversión, pues se limitan los beneficios que se pueden conseguir, provocando mayor incertidumbre y mayor aversión a la nueva inversión. 11

Capítulo 1

Introducción

1.4. La fiabilidad y la Garantía de Potencia: Es evidente la relación que existe entre estos dos términos, dado que en cuanto la Garantía de Potencia asegura que exista suficiente capacidad instalada para abastecer la demanda, aumenta la fiabilidad del sistema eléctrico en tanto que aumenta la fiabilidad en el suministro eléctrico. La fiabilidad que podemos determinar en un sistema eléctrico viene asociada a un parámetro denominado Probabilidad de Pérdida de Carga del sistema eléctrico (en literatura anglosajona se encuentra como LOLP, Loss of Load Probability). Pero es necesario determinar el nivel de fiabilidad necesario o el equivalente de LOLP. Quién lo determina, debe ser el Regulador quien lo determine en nombre de la demanda, cuantificando la fiabilidad que los consumidores requieres. Piense el lector en cualquier producto de la vida cotidiana, desde la bombilla hasta el juguete de sus hijos. En dicho producto o servicio, es el cliente o consumidor final quien define el nivel de fiabilidad, dado que si dicho producto no cumple con el nivel de fiabilidad mínimo que requiera dicho cliente, éste no lo comprará finalmente. Muchas veces el nivel de fiabilidad viene determinado según estándares o normativas, en otros casos, el nivel de fiabilidad puede suponer una medida más instintiva del cliente una vez que se encuentra frente al producto o bien que éste se mueva por la experiencia propia o de otras personas respecto a la fiabilidad del producto. En cualquier caso, es función de las empresas fabricantes y distribuidoras del producto determinar el nivel de fiabilidad tangible e intangible (sensación de fiabilidad que nos produzca el producto) con que ha de ser fabricado el producto en cuestión. Sin embargo, si el producto del que se trata es el suministro eléctrico, con sus características especiales como el carácter no-almacenable de la electricidad o la concepción de producto esencial que tiene la sociedad de éste, surgen varias preguntas a las que el presente proyecto va a intentar dar respuesta antes de presentar la nueva propuesta: •

¿Qué es realmente la fiabilidad en el suministro eléctrico? La concepción de fiabilidad en este producto puede ser difícil de comprender, por ello, en el capítulo presente de introducción, se ha determinado a relación del nivel de fiabilidad con la probabilidad de pérdida de carga del sistema. Además, se ha determinado la necesidad de garantizar un cierto margen de capacidad instalada que garantice el abastecimiento de la demanda. También se ha puesto en contraste el problema de la fiabilidad en los distintos sistemas. Actualmente, los sistemas eléctricos, están evolucionando de sistemas fuertemente regulados (donde el gobierno o el regulador tomaba todas las decisiones estratégicas, que afectan a la fiabilidad en el suministro de electricidad) a sistemas liberalizados, 12

Capítulo 1

Introducción

basados en un mercado de electricidad. Por ello se ha estudiado el funcionamiento de un mercado eléctrico y la necesidad de la existencia de un mecanismo de garantía de potencia para garantizar la Suficiencia energética. •

Otra pregunta queda en el tintero: ¿Cómo se puede conseguir que el suministro de energía eléctrica se haga de manera fiable? En el capítulo 2, se hará un estudio del arte, para comprender los distintos métodos que se llevan a cabo en distintos países del mundo para garantizar dicha fiabilidad. En el presente proyecto, se ha optado por garantizar la fiabilidad en el suministro eléctrico por medio de un mercado de capacidades basado en opciones de fiabilidad u "option calls" que se estudiará en el capítulo 3.

•

Definida la fiabilidad del suministro eléctrico, y el método por el cual se garantiza dicha fiabilidad, queda la pregunta más importante. ¿Cuál es el nivel de fiabilidad que se ha de tener para garantizar el suministro eléctrico de manera satisfactoria? Dado que, al igual que en todo producto, es el consumidor final quien determina el nivel de fiabilidad, se ha de modelar dicho nivel de fiabilidad requerido por la demanda. En el presente proyecto se desarrolla una herramienta con la que el Operador del Sistema pueda modelar la demanda con la que se asistirá al mercado de capacidades descrito. Este modelado se realizará a través de la curva de Utilidad Marginal de la capacidad contratada. La curva de utilidad marginal representa una optimización técnico-económica basada en la disminución del coste esperado debido a la energía no suministrada al sistema en función de la contratación de una determinada potencia en el mercado de capacidades desarrollado.

•

Por último, el proyecto pretende aplicar el modelo a un caso real como es el sistema español y compararlo con otros métodos usados para remunerar la garantía de potencia.

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Capítulo 2

Estado del Arte

Capítulo 2 Estado del Arte En el capítulo 1 se ha visto que la electricidad, energía limpia e insustituible en las sociedades desarrolladas, tiene una característica particular, su carácter noalmacenable, por la cual se hace necesario que en todo momento la electricidad consumida sea igual a la electricidad generada. También se ha visto cómo es inaceptable que un sistema eléctrico sufra un apagón debido a escasez de generación disponible en la red. Para evitarlo, es necesario tener instalada mayor potencia que la que se necesita, es decir, una cierta reserva por encima de la punta de demanda esperada, para casos de emergencia. En los sistemas tradicionales y fuertemente regularizados, ésta potencia que normalmente no va a ser utilizada pero que es necesaria para momentos de emergencia se instala. Cuánta cantidad de potencia, el tipo y el precio que se paga por ella lo determina el Regulador del sistema, el cómo se determina esto, depende de la persona que lo determine. En los sistemas liberalizados, por el contrario, la decisión de invertir en nuevas centrales la toman los agentes del mercado, por tanto es necesario incentivar a estos a que realicen estas nuevas inversiones. Hoy en día la mayoría de los sistemas eléctricos han migrado a mercados eléctricos liberalizados. En los mercados liberalizados, atendiendo a leyes de oferta y demanda, debería darse suficiente señal para que la generación esté disponible en momentos de necesidad, pero esto no ocurre en la realidad, y de hecho ocurre lo contrario que se quitan antiguas centrales pero no se invierten en nuevas que las reemplacen, notándose no sólo la reserva de potencia que disminuye dado que la demanda aumenta cada año, sino el hueco que deja la central que desaparece. Existen diversas razones para la aparición de los métodos de garantía de potencia: •

Por una parte, los riesgos que conlleva un mercado para un agente que quiera invertir en nuevas centrales de generación para recuperar sus costes de inversión, especialmente en las centrales de punta cuyos ingresos son más volátiles, hacen que sea necesario un método que estabilice los ingresos de dichos entrantes mediante un método de pagos adicionales. 14

Capítulo 2

Estado del Arte

•

Por otra parte, es necesario contar con un margen de potencia de reserva. En primer lugar se evita que crecimientos no previstos de la demanda eléctrica puedan ser cubiertos; en segundo lugar, se garantiza que ante indisponibilidades de alguna central, se pueda seguir abasteciendo la demanda eléctrica, principalmente en los períodos de punta, que corresponde a momentos en los que no hay mucha más potencia disponible.

Por todo ello, aparecen los mecanismos de garantía de potencia. En el presente capítulo se pretende hacer una revisión de las distintas formas que se plantean en el mundo para hacer frente a este problema de la Garantía de Potencia. Los distintos modelos de Garantía de Potencia llevados a cabo en todo el mundo se pueden agrupar en las siguientes cinco categorías: •

Contratación bilateral a largo plazo obligatoria.

•

"Leave it to the Market".

•

Subastas para nuevos entrantes.

•

Reservas a largo plazo.

•

Pago por Capacidad.

•

Mercados de Capacidad.

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Capítulo 2

Estado del Arte

2.1. Contratación bilateral a largo plazo obligatoria: Este es un modelo que ha surgido en mercados eléctricos liberalizados. Especialmente se ha puesto en práctica en Brasil y se ha planteado su incorporación en Chile. La decisión de llevar a cabo este método ha venido provocada tras situaciones de grandes crisis energéticas. En Brasil, tras el fenómeno meteorológico de "el Niño", el cual a parte devastaciones en forma de huracanes también produjo grandes sequías en toda Sudamérica. El problema del sistema eléctrico brasileño es que su mix energético está compuesto por un 80 % de electricidad procedentes de centrales hidráulicas, por tanto, con esta gran sequía incurrieron en grandes episodios de insuficiencia de suministros de grandes apagones. La demanda por su parte, antes esta insuficiencia energética llevó a cabo una campaña de ahorro energético, y tan eficiente fue dicha campaña que, en períodos más húmedos existe ahora excedente de energía por parte de Brasil. Aun así, la inestabilidad en el abastecimiento de la energía eléctrica trajo consigo inestabilidad política y el siguiente gobierno que se formó planteó esta propuesta en su campaña electoral. Este método de contratos bilaterales consiste básicamente en obligar a las compañías distribuidoras y la demanda en general a contratar toda o un cierto porcentaje de la energía que estiman que van a consumir en un período determinado. En el caso de Chile la inestabilidad en el abastecimiento se ha debido al gas natural que importaba desde Argentina. Chile y Argentina tenían firmado un contrato de abastecimiento de una cantidad de gas a largo plazo. Para ello se construyeron las infraestructuras adecuadas de gaseoductos y redes de distribución. Con este abastecimiento fiable y barato de gas se construyeron bastantes centrales de ciclo combinado para el abastecimiento de la energía eléctrica. Pero, Argentina entró en un período de crisis, de altos precios y además coincidió con un invierno de temperaturas bastante bajas. Como consecuencia de ello, el gobierno de turno de Argentina decidió rescindir el contrato de abastecimiento de gas con Chile. Ante esta situación, los productores de electricidad se encuentran con un gran dilema. Por una parte, el gas que necesitan estas centrales de ciclo combinado resulta más caro, pues ya se trata de gas que es trasladado en barcos en depósitos de licuefacción y los yacimientos desde los que los traen ya se encuentran en el Norte de África principalmente; algunos yacimientos en Alaska y en Asia, pero en general este gas ya está comprometido a lo largo del mundo, por tanto el gas ahora es caro. Resulta bastante rentable volver al carbón, especialmente para abastecer la punta de demanda y conseguir los altos precios del mercado, pero en el horizonte queda la posibilidad de que el abastecimiento de gas desde Argentina a través de la red de gasoductos ya construida se ponga en marcha de nuevo y tras haber realizado las diversas inversiones, no recuperar ni siquiera sus costes de inversión. Por tanto, hay 16

Capítulo 2

Estado del Arte

altos riesgos en estas inversiones. Por ello, se plantea seguir el modelo propuesto en Brasil de obligar a la Demanda a contratar a largo plazo su consumo para con ello eliminar estos riesgos por partes de las nuevas inversiones y asegurar el abastecimiento eléctrico. Con este método lo que se plantea es que es básico asegurar el abastecimiento de electricidad. Para alcanzar este objetivo, es necesario contar con un mix energético adecuado. Como existen grandes incertidumbres respecto a la disponibilidad de determinadas centrales (en el caso de Brasil las hidráulicas), entonces existen grandes riesgos para la inversión en nuevas centrales de otras tecnologías que no tienen certeza respecto a si van a poder vender su energía en el mercado eléctrico, debido a la incertidumbre respecto a la verdadera disponibilidad de las otras centrales más baratas. Dado que los mercados eléctricos permiten y son completamente compatibles con los contratos bilaterales. En un mercado ideal, estos contratos bilaterales los firmaría la demanda para asegurarse su consumo eléctrico a largo plazo con una cierta fiabilidad. La oferta los firmaría para asegurar la venta de la electricidad que produzca y tenga disponible y por tanto realizar las inversiones acordes a la energía a la que se comprometan. Aquellos consumos que no entren en estos contratos bilaterales tendrán que asistir a los mercados diarios o intradiarios para asegurar ese consumo. Sin embargo estos contratos bilaterales a largo plazo normalmente no se llevan a cabo. Las razones son varias, por un lado la demanda en la mayoría de los sistemas eléctricos aún no es muy madura y no gestiona su consumo de energía (con lo cual el mercado eléctrico y el precio que de él se obtiene pierden su sentido y la eficiencia en su señal económica). Por otro lado tanto las compañías distribuidoras como la oferta muchas veces prefieren esperar al mercado eléctrico por ver si se obtienen precios mejores de los esperados en el contrato bilateral. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:

El método brasileño: En un principio el método brasileño estableció que la cifra que cada compañía distribuidora debía asegurar a través de los contratos bilaterales fuera del 75 % de su consumo esperado en los siguientes 20 años. La cifra de 20 años corresponde a que se permite un margen de 5 años para que se haga efectivo el contrato bilateral, asegurando que en ese tiempo (que coincide con el tiempo medio que tarda en construirse una central basada en turbina de gas, tecnología que corresponde a actual oferta marginal o de punta) estén disponibles las distintas centrales. Por otra parte, el período máximo por el cual se puede contratar bilateralmente es 15 años, con el fin de asegurar la libre entrada a nuevos inversores. Posteriormente, se pasó a que la cifra que se tenía que comprar a largo plazo fuera del 95 % y hasta del 100 % del consumo esperado por las distribuidoras.

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Capítulo 2

Estado del Arte

La forma de realizar los contratos bilaterales es a través de un sistema de ofertas de precio, tiempo y cantidad tanto por el lado de la oferta como por el de la demanda. Estas subastas se llevan a cabo cada un determinado tiempo, uno o dos años. La forma de llevarlo a cabo por primera vez consistió en un retiro de un fin de semana de todos los agentes a un lugar secreto donde se jugaron toda la producción de los siguientes 20 años. Hubo un par de infartos y estrategias más o menos buenas pero al final se aseguró la demanda eléctrica que se pretendía. Conclusiones: •

Aún se trata de un método que lleva poco tiempo en funcionamiento y sobre el cual no se pueden sacar conclusiones de la puesta en práctica. Además, debido al descenso del consumo eléctrico de la población por un lado y a que no han vuelto períodos de sequía extrema como los causados por "el niño" no se puede evaluar la eficacia real del método aún.

•

El sistema de subastas se basa en mecanismos de mercado, donde oferta y demanda determinan el precio.

•

Asegura la construcción de nuevas centrales y la diversificación del mix energético.

•

Es un método ciertamente intervencionista para un sistema eléctrico basado en mercados liberalizados, donde se obliga a comprar y vender.

•

No tiene en cuenta fluctuaciones en la demanda esperada y tampoco en la energía que se oferta, obligando a los ofertantes a hacerse cargo de estas variaciones e incertidumbres.

•

Consiste en asegurar el abastecimiento del consumo eléctrico total al precio que se determine de los contratos bilaterales, sin tener en cuenta la posible gestión del consumo eléctrico por parte de la demanda.

•

La contratación a muy largo plazo del consumo eléctrico garantiza este suministro pero interfiere apreciablemente en el mercado eléctrico.

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Capítulo 2

Estado del Arte

2.2. "Leave it to the Market" Por supuesto este modelo sólo se puede aplicar en mercados eléctricos liberalizados. Se basa en que el mercado eléctrico proporciona suficiente señal a los agentes para realizar nuevas inversiones e instalar nuevas centrales. Por tanto, si el precio de la electricidad obtenido resulta elevado durante pocas horas al año, se puede deducir que hay pocas centrales disponibles y por tanto es necesario invertir en nuevas centrales de punta, como la turbina de gas. Por el contrario, si el precio de la electricidad resulta elevado de manera continuada a lo largo del año, indicará que lo que se necesita es invertir en centrales de carga, como las centrales térmicas de carbón o nuclear. En este método se intenta intervenir lo mínimo posible en el mercado eléctrico. Además, para que el mercado pueda proporcionar esa señal fiable, se eliminan aquellos factores que lo distorsionan, como es el límite de precio o “price cap” que el Regulador suele imponer para proteger a la demanda de altos precios. Un caso que se podría enmarcar en este tipo de modelo es el caso australiano, tras su incorporación de un mercado eléctrico liberalizado. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:

Caso australiano: Hasta 1998 el sistema eléctrico australiano estaba formado por empresas verticalmente integradas que ejercían su labor en el territorio correspondiente a cada comunidad. Es en esta fecha que se decide liberalizar el mercado eléctrico con el fin de alcanzar una mayor eficiencia económica. Para ello, se decide formar el sistema eléctrico del Sudoeste de Australia, constituido por las provincias de Victoria, Australia del Sur, Nueva Gales del Sur y Queensland. Más tarde se uniría la isla de Tasmania, interconectada con la comunidad de Victoria.

Fig 2.1. Sistema eléctrico del Sudeste Australiano

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Capítulo 2

Estado del Arte

El mercado eléctrico permite determinar los precios de cada región cada cinco minutos. Y cada mercado regional se integra dentro del mercado común. En 1998 se parte de una situación de exceso de capacidad en la que se acababan de hacer grandes inversiones en nuevas centrales especialmente en Victoria y se decide establecer un “price cap” de 5000 dólares australianos el MW. Más tarde esta cifra se elevó a 10.000 AUS$/MW, que es más de 6.000 euros por MW. Teniendo en cuenta que los costes de operación de una turbina de gas (la considerada actualmente central de punta), es de 50 €/MW, se pueden obtener grandísimos beneficios en estos períodos que se alcance el límite de precio. Para hacer memoria, en un mercado eléctrico equilibrado, las centrales ofertarán su producción al coste de operación en que incurran, dado que si lo hacen a un precio mayor, es posible que no entren en el mercado, por la existencia de otras centrales en igualdad de oportunidades y tampoco ofertará a precio menor pues obtendría beneficio negativo. Los costes de inversión los recuperan las centrales de base en la diferencia entre el precio final de la energía, determinado por las centrales de punta en los periodos de punta, y su coste de operación. Sin embargo las centrales de punta, recuperan sus costes de inversión ejerciendo poder de mercado en las horas de punta, horas en las que entran en el mercado eléctrico y ofertando a un precio mayor que sus costes de operación. Por tanto, una central de punta, siempre puede esperar que el precio del mercado alcance este límite de precio tan elevado y recuperar todos sus costes de inversión de un plumazo durante unas pocas horas al año, e incluso obtener un elevado margen. Un estudio realizado por el ACCC australiano determina que es necesario que el “price cap” sea elevado para ser un buen incentivo a nueva inversión, pero hay que tener cuidado ya que, con tal que los precios del mercado lleguen a ser iguales al coste de energía no suministrada durante 2 horas a lo largo del año, el precio medio del mercado se elevará en un 10 %. Por otra parte, esta es una buena razón para evitar que haya apagones, momentos en los que hay que pagar dicho precio, aunque no sea el que se consigue en el mercado. Si evaluamos la realización práctica, resulta que en Australia, se ha alcanzado el “price cap” pero ha sido pocas veces al año y por el contrario el precio medio a lo largo del año se ha mantenido en márgenes bastante estables y por debajo de la media mundial, de hecho, desde que se liberalizó el mercado eléctrico ha disminuido la tarifa eléctrica en un 10 % para usuarios domésticos y en un 25-30 % para industriales.

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Fig 2.2. Evolución de los precios del mercado en la punta del año según regiones del sistema eléctrico del Sudeste australiano.

Además, se están construyendo nuevas centrales, principalmente en Queensland y Nueva Gales del Sur, donde había mayor escasez de generación. Sin embargo, en estas regiones, la decisión de realizar nuevas inversiones no se puede tomar como fiable, puesto que en ambas regiones los respectivos gobiernos regionales son los dueños de las mayores productores eléctricas, que en Nueva Gales del Sur supone un 96 % del sector de generación mientras que en supone Queensland un 100 %. En total, el sector privado ha decidido construir nuevas centrales hasta 1800 MW, sin embargo, todas ellas se tratan de centrales de punta, y no centrales de base, pudiendo detectarse un posible fallo en el sistema, dado que no se incentiva adecuadamente a esta última. Las principales taras para invertir en centrales de base se encuentran en los altos tiempos que tarda la construcción de este tipo de centrales y no sólo la construcción sino la tramitación de permisos, la puesta en marcha, etcétera; los elevados costes fijos de inversión y la dificultad para hacer predicciones precisas en cuanto a precio y generación disponible se refiere en el tiempo en que se espera que esté disponible la nueva central. Respecto a la calidad de suministro, se han producido algunos apagones debidos a falta de generación disponible en determinados momentos, pero han sido momentos aislados y debidos principalmente al fallo de alguna central ya programada. Este modelo se llevó a cabo en California también, sin embargo, la demanda aún inmadura no supo gestionar su fiabilidad y unido a fallo en el diseño del sistema implicaron que se produjeran grandes apagones, lo que llevó a cambiar el modelo que se aplicaba, impidiendo que la demanda madurase tomando más implicación en el mercado y en la fiabilidad de suministro que desean. 21

Capítulo 2

Estado del Arte

Respecto a la determinación del nivel de fiabilidad del usuario en Australia, ante la amenaza de incurrir en precios por MW tan elevados, los usuarios se han protegido de estos firmando contratos de suministro a largo plazo con los distintos agentes a un precio medio normalizado, lo que ha permitido a las centrales contar con unos ingresos más estables y menos volátiles, incentivando que se construyan nuevas centrales. De hecho, un 37 % de la población (y aumentando) tiene garantizado el suministro por medio de contratos bilaterales, terminando en una situación similar a la del caso anterior de Brasil. Aunque en este caso, se mantiene la libertad del usuario o distribuidor de contratar su energía bilateralmente, no deja de parecer este método de establecer un alto “price cap” como una intimidación para realizar estos contratos bilaterales. La contratación a muy largo plazo del consumo eléctrico garantiza este suministro pero tiene el problema de que interfiere apreciablemente en el mercado eléctrico. Conclusiones: •

Es un método que ha funcionado bien en Australia pero no así en otros sitios, como California. Se incentiva a la construcción de nuevas centrales de punta, si bien no ha ocurrido así con las de base, pudiendo ocurrir algún problema en el método de incentivo a nuevas inversiones.

•

Al establecer altos “price cap” se intimida al usuario para contratar su consumo a largo plazo, haciendo que éste se responsabilice del nivel de fiabilidad que desea, protegiéndose a su vez de repentinos desembolsos de elevadas cantidades de dinero.

•

No tiene en cuenta los principales peligros de un mercado eléctrico: La pasividad de la demanda, anclada normalmente en tarifas eléctricas que no reflejan la realidad y que impiden al usuario que pueda gestionar su fiabilidad y su consumo; y la aversión al riesgo de los generadores, si bien se les prometen altos precios posibles, no es seguro que los alcancen siempre.

•

Necesita métodos de predicción de la demanda con una alta precisión (acqurate forecasts) desarrollados por el Operador del Sistema para que, contando con información fiable e imparcial, se puedan realizar las inversiones adecuadas.

•

No protege a la demanda de altos precios, obligando a ésta a buscar vías alternativas de protección a través de contratos bilaterales. Peligro de elevar los precios medios del mercado por elevados precios pocas horas.

•

No se puede evaluar correctamente en Australia mientras algunos gobiernos regionales estén tan implicados en las decisiones de nueva inversión en centrales, lo cual conlleva a una situación ciertamente intervencionista, donde no se alcanza la eficiencia económica en las inversiones que se busca y que además implica un mayor riesgo en la inversión por parte de empresas privadas más pequeñas.

•

Es la menos intervencionista en el mercado eléctrico de todas las medidas que existen. 22

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2.3. Subastas para nuevos entrantes Este es un tipo de modelo más propio de sistemas fuertemente regulados, aunque en sistemas teóricamente liberalizados también se da este método. Es el caso de Francia. Consiste básicamente en que, a pesar de que existe total libertad para que nuevas centrales se instalen en el sistema, si el Regulador del sistema determina que hay poca generación instalada y por tanto amenaza de apagones, se organiza un proceso para conseguir que una cierta capacidad sea instalada en el sistema. Este proceso consiste en una subasta de la que el precio el resultante se otorga a los nuevos entrantes como prima para esta inversión. Es un método contemplado por la Unión Europea, así lo dice el artículo 7.1 de la Directiva 54/2003 donde se establece que “Los Estados miembros garantizarán que, por razones de seguridad de suministro, puedan prever nuevas capacidades o medida de eficiencia energética y gestión de la demanda a través de un procedimiento de licitación o cualquier procedimiento equivalente en cuanto a transparencia y no-discriminación con arreglo a los criterios publicados. No obstante, sólo podrán iniciarse tales procedimientos si, mediante la aplicación del procedimiento de autorización, la capacidad de generación obtenida o las medidas de eficiencia energética y gestión de la demanda adoptada no son suficientes para garantizar la seguridad de suministro”. Por tanto, aunque no resulta muy aconsejable, este proceso de licitaciones y subastas para nuevos entrantes está permitido por la Unión Europea. Por supuesto se entiende que sólo se ha de tomar como medida última para garantizar nuevas inversiones, sin embargo, en este caso se estudia su aplicación como norma básica que se lleva cada cierto período, según determine la administración. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:

Caso francés: También Portugal implementó este modelo para asegurar que se invirtiese en nueva generación y evitar apagones por esta causa, lo peor que le puede pasar a un sistema eléctrico. Tras los apagones de California, en la Unión Europea, se dictaminó la directiva 92/96/EC en Abril de 2001, antecesora de la 54/2003 anteriormente descrita, por la cual se prohíbe este tipo de procesos por considerarlos extremadamente intervencionistas en el mercado eléctrico, sin embargo se permite como una medida excepcional para evitar escasez de generación disponible. Amparándose en este artículo, así lo hicieron estos países. En Francia este modelo es bastante adecuado puesto que a pesar de tratarse de un mercado liberalizado, el 85% del negocio eléctrico pertenece a EDF la antigua empresa estatal, por tanto pensar en competencia equilibrada es complicado, por

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tanto es aún necesaria una fuerte regulación para esta situación y continuando con esta fuerte regulación se justifica este método. Conclusiones: •

Se basa en la falta de confianza de que el mercado sea capaz de incentivar la entrada de nuevos entrantes en el mercado.

•

Es el regulador quien determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser instalada en el sistema, pero a través del proceso de ofertas a nuevos entrantes se determina quién lo hará.

•

Es una medida muy intervencionista, que puede interferir en el correcto funcionamiento del mercado, dado que el precio del mercado puede depender de la capacidad instalada, por consiguiente es el Regulador quien controla el precio del mercado al ser quien determina cuándo instalar nueva generación.

•

Puede influir en la libre entrada de nuevas centrales en el sistema, puesto que como consecuencia de la influencia del Regulador en el precio éste será siempre bajo (tal como dijimos en el apartado anterior, si hay escasa generación el precio será más elevado, pero al garantizar el Regulador que la generación no sea escasa, el precio no será elevado ni en períodos de punta ni el precio medio) y por tanto puede interesar solamente realizar nuevas inversiones cuando el Regulador lleve a cabo una nueva subasta para nuevos entrante, momento en el que gracias a la prima obtenida pueden empezar a compensarse los costes de inversión de la nueva central.

•

Además, el método para determinar cuánta capacidad nueva ha de ser instalada y el tipo de ésta puede ser bastante turbio, lo cual incrementa mucho el riesgo que ve un nuevo inversor para entrar libremente al mercado.

•

Por tanto a pesar de garantizar por este método la construcción de nuevas centrales, lo que se hace realmente es deformar el mecanismo de libre entrada al mercado.

•

En sistemas tradicionales, este modelo es plausible, pero en mercados liberalizados, que precisamente se han liberalizado con el fin de alcanzar una mayor eficiencia económica en la toma de decisiones, no es coherente llevar a cabo este proceso en el que se determina la capacidad que ha de ser instalada por procesos que pueden no ser económicamente necesarios, perdiendo gran parte de la eficiencia económica que se esperaba tener gracias al mercado liberalizado.

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2.4. Compra de centrales por parte del Operador del Sistema Este método es muy parecido al anterior, se basa en que si el mercado no incentiva a que se realice nueva inversión y por tanto se espera que haya momentos de escasez y apagones, el Operador del Sistema, bajo órdenes del Regulador realiza estas nuevas inversiones, garantizando que no haya momentos de escasa generación. Las principales centrales a las que va dirigido este método son las centrales marginales de los períodos de punta de demanda, las cuales obtienen unos ingresos elevados por pocas horas de funcionamiento, pero estos ingresos son bastante volátiles, por lo que la aversión al riesgo de los agentes puede provocar que no se desarrollen nuevas centrales de este tipo, ocasionando un grave problema a la fiabilidad y eficiencia del sistema eléctrico. El proceso por el cual el regulador determina cuánta capacidad y de qué tipo ha de comprar el Operador del Sistema puede ser bastante turbio, aunque el mercado eléctrico le puede ofrecer una buena señal; en cualquier caso, la ineficiencia en las decisiones llevadas a cabo por el Regulador las tendrá que absorber el consumidor final, no como en un mercado teórico, donde estas ineficiencias las absorben las empresas generadoras y no directamente la demanda. Teóricamente las centrales pertenecientes al Operador del Sistema sólo entrarán en el mercado en aquellos momentos en que exista escasez de generación, pero, por una parte, es complicado determinar cuándo son estos momentos de escasez de generación y por otra parte, al asumir el papel de empresa generadora, con el fin de compensar sus gastos de inversión, puede intentar entrar en otros momentos. Además, el Operador del Sistema deja de tener ese carácter imparcial al convertirse también en empresa de generación. Este tipo de modelo se ha llevado a cabo en los principios del Neta de Inglaterra y Gales; en Noruega, aunque la capacidad que determinaba que había de ser garantizada lo hacía sólo a un año vista; es similar al modelo usado en Italia, donde se establecen unas reservas estratégicas de capacidad y se determinan mediante un proceso de subasta pública; y en Holanda se está llevando a cabo una peculiar forma de implementarlo. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:

Caso holandés: En Holanda, país con una gran tradición industrial y que contaba con una alta capacidad instalada cuando comenzó la liberalización de su mercado eléctrico, ante el aumento en la demanda de energía eléctrica y la amenaza de la retirada de centrales viejas y menos eficientes que los nuevos entrantes, pero que aun así era fundamental para garantizar el abastecimiento de la demanda en los períodos de

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punta, el Regulador decidió que el Operador del Sistema debía garantizar la permanencia de estas centrales, por una parte para evitar momentos de escasez y los consiguientes apagones, por otra, dado que este tipo de centrales que iban a ser retiradas del mercado eran principalmente de carbón, ofrecer un apoyo al sector, asegurando la demanda de carbón. Por ello, el Operador del Sistema, con estas centrales, para asegurar su permanencia en el mercado, ha firmado contratos con éstas para realizar su adquisición, si bien ésta se realiza por plazos, comprando un cierto porcentaje de la central cada año, asegurando que las centrales, sin estar aún en manos del Operador del Sistema, sigan en el mercado funcionando. Al cabo de un mínimo de cuatro años, el Operador del Sistema ha adquirido por completo la central y éstas pasan a formar parte de la reserva estratégica de capacidad que teóricamente sólo entran en funcionamiento en los períodos de escasez. Dado que las centrales que se compran son antiguas y ya están amortizadas, y el precio de adquisición es asumido por los consumidores finales, estas centrales sólo ofertarán en el mercado a sus costes variables de operación, convirtiéndose así en una competencia ciertamente desleal, aun así se garantiza que no influya en el mercado al entrar en funcionamiento sólo en los momentos en que haya escasez de generación en el sistema, sin embargo, es el Regulador quien determina estos momentos, pudiendo afectar a las decisiones de otras centrales de punta para entrar en el mercado, al no entrar posiblemente en el mercado, por tener las otras mejores precios. Este modelo tiene un problema, dado que las reservas estratégicas están basadas en centrales antiguas y con un índice de averías mayor, lo cual hace que aumente la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) y disminuya la fiabilidad, haciendo necesario aumentar el nivel de reserva para compensar fallos posibles de estas centrales. Se pierde por tanto la eficiencia económica que se persigue. Conclusiones: •

Se garantiza que nunca habrá momento de escasez y por tanto apagones en el sistema. Se crean nuevos entrantes, aunque es el Operador del Sistema quien los gestiona.

•

Es una medida fuertemente intervencionista que puede influir claramente en el mercado y su precio, lo cual puede aumentar el riesgo que vean los generadores que no pertenezcan al Operador del Sistema o a los posibles nuevos entrantes, al depender el precio de las decisiones que el Regulador tome.

•

Es el consumidor final quien hace frente de esta compra como medida de fiabilidad para evitar escasez de generación.

•

El método para determinar cuánta capacidad y de qué tipo ha de ser comprada por el Operador del Sistema, depende del Regulador, y puede ser bastante turbio y difícil de determinar por el resto de competidores del mercado. 26

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•

Las decisiones que lleva a cabo el Regulador sobre las centrales que ha de comprar pueden carecer de sentido de la eficiencia económica, siendo el consumidor final quien debe hacer frente a estas ineficiencias y gastos adicionales.

•

El Operador del Sistema deja de ser imparcial al convertirse en generador también.

2.5. Pagos por Capacidad Se trata de un método que se ha aplicado en múltiples mercados liberalizados, desde el primero que se liberalizó, Chile en 1981, pasando por varios países sudamericanos como Colombia, Argentina, Perú y por último España. Consiste básicamente en la realización de unos pagos adicionales que son determinados por la Administración y que se otorga a los generadores según distintos criterios. Existen distintas razones que se dan para la existencia de este método: •

Por un lado, se determina que en un mercado eléctrico es necesario mantener un margen de reserva aceptable que otorgue fiabilidad al suministro de energía. Por ello, es necesario por una parte incentivar la nodesinversión, es decir la retirada de centrales que por alguna circunstancia decidan que no es rentable o sus ingresos son demasiado volátiles. Por otra parte, ante el crecimiento anual del consumo eléctrico y de la punta de demanda, es necesario incentivar la inversión de nuevos entrantes, en especial de centrales de punta, las cuales presentan una mayor volatilidad en sus ingresos y un mayor riesgo para el nuevo inversor no sólo de obtener beneficios sino de incluso llegar a recuperar los costes de inversión de la central, lo cual evitará poder suministrar toda la energía eléctrica en los momentos de mayor demanda. Por ello los pagos por capacidad se ven como un pago que se realiza para estabilizar los ingresos volátiles de las centrales, en especial las de punta y así eliminar el riesgo que pueden ver los inversores para construir nuevas centrales.

•

Por otro lado, se supone que un mercado eléctrico suministra a través de su precio una señal suficientemente adecuada como para promover nuevas inversiones. Sin embargo, el Regulador, con el fin de proteger a la demanda de altos precios, establece un límite de precio o “price cap” el cual determina el máximo precio que se puede obtener del mercado, en contraposición con el modelo que vimos en el apartado 2 (“Leave it to the Market”) donde se promovía que un “price cap” elevado incentivaba a nuevos entrantes. En este caso, un “price cap” moderadamente bajo puede limitar los ingresos de las centrales de generación en los momentos de precios elevados, los cuales corresponden, según leyes de Oferta y Demanda, a los períodos de punta del sistema. En estos períodos en que las ofertas de las centrales de punta entran en el mercado, éstas ofertarán a su 27

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coste variable de operación más una determinada cantidad. Dado que las centrales de punta se convierten en las marginales y las que determinan el precio en estos períodos, si ofertan solamente a sus costes de operación, nunca van a recuperar sus costes de inversión, por eso han de realizar ofertas de mayor precio; sin embargo, al establecer un “price cap” bajo, se limitan los ingresos y las expectativas de recuperar rápidamente sus costes de inversión, como ocurría en el modelo australiano. Por tanto, el pago por capacidad se observa como una compensación que hay que dar a todas las centrales por esos ingresos que dejan de obtener, debido al límite de precio establecido. •

Otra visión de los pagos por capacidad consiste en una prima que se ofrece a las centrales por estar disponibles en los momentos de escasez y de esta forma disminuir la probabilidad de falta y aumentar la fiabilidad del sistema. En este caso, para calcular el pago que se ha de dar a cada generador, es necesario realizarlo según la aportación que hay tenido dicho generador a la fiabilidad del sistema. Esto es a través de su potencia firme. Es necesario determinar este concepto de manera adecuada y justa.

Se ha hablado de la potencia firme y es necesaria definirla. Existen muchas formas de concebir este producto, pero lo que viene a determinar es, para el caso de un generador, la potencia total que un generador puede tener disponible en el sistema en un momento determinado. Cuando hablamos del corto plazo, la potencia firme de un generador es fácil de determinar, pues si se trata de una central térmica, ésta tiene dos opciones, estar o no estar disponible, si está disponible la central podemos asumir que el total de su potencia nominal está disponible, si no lo está, ya sea debido a averías o mantenimientos, su potencia firme será nula. En el caso de una central con reservas de combustible, como es el caso de una hidráulica, su potencia firme dependerá del nivel máximo de reserva que tenga embalsada en ese momento. Sin embargo, si se trata de hablar de potencia firme en el largo plazo, nos referiremos principalmente a la potencia que un generador tiene disponible en los momentos de necesidad en el horizonte temporal del que se esté tratando, y en este caso, es más complicado determinar la potencia firme de una central, es necesario tener en cuenta las tasas de fallos, las producciones históricas y otras medidas probabilísticas que nos permitan conocer en la medida de lo posible cuánta capacidad tendrá disponible una central en el futuro determinado. Se han aplicado dos tipos de pagos por capacidad, unos a corto plazo se implantaron en el sistema inglés antes de la formación del NETA. Por este método se remuneraba a los agentes que producían cada hora según la probabilidad de pérdida de carga del sistema (LOLP). La remuneración de la garantía de potencia mediante pagos a corto plazo promueve nueva inversión en el sistema pero por otra parte hace bajar los precios del mercado, como consecuencia de la existencia de mayor capacidad disponible en el sistema. Según [PARR 2005] un nuevo entrante en el mercado realizará sus ofertas según la siguiente función objetivo a maximizar:

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Donde GNBg es el Beneficio neto del generador g, ptn es la probabilidad de que se dé el determinado escenario de demanda (n) y de unidades disponibles (t), lth es la duración de los escenarios temporales, Zthn es el precio del mercado, σthn es el pago por capacidad otorgado, ggthn es la producción del generador g propuesta para este escenario, Cg es la función de costes de combustible del generador g (depende de la producción de la central) y Bg es la función de costes fijos del generador g (que depende de la potencia comprometida para ese periodo y escenario), por último ICg es la función de costes de inversión del generador g (es función de la nueva capacidad instalada por el generador g). Lo que viene a decir esta ecuación es que se pretende maximizar el beneficio de la central, teniendo como ingresos el precio del mercado y el pago por capacidad y siendo estos beneficios directamente proporcionales a su producción. Como costes a los que hacer frente, están los costes de combustible, los costes fijos por estar disponible y los costes de inversión en nueva capacidad. Tras desarrollar el problema, se obtiene un nuevo punto de equilibrio para el corto plazo:

De donde se deduce que el pago por capacidad σthn influye en el precio a corto plazo del mercado Zthn. Lo cual puede no ser aconsejable. También es cierto que la suma de ambos factores permanece constante, por tanto, todo lo que varíe el pago realizado por capacidad, así variará pero inversamente el precio del mercado. Si se da una situación en la que se da poder de mercado, éste agente tratará de modificar la disponibilidad de sus centrales para influir en el precio del mercado. Los valores µ, ξ y η son los costes marginales que modelan algunas restricciones del modelo como que la potencia generada ha de ser igual a la consumida en todo momento. lth es la duración de los escenarios temporales, Zthn es el precio del mercado, σthn es el pago por capacidad otorgado, ggthn es la producción del generador g propuesta para este

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escenario, Cg es la función de costes de combustible del generador g y Bg es la función de costes fijos del generador g. En los pagos por capacidad a largo plazo, se observan distintos resultados. Este modelo se ha implementado en varios países latinoamericanos y en España. Aquí en lugar de hacer un seguimiento tan detallado del aporte a la fiabilidad que cada central realiza en cada momento, se opta por hacer un pago genérico a lo largo del año, el concepto en función del cual se realiza el pago puede ser la producción, la potencia instalada, la producción en momentos de punta, o la potencia firme de los generadores. En este caso, según [PARR 2005] si se remunera en función de la potencia firme de cada generador, la función objetivo a optimizar por cada agente quedará:

Donde GNBg es el Beneficio neto del generador g, ptn es la probabilidad de que se dé el determinado escenario de demanda (n) y de unidades disponibles (t), lth es la duración de los escenarios temporales, Zthn es el precio del mercado, σthn es el pago por capacidad otorgado, ggthn es la producción del generador g propuesta para este escenario, Cg es la función de costes de combustible del generador g (depende de la producción de la central) y Bg es la función de costes fijos del generador g (que depende de la potencia comprometida para ese periodo y escenario), por último ICg es la función de costes de inversión del generador g. Esta expresión es básicamente igual a la de los pagos por capacidad a corto plazo excepto que ahora la remuneración en lugar de venir referida a la producción de la central, viene asociada a la potencia firme pf (la cual depende a su vez del factor de disponibilidad de la central λ, la capacidad instalada en la central g en el escenario determinado y del límite de energía de la central, lo cual es principalmente aplicable a centrales hidráulicas, por ello es posible obviar dicho término). Y tras desarrollar el problema mediante el desarrollo de la función Lagrangiana, el equilibrio a corto plazo viene representado según la siguiente expresión:

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Lo más importante que se observa de esta expresión es principalmente que el pago por capacidad a largo plazo no influye en el precio del mercado Zthn. Por lo cual es mucho más adecuado que el anterior sistema. Esta expresión es además similar a la que se obtiene en el caso del equilibrio con un generador con aversión al riesgo en un mercado en el que no existen pagos por capacidad. Los valores µ, ξ y η son los costes marginales que modelan algunas restricciones del modelo. lth es la duración de los escenarios temporales, σthn es el pago por capacidad otorgado, ggthn es la producción del generador g propuesta para este escenario, Cg es la función de costes de combustible del generador g y Bg es la función de costes fijos del generador g. Si optimizamos el beneficio de un generador sin aversión al riesgo, se observa que los beneficios marginales diarios se reducen proporcionalmente al valor del pago por capacidad que se realiza por MW firme:

En el caso de una central que sea siempre marginal (por ejemplo las turbinas de gas en los períodos de punta) resulta que este valor es igual a:

De donde se deduce que si se quiere incentivar a que se construyan más centrales de este tipo, el pago por capacidad a largo plazo ha de ser igual al coste de inversión marginal de esta tecnología. Por esta razón, hay muchas propuestas en España para que el pago por capacidad sea igual al coste de inversión de una turbina de gas. ptn es la probabilidad de que se dé el determinado escenario de demanda (n) y de unidades disponibles (t), lt es la duración de los escenarios temporales, σtn es el pago por capacidad otorgado, ggtn es la producción del generador g propuesta para este escenario, ICg es la función de costes de inversión del generador g y pfgthn es la potencia firme del generador g. Existe un problema asociado a este método y consiste en que el Regulador ha de definir la potencia firme de cada central. Esta definición ha de ser lo más adecuada a la realidad, puesto que en caso contrario, recibirá quejas excesivas de los generadores por limitar la potencia firme aun valor injustificado o por parte de los usuarios, dado que si se considera una potencia firme muy elevada, el pago por garantía de potencia será mayor mientras que se paga por una potencia que en los momentos de necesidad no se tiene realmente disponible. Por ello existen varios métodos para determinar la potencia firme de los generadores:

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1. Métodos basados en realizaciones prácticas: Parten de considerar que los pagos por Garantía de Potencia tienen que ser proporcionales a las realizaciones prácticas de potencia que las unidades hacen en aquellos momentos en los que el sistema pasa por situaciones más críticas. Estas horas críticas podrían establecerse a partir de las horas de más precio, de las horas de mayor demanda o incluso en las horas de menor margen. Entre las posibles ventajas y desventajas de este método destacan: Ventajas: •

Refleja de manera fiel la aportación real de cada unidad a la garantía de potencia.

•

No necesita un sistema de penalizaciones para su aplicación.

•

El método puede obtener el reparto de los pagos por garantía de potencia entre las distintas tecnologías, por lo que no resulta necesario estimarlos.

Desventajas. •

Interfiere con el mercado de la energía, al hacer uso de unas determinadas horas de control.

•

El operador no conoce ex-ante la potencia firme disponible en el sistema.

2. Métodos basados en parámetros técnicos: Al igual que en el caso anterior la potencia firme de las unidades se cobra a un precio fijo establecido por el regulador. El cálculo de estas potencias firme se establece de forme diferente dependiendo de la tecnología: para las unidades térmicas, la potencia firme se calcula de forma estadística como la potencia licenciada de la unidad multiplicada por la fiabilidad de la central. Para el cálculo de la potencia firme de las unidades hidráulicas se proponen tres métodos para calcular su potencia firme: •

Considerar la potencia firme de las hidráulicas en función de la potencia máxima que son capaces de dar de manera ininterrumpida durante 8, 36 o 100 horas (parámetro a fijar por el regulador). El control de dicha disponibilidad se realiza mediante el control del nivel de llenado del embalse. Este valor tendría que ser declarado por los agentes y comprometido durante un periodo de tiempo anual. Lógicamente se deberían de establecer penalizaciones en el caso de incumplimientos de dichos compromisos.

•

Reducir las cuencas a una sola central aplicando métodos de adicción y sustracción de centrales. Ajustar la potencia firme de forma proporcional a la energía almacenable y a la potencia disponible.

•

Reducir las cuencas a una sola central aplicando métodos de adicción y sustracción de centrales. Realizar el reparto de la garantía de potencia

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preasignada a la hidráulica de forma proporcional a la energía de cada cuenca. Entre las ventajas e inconvenientes de este tipo de métodos se pueden destacar: Ventajas: •

No altera el funcionamiento del mercado de la energía.

•

El operador conoce con antelación la potencia firme disponible, y puede realizar un seguimiento en tiempo real del cumplimiento de los compromisos establecidos.

Desventajas: •

Dificultades extremas para obtener los parámetros técnicos necesarios (volúmenes, aportes meteorológicos de cada cuenca, etc).

•

Necesidad de establecer un prerreparto de bolsa para la tecnología hidráulica.

3. Métodos basados en las declaraciones de los agentes: En estos métodos, la potencia firme asignada a los agentes proviene de una declaración previa de los suministradores. En cuanto a la definición de potencia firme, se pueden determinar mediante dos posibilidades: •

Por un lado la realización práctica de esa potencia durante un número determinado de horas.

•

Por otro el compromiso de disposición de dicha potencia siempre que el precio de mercado sea superior a un determinado valor.

En cuanto al precio de remuneración de la potencia declarada, también se han desarrollado dos métodos: •

Por un lado el pago a precio administrativo (típicamente coste fijo de la turbina de gas, aunque puede ser sensible al margen).

•

Por otro la obtención del precio mediante sistemas licitativos (ofertas de capacidad).

Por último, en cuanto a la determinación de la potencia firme necesaria en el sistema se puede establecer un valor fijo o definir una elasticidad función del coste de adquisición de la capacidad comprometida. Entre las ventajas e inconvenientes de este tipo de métodos se pueden destacar:

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Ventajas: •

Permite conocer con antelación la potencia firme del sistema.

•

Manda las señales correctas para las nuevas inversiones en momentos de bajo margen de reserva.

•

Incentiva a estar presente en meses más críticos, con menor margen de reserva.

•

Penaliza las indisponibilidades diferenciando distintos periodos horarios a la hora de valorar las penalizaciones.

•

Establece un método común para el cálculo de las potencias firmes independientemente de la tecnología.

•

No interfiere con el mercado.

•

Las herramientas de las que hace uso, son empleadas actualmente por el OS.

•

Contempla implícitamente la forma de operación de las unidades.

Desventajas: •

Necesidad de establecimiento de penalizaciones (su cálculo siempre resultará arbitrario.

•

Subjetividad en la definición de la potencia firme.

A continuación se evalúa la implantación real de este método, por ello, se evalúa el método actual español y la propuesta realizada de cambio para el mismo sistema en el Libro Blanco de la Energía [PERE 2005]:

Caso español: En 1998 en España se decidió implantar un mercado liberalizado para la compraventa de electricidad para, por una parte cumplir con los esfuerzos europeos para crear un mercado común de la electricidad dentro de la unión y por otro lado, liberar a los generadores y a la demanda del yugo impuesto por el Regulador, para que mediante un mercado liberalizado las decisiones que ambas partes se tomen desde la óptica de la eficiencia económica, reduciendo costes y maximizando el beneficio social. Sin embargo, ante el problema surgido en otros mercados recientemente liberalizados, donde destaca California que tras una serie de apagones consecutivos optó por cambiar radicalmente de modelo, se decide implantar un método que incentive las nuevas inversiones y se opta por el de los pagos por capacidad a largo plazo. La forma de aplicarlos se encuentra en el punto sexto de la Orden del 27 de Diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del Real Decreto 2097/1997 por el que se regula y organiza el mercado de energía eléctrica. Posteriormente esta Orden se modifica por la Orden del 17 de Diciembre de 1998 donde se modifica el mecanismo de asignación de la garantía de potencia para diferenciar los pagos por garantía de potencia en función de la obligatoriedad del suministro establecida en la ley 54/1997; y se establece el método de cálculo para 34

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determinar el pago que por garantía de potencia deban efectuar los agentes del mercado. Por esta Orden se dispone que: •

Tienen derecho al cobro por garantía de potencia aquellas unidades que acrediten un funcionamiento de 100 horas equivalentes a plena carga durante el último año.

•

No tienen derecho al cobro de este pago por capacidad las centrales de Régimen Especial ni las importaciones de energía eléctrica adquirida a través de agentes externos ni aquella energía eléctrica vinculada al cumplimiento de un contrato bilateral físico.

•

Por otra parte, están obligados al pago por garantía de Potencia comercializadores, distribuidores, consumidores cualificados y agentes externos por la energía que adquieran en el mercado. No siendo así los consumidores que adquieran energía vinculada a un contrato bilateral físico, ni los autoconsumos o bombeos.

•

El cobro por Garantía de Potencia será mensual y se obtendrá multiplicando una cantidad (en este caso 1.3 pta/kWh) por la demanda en barras de central.

•

Cada central de producción cobrará proporcionalmente al producto del coeficiente de disponibilidad de la central por la potencia equivalente de ésta. El coeficiente de disponibilidad será para centrales hidráulicas, bombeos y renovables no consumibles igual a la unidad mientras que para las centrales térmicas será la media de sus potencias netas disponibles a lo largo del mes. La potencia equivalente será la media entre la potencia neta instalada y la potencia media de la unidad de producción limitada por la disponibilidad de materias primas. La potencia neta disponible se obtiene como la potencia instalada corregida según las indisponibilidades no programadas.

•

La potencia neta instalada se determina según el tipo de tecnología: En los grupos hidráulicos, se obtiene como la máxima potencia que pueda tener la central funcionando durante al menos quince horas deduciendo los autoconsumos, refiriéndolo a barras de central y suponiendo condiciones óptimos de caudal y altura. En los grupos de bombeo se determina como la máxima potencia que se pueda mantener en marcha continua durante al menos dos horas. Para los grupos térmicos se define como la máxima potencia que pueda mantener en marcha continua durante al menos cien horas expresado en barras de central suponiendo la calidad habitual, la existencia de suficiente combustible y que todas las instalaciones están en servicio.

•

Respecto a la potencia media limitada por la disponibilidad de sus materias primas, también se hace distinción en función de la tecnología de que tratemos. Para los grupos térmicos consiste en la potencia instalada. En las centrales de bombeo puro será la potencia instalada afectada por un

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coeficiente de 0.35 y si además la central es incapaz de funcionar a plena potencia durante doce horas o el nivel del vaso está por debajo del 75 % de su capacidad además se aplicará un factor Cr. El coeficiente Cr se calcula como el cociente entre el valor porcentual de llenado del vaso durante las cuatro primeras horas del día respecto del 75 % del volumen útil de almacenamiento. Para el bombeo mixto se determina como la potencia instalada afectada por un coeficiente de 0.35 más la media de la producción en ese mes durante los últimos 5 años. Para centrales hidráulicas será la media de la producción neta del mes en los últimos cinco años naturales dividido entre el número de horas del mes. •

La nueva generación se contabiliza su potencia firme como la potencia instalada, sin ser necesaria la prueba de las cien horas trabajando a plena marcha.

Más tarde la imposición de producir la potencia firme asignada por el Regulador durante al menos 100 horas al año pasó a ser durante 480 horas, con el fin de incentivar a que exista suficiente capacidad disponible en el sistema en los momentos de necesidad, dado que los elevados precios de dichos momentos junto con esta imposición, asegurará que los errores producidos por las centrales en la previsión de dichos momentos críticos sean compensados con esta imposición. A pesar de que se ha conseguido mantener un margen de capacidad suficientemente adecuado, y haber conseguido que se realizasen nuevas inversiones, se han propuesto distintos cambios en el método. A continuación se analizan las propuestas de mejora ideadas en el Libro Blanco de la Energía [PÉRE 2005] para el sistema eléctrico español a partir del método actual que se acaba de explicar:

Propuesta del Libro Blanco: En el Libro Blanco de la Energía en España realizado en el 2005, se realizan diversas propuestas para cambiar los actuales modelos. Respecto a la garantía de suministro, se propone continuar con el modelo de pagos por capacidad a largo plazo, donde cada grupo recibe un pago en función de una determinada potencia firme, la cual se determina administrativamente. Como medidas más importantes que propone para mejorar la fiabilidad del sistema eléctrico se encuentran: •

Pretende incentivar la instalación de centrales eléctricas que aporten fiabilidad al sistema mejorando una de las condiciones básicas para el desarrollo de un mercado eficiente, que consiste en la libre entrada de nuevas unidades de producción al mercado. Por ello, pretende hacer que los períodos de trámites se minimicen, siendo necesario un mayor esfuerzo de la administración en recursos humanos y técnicos, esfuerzo que se verá recompensado por el ahorro en la mejora del funcionamiento del sistema eléctrico.

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Además, con el fin de disminuir la carga de trabajo de tramitación de expedientes, se propone la aportación de un aval por cada expediente que se tramite, haciendo que las opciones menos adecuadas se autoeliminen y evitar que los agentes presenten un gran número de propuestas con el objetivo de que alguna breva caiga. Por último, para evitar el papeleo que pasa por un gran número de administraciones, se propone implantar una ventanilla única, estableciendo formalmente los mecanismos de coordinación entre las administraciones, definiendo el orden y la estructura de los flujos de información. Por último, se pretende complementar la ley de ordenación territorial con la ley de ordenación eléctrica para mejorar las señales económicas que pretenden incentivar a las centrales a instalarse en los emplazamientos óptimos. •

Respecto al mecanismos de cargo por potencia, se le modifica añadiéndole dos elementos nuevos:

•

Se exige a los generadores un compromiso para proporcionar la potencia firme asignada en los momentos cercanos al racionamiento a cambio de recibir este pago por capacidad. Para ello, se establece una penalización por fallar. Con esta medida se pretende incentivar a los generadores a gestionar de manera más fiable su producción, y especialmente en el caso de las centrales hidráulicas, gestionar sus embalses para tener su potencia firme disponible en los momentos de necesidad. En el caso de otras centrales como las de gas natural, se pretende que en momentos de necesidad que coincidan con elevados precios del gas natural para otros usos como puede ser la calefacción, no resulte rentable dejar de producir la electricidad que se espera que aporte para vender su combustible en el mercado de gas. Con esta medida se evita que sea necesario realizar una ley a medida que intente evitar todo tipo de fallo obligando a los generadores a gestionar estas reservas. De este modo se libera a los generadores para que puedan tomar sus propias decisiones libremente al mismo tiempo que se les impone que cumplan con sus obligaciones. Por otra parte, se permite contar con ciertas regulaciones que establezcan ciertas reservas estratégicas de combustible o que eviten que se produzcan comportamientos imprudentes por parte de los generadores, los cuales en caso de fallo, es posible que no puedan hacer frente a las penalizaciones, siendo éstas ineficaces.

•

En segundo lugar, con el objetivo de que haya una capacidad instalada adecuada a los designios del Regulador, y amparándose en la normativa 54/2003 de la Unión Europea que ya se explicó en el apartado 2.3 relativo a las subastas para nuevos entrantes, se pretende establecer un mecanismo que asegure un margen de generación. Consiste en que cada año el Operador del sistema saca a subasta una determinada capacidad que ha de ser instalada, la cual se obtiene como la diferencia entre la previsión de la 37

Capítulo 2

Estado del Arte

demanda máxima del año más un cierto margen de reserva determinado por el Regulador de manera determinista y la suma del total de potencias firmes asignados a cada generador. En esta subasta entrarán aquellas centrales que aún no reciban el pago por capacidad; durante cinco años estas centrales obtienen el precio resultante de la subasta. Este precio se obtiene a través de una curva de demanda que establece la evolución gradual desde el precio máximo al mínimo que el Regulador plantea según el nivel de capacidad que se presente a la subasta.

Fig 2.3. Curva de demanda usada para la subasta

Conclusiones: •

El método de pagos por capacidad consiste en realizar un pago extra en concepto de asegurar una determinada fiabilidad para el sistema.

•

Si se optan por pagos a corto plazo, éstos van a interferir notablemente en el precio del mercado. No ocurre así en los pagos a largo plazo. Además en la realización práctica, el desembolso ha sido menor en el caso de los pagos a largo plazo que en los de a corto plazo, dando ambos una señal similar.

•

Los pagos a corto plazo se determinan en función de la probabilidad de pérdida de carga del sistema en cada momento, por lo que es más coherente con el concepto de remuneración a cambio de una fiabilidad determinada en el sistema.

•

Los pagos a largo plazo en principio no tienen en cuenta la fiabilidad del sistema, o lo que es lo mismo, la influencia que tiene la indisponibilidad de una central según el escenario en que nos encontremos (probabilidad de pérdida de carga), es decir, no se prima que los generadores estén disponibles cuando realmente se les necesita. La propuesta del Libro Blanco de establecer penalizaciones que varían según el período en que nos encontremos permite ser más coherente en estos pagos por capacidad.

•

Los pagos a largo plazo no incentivan realmente a la nueva inversión, si bien disminuye el riesgo de las nuevas inversiones, especialmente las centrales de punta. Así se desprende de la segunda modificación de los pagos por capacidad de la propuesta del Libro Blanco, donde para paliar este efecto, se establecen subastas para garantizar una determinada capacidad instalada en el sistema.

•

El producto por el cual se remunera la garantía de potencia es la potencia firme de los generadores, y esta potencia firme se establece por el Regulador 38

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para cada generador, lo cual puede ser una concepción que no se adecua a la verdadera aportación de la central a la fiabilidad del sistema, especialmente haciendo distinción entre centrales térmica e hidráulicas y no teniendo en cuenta esa fiabilidad. •

En el caso español, la condición de haber producido la potencia firma asignada por el Regulador durante 100 horas según la ley del 98 y actualmente 480 horas interfiere notablemente con el mercado además no ser un incentivo real para producir en los momentos de necesidad.

•

El pago que se realiza también es determinado por el Regulador y varía cada año, de hecho en España ha disminuido desde que se implementó el mercado eléctrico notablemente. El método de determinación de este pago no es transparente ni predecible por lo que aumenta la volatilidad de los ingresos de los generadores que cuenten con estos ingresos. La variación que se produce en el pago por capacidad de un año a otro viene fundamentada, al igual que todas las subvenciones que otorga la administración en la concepción que tenga el Regulador de la fiabilidad que ha alcanzado el sistema, entendido como disminución de la probabilidad de pérdida de carga en diversos escenarios; o la concepción que tiene del margen de capacidad por encima de la máxima demanda esperada, como medida para tener garantizado el término de suficiencia del sistema eléctrico. La determinación de este precio no queda muy clara, al ser decisión única del Regulador. Por tanto aumenta el riesgo que ven los nuevos entrantes ante la expectativa de no llegar a recuperar sus costes de inversión, especialmente si como en España la tendencia es de disminución de los pagos por garantía de potencia, y por tanto se pierde el efecto que tienen los pagos por capacidad de disminuir el riesgo de los nuevos entrantes al aumentar los ingresos que perciban, dado que éstos se observan como bastante volátiles e inciertos en el futuro en que la central esté construida.

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2.6. Mercados de Capacidad. Los mercados de capacidad es otro modelo de Garantía de Potencia basado al igual que el anterior en la realización de un pago en concepto de asegurar una determinada fiabilidad de suministro. Este tipo de modelos se ha usado en los sistemas del Este de Estados Unidos como los sistemas de PJM, Nueva York o Nueva Inglaterra. Aunque la forma de abordarlo es distinta en cada uno de ellos, el concepto es el mismo. Es una forma similar al método anterior, corrigiendo unos de los grandes problemas de éste, que es la determinación del precio del pago por capacidad que se ha de realizar. En el caso anterior, se establecía una gran bolsa de dinero que se repartía en principio según la potencia firme de los generadores. La potencia firme la determina el Regulador del sistema, si bien nunca está todo el mundo de acuerdo respecto al valor asignado. Los pagos por garantía de potencia varían cada año en función de la bolsa de dinero que desee gastar el Regulador, si bien en principio deberían variar según la fiabilidad que el Regulador determina que tiene el sistema. En los mercados de capacidad, al igual que en el anterior método, el Regulador determina la potencia firme de cada generador y también la potencia firme de cada consumidor (la potencia firme de cada consumidor se determina como el máximo consumo que espera tener más un cierto margen de reserva). A continuación de organiza un mercado de capacidad donde los consumidores han de comprar su potencia firme de consumo a los distintos generadores. Donde oferta y demanda se encuentran, se establece el precio del pago por MW firme y la potencia firme que se ha de aportar. Este mercado se puede entender como una cierta obligación que compran los generadores en el mercado por la cual se comprometen a tener disponible su potencia firme cuando quiera que se les requiera. El período en el cual está vigente el resultado del mercado depende del periodo que tarde en organizarse, así podemos hablar de mercados de capacidad anuales, mensuales e incluso diarios e interanuales. Este método es una especie de mezcla entre el modelo del apartado 2.1 de Contratación bilateral a largo plazo obligatoria y el modelo del apartado 2.5 de los pagos por capacidad. En tanto que es un mecanismo de capacidad, donde se realiza un pago a cambio de una capacidad disponible en el mercado y además, se obliga a la demanda a gestionar su fiabilidad al obligarla a participar en el mercado donde compre su potencia firme. Con este pago y este requerimiento de que toda la potencia firme de la demanda esté soportada por la potencia firme de los generadores, se intenta dar una señal lo suficientemente estable, adecuada y precisa como para incentivar la instalación de nueva generación en el sistema, en tanto que esta señal procede del mercado de capacidad y se obtiene por mecanismos de mercado liberalizado. 40

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Se pretende que al igual que con los contratos bilaterales, la potencia firme que se contrata a través del mercado se realice a largo plazo, si bien los compromisos de potencia firme pueden ser comercializados en el corto plazo, si existe aún potencia firme sin comprometer en el mercado. Los agentes que entran en el mercado son: los generadores cuya potencia firme está determinada por el Regulador del sistema; los agentes compradores, donde se distinguen los consumidores cualificados y los distribuidores o todo agente que represente a algún sector del consumo; y por último los consumidores que se encuentran bajo un contrato de carga interrumpible, los cuales pasan a actuar como compradores de potencia firme en los momentos en que no se está cerca de la escasez de generación disponible y como suministradores de potencia firme al sistema, dado que toda la potencia firme que hayan comprado en el mercado de largo plazo, la pueden vender en el corto plazo ante la expectativa de activar su contrato de interrumpibilidad. En cuanto a los consumidores, si bien el pico de demanda que esperan tener en el período en que contratan la potencia firme determinada lo determina cada consumidor el suyo, el margen de reserva tomado como tanto por ciento de este pico de demanda lo determina administrativamente el Regulador del sistema. Aquellos generadores cuya potencia firme no esté disponible en el momento que se les requiera, sufrirán una penalización, al igual que los consumidores que no contraten su potencia firme. Existe otra variante de los mercados de capacidad usados para remunerar la garantía de potencia, que en realidad viene a ser una derivación del método anterior de los pagos por capacidad. En este método se evita a la demanda tener que comprar su potencia firme, sino que es el Operador del Sistema quien reparte el pago por capacidad, el cual varía según la potencia firme que haya en el sistema. Así, el Operador del Sistema determina la máxima demanda del período y le añade una reserva como un determinado tanto por ciento sobre esta punta de demanda. A este valor de potencia firme le asigna un valor de pago por capacidad, por ejemplo el coste de inversión de la tecnología de punta, y a continuación establece un pago máximo y un pago mínimo (que pueden variar entre un 120% y un 80% del pago antes determinado) y se determina una curva de demanda que enlaza estos valores. Posteriormente se calcula la potencia firme total del sistema, y se corta con esta curva de demanda, determinando un pago por capacidad variable según la potencia ya disponible en el sistema. Este es un método usado para establecer la curva de demanda que actúe en el mercado de capacidad. En la siguiente figura podemos ver un resumen del modelo del LICAP (Locational Capacity Market) implementado recientemente en Nueva Inglaterra. Donde en función de la capacidad existente en el mercado, se determina el precio resultante del mercado de capacidad. Con esta medida se pretende disminuir la volatilidad de un mercado de capacidad.

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Fig 2.4. Mercado de Capacidad del LICAP

Una ventaja que trae este modelo de mercados de capacidad es que también se puede permitir teóricamente a cada consumidor elegir su nivel de fiabilidad, en tanto que se les permitiese comprar la potencia firme que deseen. Así, los consumidores que no hayan comprado su potencia firme en el mercado de capacidad, sólo realizan un pago correspondiente al mercado de electricidad, si bien en momentos de escasez de generación, esta demanda que no tiene potencia firme contratada sería desconectada del sistema y sufriría un apagón como consecuencia de su gestión del riesgo a la baja. Si bien hace unos años esta medida era impensable, no sólo por que el consumidor sufriese un apagón, el cual viene justificado por su gestión de la fiabilidad, sino porque era bastante difícil el desconectar selectivamente a la demanda. Actualmente los automatismos han evolucionado de manera que ya sí se puede pensar, si bien aún falta el perfeccionamiento de éstos. En el sistema PJM (estados de Pennsylvania, Jersey y Maryland) y en los otros sistemas del noreste de Estados Unidos, aunque se han desarrollado mercados de capacidad, el proceso de contratación se realiza principalmente a través de contratos bilaterales. Esto se ha debido principalmente a que las compañías suministradoras de electricidad de estos sistemas aún se encuentran muy verticalmente integradas. Conclusiones: •

Es un método en el que se promueve la nueva inversión a través de la obligación de garantizar una cierta capacidad según la capacidad que requiera la demanda. Se garantiza esta capacidad comprometida a pesar de la aversión al riesgo de los generadores, si bien en ese caso el precio de la capacidad será más elevado. 42

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•

Obliga a la demanda a madurar y permanecer activa en el mercado, e incluso este modelo permite que la demanda elija su nivel de fiabilidad.

•

Se establece un mercado de capacidades basado en potencias firmes, pero la potencia firme de cada generador la establece el Regulador del sistema de manera determinista y sin tener en cuenta la verdadera fiabilidad que el generador aporta al sistema, además que permite al Regulador interferir en el mercado.

•

Además el Regulador del sistema también determina el nivel de reserva que los consumidores han de adquirir, interfiriendo en el funcionamiento eficiente del mercado liberalizado. No se sabe si ese nivel de reserva es adecuado ni eficiente, simplemente se obliga al consumidor a contratarlo.

•

No se precisa el momento en el que un generador ha de tener disponible su potencia firme, por la tanto estos no tienen una señal adecuada para gestionar su producción, sus períodos de mantenimiento ni sus reservas de combustible.

•

Los consumidores quedan expuestos a elevados precios en el mercado de electricidad y además han de participar en el mercado de capacidad.

•

Los beneficios obtenidos por los generadores en los mercados de capacidad son bastante volátiles, dependiendo de los márgenes en la potencia instalada sobre la punta de demanda esperada y la anticipación de las subastas respecto al tiempo real. Esta inestabilidad en los precios puede desincentivar la nueva inversión. Una forma de evitarlo es aumentando el horizonte de la subasta, estabilizando el beneficio durante este período.

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Capítulo 2

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2.7. Conclusiones. En este capítulo se han evaluado los seis modelos más usados en el mundo y las últimas tendencias en cuanto a garantía de potencia. Estos modelos podemos clasificarlos en tres grupos distintos. En primer lugar los métodos basados en contratos bilaterales físicos a largo plazo donde podemos enmarcar a los modelos del “leave it to the market” y la contratación a largo plazo obligatoria, dado que el primero (Leave it to the market) aunque se basa en un mercado totalmente liberalizado con elevados límites de precio, uno de los factores que ha permitido el éxito del modelo, además de la alta participación estatal en la empresa de generación, han sido los contratos bilaterales a largo plazo firmados entre demanda y generadores. Son métodos que garantizan la capacidad necesaria en el sistema gracias a estos contratos bilaterales físicos, dejando a los generadores gestionar sus inversiones que han de estar disponibles para cumplir con dichos contratos. En segundo lugar se encuentran los métodos intervencionistas, la compra de centrales por parte del Operador del Sistema y las subastas para nuevos entrantes. Son medidas muy intervencionistas en tanto que es el regulador quien determina la cantidad de nueva capacidad que ha de ser instalada (o asegurada a través de las compras por parte del Operador del Sistema). Y por último los mecanismos de capacidad como los pagos por capacidad y los mercados de capacidad que se basan en el pago extra de una cantidad con el fin de estabilizar los ingresos de los generadores e incentivar la nueva inversión. Si bien la necesidad de determinar un producto objetivo por el que remunerar a las centrales y la falta de estabilidad de este pago impiden que se cumpla este objetivo, a aparte de que no aseguran la verdadera inversión en nuevas centrales debido a estos pagos. Algunos de estos métodos pueden ser usados en mercados liberalizados y en sistemas tradicionales fuertemente regulados indistintamente mientras que otros son más apropiados para uno u otro. En cualquier caso, se puede concluir que es necesario promover la inversión de la suficiente capacidad instalada en el sistema como medio para garantizar una adecuada fiabilidad en el sistema. Es necesario un modelo para la Garantía de Potencia, que sea transparente y predecible, que prime a los generadores que aporten más fiabilidad al sistema y donde esta fiabilidad por la cual se paga se determine de forma económica, contratando, aquella que sea realmente la necesaria, ni más, ni menos. Pagar el mínimo, en el cual se garantiza que no habrá apagones y que no se contrata en exceso. Además, el método combinado en un mercado eléctrico liberalizado, ha de proteger a la demanda de precios elevados que provocan inestabilidad en la sociedad, ha de ser un método poco o nada intervencionista, no ha de interferir en el

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Capítulo 2

Estado del Arte

mercado eléctrico, pues su precio constituye una potente herramienta para la planificación. En ninguno de estos métodos se garantizan estas condiciones. En los modelos del primer grupo, basados en contratos bilaterales físicos, no se protege a la demanda de altos precios en el mercado; en el caso brasileño se obliga a los consumidores a seguir una estrategia que puede ser no deseada, se garantiza la construcción de nuevas centrales a cualquier precio y la determinación de la capacidad que ha de ser instalada se deja en manos de la oferta, la cual en caso de decisiones no acertadas tendrá que absorber sus propias ineficiencias pero puede darse el caso de que no se dé una suficiente capacidad instalada provocando altos precios en el mercado, lo mismo paso en el caso australiano. En las medidas intervencionistas del segundo grupo, claramente se interfiere en el mercado eléctrico, si lo hay; no se trata de un método transparente en la determinación de la capacidad nueva que va a ser instalada y el método usado para determinar esa capacidad es muy determinista y depende de la decisión del Regulador, cuyas ineficiencias son además absorbidas por los consumidores. En el caso de los mecanismos de capacidad, el sistema de determinación de la potencia firme de los generadores, producto por el cual se paga, no es transparente ni está bien definido y tampoco prima las actuaciones de los generadores que aporten fiabilidad al sistema; el sistema de pagos tampoco es muy transparente, dependiendo de las decisiones del Regulador, el cual puede intervenir fuertemente en el desarrollo de este método al ser quien determina las potencias firmes de los generadores por las cuales se paga. Es por ello que se desarrolla una nueva propuesta que determina la capacidad que ha de estar instalada en el sistema que maximiza el beneficio social, que no interfiere en la determinación del precio del mercado, que prima a las centrales que aportan mayor fiabilidad al sistema y que las incentiva a estar presentes en los momentos en que realmente se las necesita. Donde todos sus parámetros son determinados a priori, disminuyendo el riesgo que ven los generadores ante posibles ingresos que estabilicen sus beneficios. Este modelo se explicará en el capítulo 3 más a fondo, así como se desarrollará la metodología que ha de ser llevada a cabo y se determinarán los parámetros que constituyen la nueva propuesta de modelo regulatorio de la Garantía de Potencia.

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Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Capítulo 3 Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio El siglo XXI ha sido declarado entre otros el siglo del desarrollo sostenible, en el que se pretende no sólo fomentar un desarrollo uniforme de toda la humanidad sino que además éste se haga en concordancia con el medio en el que vivimos, permitiendo que nuestros descendientes puedan disfrutarlo de igual manera que nosotros, no agotando los recursos energéticos del planeta a causa de un falso desarrollo. Según el Libro Blanco de la Energía inglés [JESS 2003]: “Reliable energy supplies are an essential element of sustainable development”, es decir, que el abastecimiento energético fiable es un elemento esencial para el desarrollo sostenible. Es por tanto garantizar una adecuada fiabilidad al sistema en todo momento una misión de capital importancia. La Garantía de Potencia está íntimamente ligada a la fiabilidad del sistema y la fiabilidad del sistema está íntimamente ligada a la probabilidad de pérdida de carga (LOLP), sin embargo, la Garantía de Potencia, no pretende garantizar una adecuada fiabilidad en cada instante (o una Probabilidad de Pérdida de Carga mínima en cada instante), que sería un tema más del corto plazo, donde entran en juego algunos factores como es el mantenimiento de las líneas eléctricas, la promoción de una red eléctrica lo suficientemente mallada como para evitar las pérdidas de suministro debidos a problemas técnicos o también podemos estar hablando de los servicios complementarios que aseguran la calidad del suministro minimizando las desviaciones en la frecuencia de la onda de corriente o garantizando el nivel de tensión. Afectando todas estas medidas más al término de Seguridad de la Fiabilidad en los sistemas eléctricos. Lo que la Garantía de Potencia trata es establecer los medios para garantizar que en un horizonte temporal determinado, situado más bien en el medio plazo, la fiabilidad mínima del sistema sea garantizada, por tanto afecta en mayor medida al término de Suficiencia de la fiabilidad de los sistemas eléctricos. Dado que la electricidad es un producto no-almacenable y en todo momento la electricidad que se consume ha de ser igual a la que se genera, la Garantía de 46

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Potencia ha de asegurar que existe suficiente capacidad instalada para que ésta pueda abastecer a la posible demanda. Podemos concluir que la Garantía de Potencia debe fomentar la instalación de nueva capacidad garantizando un margen suficiente y una probabilidad de pérdida de carga adecuada. Este tema de fomentar la instalación de nueva capacidad puede ser todo lo complicado que uno quiera, dado que se puede establecer desde un organismo superior que se instalen una serie de centrales, con una determinada capacidad y de un determinado tipo, pero esta solución no es factible económicamente. Es necesario además que el mecanismo de garantía de potencia usado en el sistema eléctrico para fomentar la instalación de nueva capacidad garantice que se instale la capacidad adecuada, aquélla que maximice el beneficio social, entendido como el beneficio de todos, de los generadores por suministrar un producto rentable, el de los consumidores por contar con un producto con una determinada utilidad suministrado en condiciones de calidad y continuidad de suministro adecuadas y por último el Regulador por tener garantizada una fiabilidad adecuada en el sistema que permita el suministro bajo los requisitos que los consumidores necesitan de calidad y continuidad de suministro adecuadas. En el capítulo 2 hemos visto los distintos métodos y tendencias que se han desarrollado en el mundo para promover la instalación de nueva capacidad. Unos se basan principalmente en garantizar la instalación de nueva capacidad obligando a planificar la demanda a largo plazo y asegurarla mediante contratos bilaterales, otros aseguran la instalación de la capacidad asegurándose el Regulador de su instalación, ya sea convocándola a través de subastas o instalándola por sí mismo y por último, otros incentivan la instalación de nueva capacidad mediante un pago extra que pretende estabilizar los ingresos de las centrales, disminuyendo los riesgos para la nueva inversión, luego estos pagos pueden determinarse administrativamente o como resultado de un mercado de capacidades. Entre los principales defectos de estos métodos podemos enumerar que: •

Algunos métodos ignoran algunos fallos del mercado como la pasividad de la demanda, y no la protegen a ésta de episodios duraderos de elevados precios.

•

Otros métodos son excesivamente intervencionistas, y si se trata de un sistema eléctrico basado en un mercado liberalizado, esto puede ser no muy coherente.

•

La interferencia en el precio del mercado es bastante evidente en algunos casos, siendo un método poco adecuado para los sistemas basados en mercados eléctricos.

•

En varios casos se asegura un cierta capacidad y un cierto margen o se prima para se dé un cierto margen de capacidad instalada disponible en el sistema, pero esta cantidad de potencia no se determina por medios transparentes ni de forma estable. Además se habla de potencia firme para 47

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

determinar este margen o la fiabilidad del sistema cuando éste producto no está bien definido. •

Por último, en ningún caso se incentiva claramente a los generadores a estar disponibles en el sistema en los momentos de necesidad.

Por ello, es necesario buscar un nuevo modelo que supla estas deficiencias y aporte una verdadera fiabilidad al sistema.

3.1. Nueva Propuesta Regulatoria de Seguridad de Suministro basada en la función de Utilidad: El nuevo modelo que se propone está fundamentado en un mercado de capacidades que se desarrolla donde los productos que se compra son unas opciones financieras llamadas “call option” basadas en contratos de fiabilidad por los cuales los generadores se comprometen a estar presentes en los momentos de necesidad. Si los generadores no están presentes en estos momentos, incurrirán en una penalización extra. En este mercado de capacidad se plantea que el papel de la demanda lo asuma por completo el Operador del Sistema y la forma de determinar la capacidad que ha de ser contratada se plantea que se resuelva por medio de la función de Utilidad Marginal. La curva que se obtiene será usada como curva de demanda, dado que representa la disminución de los costes esperados de explotación en que se incurre cuando se contrata una determinada capacidad en el mercado. En este mercado, los generadores ofertarán su potencia firme, teniendo la libertad de ofertar la capacidad que deseen, no imponiéndosela como ocurría en los mercados de capacidad ya estudiados. Sin embargo, para evitar que se falsee el mercado de capacidades, al ofertar un generador por encima de su potencia firme, habrá de diseñarse correctamente la penalización impuesta con el fin de desincentivar este tipo de comportamientos, pero al mismo tiempo, evitar que el riesgo a incurrir en penalizaciones desincentive al resto de generadores a realizar ofertas en el mercado. El otro parámetro que ha de diseñar el Regulador es el precio del mercado, que en este caso se utiliza como señal para determinar cuándo el sistema se encuentra en un momento cercano al racionamiento y la escasez de generación. Queda otro parámetro a determinar por el Regulador que es el horizonte temporal de los contratos de fiabilidad, al término del cual se habrá de organizar un nuevo mercado de capacidad. El objetivo de las opciones financieras basadas en contratos de fiabilidad consiste en estabilizar los ingresos de los generadores, especialmente de las centrales de punta cuyos ingresos totales son más volátiles. El objetivo de la función de 48

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Utilidad Marginal usada como curva de demanda es proporcionar un método que permita contratar la capacidad que maximice el beneficio social

3.1.1. El producto: El contrato de fiabilidad que se propone es un método que ha sido desarrollado previamente de manera más o menos extensa en diversas bibliografías, como podemos ver en [VAZQ 2002]. Están basados en las denominadas “call option”, que vienen a ser unos contratos financieros, los cuales se activan cuando el precio del mercado eléctrico o precio spot supera un determinado precio umbral o precio strike, el cual es determinado por el Regulador y que ha de ser suficientemente elevado. Según estas opciones, el generador que ha vendido una opción de una terminada capacidad, se compromete a que cuando el precio del mercado supere el precio umbral y se active la opción, ha de rembolsar a quien haya comprado su opción, que en este caso es el Operador del Sistema la diferencia que haya entre el precio del mercado y el precio umbral por cada MW de la capacidad que haya comprometido en dicha opción. Además, a este generador, por haber entrado en la subasta, se le garantiza que entrará en el mercado eléctrico en estos momentos de necesidad con la capacidad que haya suscrito en el contrato de fiabilidad, donde cobrará el precio del mercado. Lo que se consigue así es que el generador limite sus ingresos al precio umbral determinado por el Regulador. A cambio de esto, el generador recibe una prima que se determina en el mercado de capacidad. Esta prima, para el generador marginal resultante del mercado de capacidad como mínimo compensará el beneficio que este generador obtendría al vender su energía en el mercado eléctrico a elevados precios, obteniendo el mismo beneficio total, pero cambiando unos beneficios volátiles adquiridos en el mercado eléctrico, donde consiguen grandes beneficios en poco tiempo, por un pago fijo y seguro obtenido del mercado de capacidad que le será retribuidos poco a poco a lo largo del horizonte temporal establecido, lo cual disminuye el riesgo de los generadores, lo cual es muy interesante especialmente para las centrales de punta. Si el generador por el contrario no está disponible en los momentos de necesidad, no sólo no entra en el mercado eléctrico donde vende su electricidad por el precio del mercado, sino que además ha de pagar una penalización. En total ha de pagar la penalización más la diferencia de precio entre el precio del mercado y el precio umbral, todo ello multiplicado por la capacidad que haya comprometido en el contrato de fiabilidad que ha suscrito. Por tanto, se incentiva claramente a los generadores a actuar con responsabilidad y gestionar sus centrales adecuadamente para estar disponibles en estos momentos de necesidad. Teóricamente, el precio del mercado eléctrico ya incentiva a los generadores a estar disponibles en estos momentos de necesidad, pues, según las leyes de la oferta 49

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y la demanda, cuanta más potencia requiera la demanda, mayor será el precio obtenido, siendo un gran incentivo para los generadores el prever cuándo se darán estos momentos para de esta forma planificar sus centrales, gestionar sus reservas de combustible o de embalses y determinar los momentos más adecuados para proceder al mantenimiento de la central. Sin embargo, esta decisión queda bajo la responsabilidad de cada generador, al igual que la fiabilidad del sistema que se confía que estos generadores aporten. Por este método se incentiva claramente a estar disponibles para con ello alcanzar la fiabilidad teórica del sistema que se espera al realizar el mercado de capacidad. Para el consumidor, los contratos de fiabilidad suponen, además un método para fijar un precio límite para la electricidad. Protegiéndose con antelación de episodios duraderos de precios elevados. Si bien, si se prevé que haya episodios de precios elevados durante el año, éstos terminarán traduciéndose en un mayor pago en el mercado de capacidad, puesto que las opciones de fiabilidad se preverán que se activen durante más períodos y por tanto las ofertas que se hagan en el mercado de capacidades tendrán precios más elevados. Los ingresos que recibe un generador se ilustran en el siguiente ejemplo, según un generador que haya vendido opciones de fiabilidad o no:

Fig 3.1. Aplicación de los Contratos de Fiabilidad

Período

Disponible

Con opción

En Mercado

T1

Sí

¿p?

¿p?

T2

Sí

p - (p-s) = s

¿p?

T3

No

- penaliz - (p-s)

0

Tabla 3.1. Ingresos de los agentes según modalidad de venta de energía

En el gráfico se ha representado el precio del mercado p. El precio umbral determinado con antelación por el Regulador que determina los períodos de crisis está representado por la letra s. Y tenemos tres períodos característicos sobre los que estudiar el impacto de los contratos de fiabilidad sobre los ingresos de los generadores: En los períodos T1 y T2 el generador que se estudia está disponible, mientras que en el período T3 no es así. 50

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La opción financiera se activa cuando el precio del mercado (p) es mayor que el precio umbral (s), es decir en los períodos T2, T3 y T4. En el período T1 no está activa, por tanto el generador percibe el precio del mercado por la electricidad que vende, si su oferta de electricidad ha entrado en la subasta correspondiente. En el período T2 la opción se activa y por tanto el generador ha de realizar el pago por el cual se comprometió en la opción suscrita, que es igual a la diferencia de precio entre el precio del mercado y el precio umbral (p-s) por cada MW que ha suscrito en la opción. A parte, al generador se le asegura que va a poder vender su electricidad en el mercado, donde percibe por ésta el correspondiente precio que del mercado eléctrico ha obtenido. El ingreso total que recibe el generador por cada MW suscrito en la opción es igual al precio obtenido del mercado (p) menos el pago que realiza al Operador del Sistema (p-s) que resulta igual a s, o lo que es lo mismo al precio umbral. En el caso de que el generador no haya suscrito ninguna opción financiera, recibirá por cada MW producido el precio del mercado (p) que es superior al precio umbral (s) que recibe por la opción financiera, pero no tiene la garantía de llegar a vender en el mercado su producción, manteniendo un riesgo apreciable. Este mismo planteamiento es aceptable para un generador que ha suscrito una opción por parte de su capacidad nominal que en el momento determinado tiene mayor capacidad disponible que la suscrita en la opción. En este caso, de la oferta que haga el generador en el mercado, sólo entrará con seguridad la capacidad que haya sido suscrita en la opción, la capacidad sobrante entrará en el mercado en caso de que la potencia requerida sea mayor que la asegurada por las opciones de fiabilidad. Por tanto un generador, ofertará en el mercado de capacidad la máxima capacidad posible para así asegurar que recibe beneficio del mercado en estos momentos de altos precios. Sin embargo, en el período T3, se supone que el generador no está disponible, o al menos parte de la producción que había comprometido en la opción de fiabilidad. En ese caso, el generador sigue obligado a compensar al Operador del Sistema con la diferencia de precio entre el precio del mercado y el precio umbral (p-s) por cada MW suscrito en la opción, mientras que por estar indisponible también ha de pagar una penalización, que también habrá sido estipulada por el Regulador con anterioridad. Con esta penalización extra se pretende desincentivar a aquellos generadores que no aporten verdadera fiabilidad al sistema para que no oferten en el mercado de capacidades. Por tanto, un generador ha de tener en cuenta a la hora de presentar sus ofertas en el mercado de capacidad el riesgo en que incurre por no estar disponible en los momentos de necesidad. Por consiguiente, a la hora de presentar las ofertas al mercado de capacidad del que resulta la capacidad que se contrata en las opciones de fiabilidad, el generador ha de realizar un estudio de previsión de los precios que se darán durante el horizonte temporal que duren las opciones de fiabilidad y también deberá estimar el tiempo total que estarán activadas estas opciones según el estudio

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Capítulo 3

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de precios realizado anteriormente y en función de la probabilidad que tenga de no estar disponible en estos momentos, así hará cada generador sus ofertas. Para que este método proporcione un verdadero medio de garantizar una fiabilidad adecuada al sistema, el diseño de la penalización por no estar disponible un generador que ha comprometido una capacidad en las opciones de fiabilidad, ha de ser muy correcto y preciso, pues ha de ser lo suficientemente elevada como para desincentivar a los generadores para ofertar capacidades por encima de la que realmente son capaces de producir en los períodos de escasez, pero de manera que no produzca un riesgo demasiado elevado como para que no se alcance un nivel aceptable de capacidad contratada y los pagos del mercado de capacidad resulten tan elevados que incentiven la instalación de una excesiva capacidad en el sistema. Por tanto la penalización ha de ser tal que incentive a los generadores a ofertar su potencia firme, entendida como la potencia que tendrán disponible en los períodos cercanos al racionamiento. La ventaja de este método respecto a los mercados de capacidad estudiados en el capítulo 2 es que en este caso es el generador quien determina su propia potencia firme y no el Regulador. En este caso el Regulador ha de diseñar los parámetros necesarios para que los generadores actúen de manera responsable y de forma que alcancen un grado de concienciación mayor respecto a la fiabilidad que aportan al sistema según sus actuaciones, evitando que se produzcan situaciones que malversen cualquiera de los dos mercados. Respecto a la interferencia que puede tener el mercado de capacidades sobre el mercado de electricidad es poco apreciable. Para el generador que termine siendo marginal en el mercado de capacidades, si la previsión de precios que ha realizado para el horizonte temporal de las opciones es correcta y no sólo eso si no que además coincide a la perfección, así como las previsiones del tiempo total que dichas opciones estarán activadas, entonces el beneficio total que obtendrá dicho generador será igual que si no hubiese entrado en el mercado, sólo que en este caso, se le garantiza que su producción va a entrar en el mercado en los períodos de altos precios y además estos ingresos se van a distribuir uniformemente en el tiempo, mientras se realizan los correspondientes pagos procedentes del mercado de capacidad, mientras que si no hubiese entrado en el mercado, dicho generador habría estado sujeto al riesgo de conseguir entrar en el Mercado en los períodos de necesidad y así conseguir esos precios elevados, ingresos que además recibirá en pocos pagos, mientras que sus gastos se distribuirán a lo largo del año; por ejemplo una central de punta, tiene unos gastos de amortización de que se distribuyen uniformemente en el tiempo, al igual que los gastos en personal mínimo o en mantenimiento, mientras que los únicos ingresos que recibiría serían muy elevados y repentinos, en los que compensar todos los gastos del año, incluidos los gastos financieros provocados por los gastos uniformes en que incurre durante el año. Existe una gran interferencia que realiza el mercado de capacidad en el mercado de electricidad. Más tarde se evaluará el proceso de ofertas en el mercado de capacidad pero, al igual que en todos los mercados, cada generador ofertará el gasto que le haya ocasionado el producir dicho producto. El producto son las opciones o contratos de fiabilidad y los gastos en que incurren los generadores por vender estas opciones son por una parte el beneficio que dejan de obtener del 52

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mercado limitando sus ingresos al precio umbral determinado por el Regulador y por otra parte los gastos generados al no estar disponibles en los momentos en que estén activas las opciones y por tanto no suministren la potencia que habían comprometido, es decir la penalización impuesta por el Regulador ex-ante. Si la penalización está diseñada de manera que se incentive a declarar su potencia firme, potencia que van a tener disponible con una alta probabilidad, sólo incurrirán en el primero de los gastos, la limitación de precios al precio umbral, por tanto, las ofertas que se presentarán a la subasta serán bastante iguales, variando en la capacidad total que oferten, en este caso, el resto de ofertas serán de las capacidades sobrantes que comprometen con menor fiabilidad y sobre la que considera cada generador los gastos incurridos por indisponibilidad. Por tanto, existe un cierto problema a la hora de aceptar las ofertas en el mercado de capacidades, dado que aquellos generadores que sean aceptados en el mercado de capacidades se les garantiza que entrarán en el mercado eléctrico. Se supone que las opciones de fiabilidad sólo se activan en el caso de que el sistema esté cercano al racionamiento. Estas situaciones se determinan según el precio del mercado, cuando haya superado un determinado precio umbral. En estas situaciones críticas, que se determinan cuando el precio del mercado es elevado, se interfiere en el resultado del mercado eléctrico, dado que tienen prioridad las ofertas realizadas por aquellos generadores que entraron en la subasta del mercado de capacidad. Además la capacidad contratada en el mercado abastecerá toda la demanda y no entrarán en el mercado eléctrico otros generadores que no hayan comprometido capacidad mediante opciones de fiabilidad, puesto que en principio se ha comprometido una capacidad igual a la punta de demanda más un cierto margen de reserva. Por lo tanto todas las situaciones en las que el precio del mercado supere al precio umbral, la electricidad del mercado eléctrico la suministrarán los generadores que entraron en el mercado de capacidad. En teoría, al encontrarnos en una situación crítica, el resultado del mercado no sufrirá una gran variación, puesto que es poco probable que exista más capacidad que la que se comprometió en el mercado de capacidad, aunque podría darse la excepción. Por tanto, toda aquella capacidad que no haya entrado en el mercado de capacidad, aunque tenga un precio en el mercado eléctrico más barato que la capacidad de otras centrales que sí hayan entrado en el mercado de capacidades, tiene poca probabilidad de entrar en el mercado eléctrico, de conseguir los elevados precios que se obtienen allí y además el dicho precio será más elevado que el que se podría obtener si dicha capacidad hubiese entrado. Sin embargo este precio ya estaba teóricamente planificado por los diversos agentes cuando se realizó el mercado de capacidad y por tanto este precio ya había sido tenido en cuenta por los generadores en sus ofertas y ya habían sido remunerados por ese precio. Por consiguiente, la planificación a largo plazo influye en el resultado a corto plazo. Esta situación es particularmente perjudicial para las centrales hidráulicas, cuya potencia firme al largo plazo es difícil de determinar debido a la influencia de las precipitaciones en sus reservas energéticas y a la incertidumbre en éstas, pudiendo resultar que la potencia disponible real sea mayor que la que se ofertó en el mercado de capacidad por diversas razones, como por ejemplo la aversión al riesgo del ofertante. Esta situación no sólo perjudica a la central hidráulica que no puede aprovechar los 53

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elevados precios del mercado eléctrico, sino también a la demanda por resultar un precio que finalmente es más elevado que el que podría haber resultado de entrar esta capacidad no planificada. Una forma de evitar estas situaciones anómalas es estableciendo un precio umbral elevado, de forma que este tipo de situaciones no ocurra, dado que si existe capacidad suficiente en el mercado, el precio del mercado eléctrico no será lo suficientemente elevado como para superar al precio umbral y activar la opción de fiabilidad. Además si esto ocurre, no es algo que desee el sistema, pues en la planificación a largo plazo que se hizo al convocar el mercado de capacidad, se vino a contratar a largo plazo aquella producción que aportaba verdadera fiabilidad al sistema. Desde el organismo regulador del sistema, puede resultar más aconsejable perder eficiencia en el mercado eléctrico a corto plazo durante unas pocas horas que incurrir en situaciones de racionamiento debido a una mala planificación y confiar en una capacidad que es posible que no se encuentre en el sistema cuando más se la necesita. Si nos encontramos en un momento crítico cercano al racionamiento del sistema eléctrico, es previsible que toda la capacidad comprometida en el mercado de capacidad ya haya entrado en la subasta del mercado eléctrico de la que se desprendió el elevado precio correspondiente, si no es así, habría que realizar una nueva subasta en el mercado eléctrico en la que entrase toda la capacidad comprometida y se desechasen las otras ofertas, las cuales, si el precio del mercado es elevado, no han de tener una gran relevancia en éste o se trata de centrales de punta que no entraron en el mercado de capacidad. Esta solución interfiere ciertamente en el mercado eléctrico, aunque el daño acaecido es menor. Una opción para evitar dicha interferencia consistiría en eximir a aquella capacidad que no haya entrado en el mercado eléctrico pero sí haya vendido una opción financiera, de la obligación adquirida en la opción financiera. Por tanto, el generador, habrá recibido una prima fija en la que, para calcular la oferta que hacía al mercado, tenía en cuenta la pérdida de ingresos que iba a tener por limitar el precio de su capacidad en este momento crítico al precio umbral y sin embargo no incurre en ningún gasto ni en ninguna penalización. El problema de este planteamiento se encuentra en que ya no se garantiza a los generadores que entrarán en el mercado en situaciones de crisis, por lo que a pesar de haber entrado en el mercado de capacidad y recibir una prima, los ingresos que reciben del mercado eléctrico se perciben como volátiles, al ser posible que no entren en el mercado. Se concluye que un adecuado diseño del precio umbral es también necesario, pues evitará situaciones anómalas y la influencia sobre el precio del mercado eléctrico.

3.1.2. El Mercado de Capacidad: En el mercado de capacidad, al igual que en todo mercado, cada generador hará una oferta que consistirá en un binomio cantidad-precio, es decir, donde expresa la capacidad que oferta y el precio al que lo hace. De esta manera, los agentes

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son libres de declarar libremente la capacidad que deseen, aunque la decisión que finalmente tomen vendrá dada por la mayor eficiencia económica que obtengan del mercado de capacidad. En cualquier caso, el Regulador tomará las medidas adecuadas para incentivar a los agentes a ofertar su potencia firme, sólo que en este caso, no será el Regulador quien la determine, sino los propios agentes. El precio resultante, al estar en un mercado, ha de ser igual al coste en que se incurre por prestar el servicio determinado, dado que si el mercado es eficiente, si un generador oferta a un precio por encima de sus costes, debido a la competencia, habrá otro generador que oferte a un precio menor, haciendo que sea posible que el generador con una oferta más cara no entre en el mercado y por lo tanto no venda su producto, por otro lado, el mínimo precio al que ofertará un generador su capacidad serán los costes en que incurre por suministrar el servicio, dado que por debajo de ese precio, su beneficio será negativo. Por tanto, el precio al que se ofertará en el mercado serán los gastos incurridos en la prestación del servicio. Los gastos incurridos por comprometer su potencia en una opción financiera son: •

Los ingresos que un generador deja de percibir del mercado eléctrico al limitar dichos ingresos al precio umbral.

•

La penalización incurrida más el pago sigue realizando al Operador del Sistema en aquellas situaciones que no está disponible a pesar de haber sido activada la opción.

Por tanto, las ofertas que un generador hará al mercado de capacidad, teniendo en cuenta la posible aversión al riesgo que tenga dicho generador será:

Pi = Er ∫ (1 − λi )( p − s )dt + Er ∫ λi ( p − s + penaliz)dt p>s

p >s

Donde: •

Pi es la oferta que hará el generador en el mercado y es la mínima prima bajo la cual le interesa ofertar en el mercado. Viene evaluada en euros/MW.

•

Er es el índice propio del generador que evalúa la aversión al riesgo del generador.

•

λ es la probabilidad de un generador para no tener disponible la capacidad de la oferta en los períodos de crisis.

•

p es el precio del mercado eléctrico o precio spot que se espera obtener durante los períodos de crisis.

•

s es el precio umbral determinado por el Regulador ex-ante.

•

Penaliz es la penalización determinada por el Regulador ex-ante.

Relativo al valor Er o índice de aversión al riesgo, si el generador del que se trata tiene una percepción mayor del riesgo en que se incurre, necesitará un beneficio 55

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mayor para comprometer su capacidad en un contrato de fiabilidad. Por tanto el valor de Er será mayor que la unidad. Si por el contrario, se trata de un generador que está ansioso por entrar en el mercado de capacidad porque por ejemplo se trate de una central de punta cuyos ingresos son muy volátiles y desea cambiar esos beneficios inciertos por una prima fija, su valor Er será menor que la unidad, dado que no le importa tener un beneficio menor con tal de asegurar un beneficio y disminuir el riesgo en sus inversiones. Se observa que las ofertas que hagan los generadores en el mercado dependerán de su coeficiente de disponibilidad o de la fiabilidad que aportan al sistema. Por tanto, aquellos generadores que tengan una mayor disponibilidad, presentarán ofertas de menor precio y se asegurarán su entrada en el mercado de capacidad. Cuanta mayor disponibilidad tengan, menor será la prima que requieran. Se incentiva de esta forma a ofertar su potencia firme, entendida como la potencia que tiene cada generador con una disponibilidad máxima. Además, se incentiva a que haya en el sistema generadores que aporten una alta fiabilidad al sistema, puesto que serán estos los que entren en el mercado y consigan mayores márgenes de beneficio. Casación Oferta y Demanda

Precio(€)

Punta de Demanda + Margen de Reserva

Prima/MW Bº neto Potencia Contratada (MW) Utilidad Marginal

Oferta

Fig 3.2. Casación del mercado de capacidad en caso ejemplo

Las ofertas que se realizarán en el mercado de capacidad se aceptarán en el siguiente orden: •

Primero irá la potencia firme de los generadores que ya están instalados en el sistema, dado que es una potencia que se espera tener con la máxima probabilidad en los períodos de escasez. Se podría considerar como única fuente de indisponibilidad la probabilidad de avería del generador.

•

A continuación irían las capacidades de los mismos generadores que antes pero cuya disponibilidad tiene una mayor incertidumbre. Por ejemplo, en un generador hidráulico, se puede contar con una determinada capacidad con una alta probabilidad pero otra capacidad dependerá de las condiciones meteorológicas, contando únicamente con valores históricos de producción en los períodos de escasez para determinarla. 56

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Lo nuevos entrantes sólo decidirán realizar nuevas inversiones si el precio del mercado que esperan es tal que les permite recuperar sus costes fijos de inversión y sus costes variables de operación. Este efecto influirá en las ofertas que hagan en el mercado de capacidades, al requerir una prima mayor para comprometer su energía mediante los contratos de fiabilidad. En el mercado de capacidad que se propone no se tendrá en cuenta la potencia que se ha contratado a través de contratos bilaterales físicos, en cuyo caso, los agentes deberán comunicárselo con anterioridad al Operador del Sistema. Esta medida se lleva a cabo ya que se pretende incentivar a la demanda a que tenga en cuenta la fiabilidad en las decisiones que tome relativas a su consumo y los contratos bilaterales físicos son una manera de hacerlo. Sin embargo, dada la complejidad que supone la conexión y desconexión a distancia de los consumidores cuya potencia contratada a través de los contratos bilaterales físicos no esté disponible en el sistema, es posible que algunos consumidores que no hayan tenido en cuenta la fiabilidad en sus contratos bilaterales o el índice de fiabilidad sea menor que el conseguido por el Operador del Sistema en el mercado de capacidad, se aprovechen de la mayor fiabilidad conseguida por este método a pesar de no participar en dicho proceso. Una solución sería incluir a dicha demanda en el mercado de capacidad, sin embargo de esta manera se desincentivarían los contratos bilaterales físicos y la gestión de la fiabilidad. Es un tema cuya revisión pendiente. Si bien en el presente proyecto se considerará que sí es posible la conexión y desconexión de los consumidores a distancia, obviando el problema considerado. Una vez estudiado el Mercado de capacidad, es necesario estudiar y diseñar los distintos parámetros que lo conforman.

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3.1.3. El Precio Umbral: El precio umbral o precio strike es uno de los parámetros fundamentales del modelo. Ha de ser determinado por el Regulador con antelación por el Regulador, para de esta forma permitir a los generadores que puedan calcular las ofertas que presenten al mercado de capacidad. Si además el Regulador se compromete a mantener un precio umbral estable a lo largo de los sucesivos mercados de capacidad que se convoquen, se permitirá dar una señal adecuada a la nueva inversión, puesto que de este modo se reducen los riesgos ante la volatilidad de los ingresos que éstos vayan a percibir, dado que el precio que van a cobrar del mercado eléctrico va a ser este precio umbral, si bien, van a percibir una prima fija estable que compense la limitación del precio. Con este método basado en contratos de fiabilidad, se establece un límite de precio para el mercado eléctrico o “price cap” y éste es igual al precio umbral, dado que los generadores limitan sus ingresos procedentes del mercado eléctrico a este precio. Por tanto, se consigue un método que protege a la demanda de precios elevados en el mercado. La demanda deseará que este precio umbral sea bajo, para evitar que se incurra en episodios duraderos de precios elevados. Sin embargo, el Precio Umbral tiene otra misión. El precio del mercado eléctrico pasa a ser un indicador de aquellos momentos en que el sistema eléctrico se encuentre cercano al racionamiento. Estos momentos se determinan cuando el precio del mercado eléctrico supera al precio umbral. Podemos decir que el sistema se encuentra en una situación de crisis, cuando no hay suficiente generación disponible en el sistema. En estas situaciones, según las leyes de oferta y demanda que rigen el mercado, el precio será elevado, pudiendo producirse además episodios en los que se abuse del poder de mercado, elevando los precios. Por tanto, el precio umbral ha de ser elevado para determinar con mayor veracidad cuándo se trata de una situación crítica y es necesaria la presencia de toda la potencia comprometida en el mercado de capacidad. Por otra parte, tal y como se comentó anteriormente, el precio umbral ha de ser elevado para evitar episodios en los que se determine que se está cerca al racionamiento, cuando no es cierto. En estas circunstancias, se activarían las opciones financieras por ser el precio del mercado mayor que el precio umbral y las ofertas que entraron en el mercado eléctrico realizadas por capacidad extra que no fue comprometida en el mercado de capacidad, serían desplazadas por las ofertas realizadas por los generadores que sí entraron en el mercado de capacidad a pesar de tratarse de ofertas más caras. Ha de tenerse en cuenta que, dado que en este método se garantiza que la potencia contratada en el mercado de capacidad se le garantizará su entrada en el 58

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mercado en estos momentos de necesidad, la señal del precio del mercado como indicador de momentos críticos se ha considerado como una media a priori, por la cual, si algún período de la casación diaria del mercado el precio del mercado supera al precio umbral, se entra en una situación crítica, se informará inmediatamente a los generadores cuya capacidad está comprometida en las opciones de fiabilidad para que sea capaz de cumplir su obligación. Ha de tenerse en cuenta que, debido a las restricciones técnicas que tienen muchas centrales relativas a rampas de subida y bajada, a tiempos de preparación y demás, muchas centrales no pueden confiar en que se les informe apara empezar a producir, por lo que es necesario que los generadores, para poder cumplir con la obligación prescrita estimen los momentos en que se activarán las opciones de fiabilidad, de manera que estén completamente disponibles para satisfacer la potencia comprometida, convirtiéndose también en una medida a posteriori. Si el precio umbral es lo suficientemente elevado, estas situaciones no ocurrirán con frecuencia, si bien es posible que ocurran por tratarse por ejemplo de un año excesivamente húmedo en el que la capacidad hidráulica es muy superior a la esperada. En cualquier caso, dado que el precio del mercado ha alcanzado al precio umbral, aquella capacidad que será retirada a favor de la capacidad comprometida en el mercado de capacidad, tendrá un peso no muy elevado en la subasta del mercado eléctrico, surtiendo poco efecto dicha sustitución, o bien podría tratarse de una central de punta que sustituye a otra de la misma tecnología y mismos costes con la particularidad de que una comprometió su potencia en el mercado de capacidad y otra no. Un valor recomendado en todas las bibliografías para el precio umbral es de un 25 % por encima del coste variable de operación de la tecnología marginal de los períodos de punta. Actualmente podría decirse que se trata de la turbina de gas, que con un coste variable aproximado de 50 euros/MW supondría aproximadamente un precio de 62.5 euros/MW. Siempre que se supere dicho precio, se considerará que nos encontramos ante una situación crítica. La consideración de un 25 % por encima del coste variable de operación de la tecnología marginal de los períodos de punta, supone un valor lo suficientemente elevado como para que una central marginal como la turbina de gas recupere sus costes de inversión y sus costes de operación mínimamente. El coste de inversión que recuperaría sería el 25 % extra, que en el caso de la turbina gas sería de 12.5 euros por cada megavatio que oferte en el mercado de la electricidad, si suponemos que la central va a entrar en el mercado durante 80 horas al año de las 8760 horas posibles, conseguirá unos ingresos en concepto de recuperación de los costes de inversión de 1.000 euros/MW al año; si la central cuenta con 400 MW tendremos que la central recupera 400.000 euros al año en concepto de costes de inversión; al cabo de cinco años, habrá recuperado sus costes de inversión y probablemente con creces.

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3.1.4. El horizonte temporal: Es importante elegir correctamente un horizonte temporal para las opciones de fiabilidad adecuado. Cuanto mayor sea dicho horizonte temporal, más inciertas serán las capacidades disponibles por los generadores, especialmente si se trata de generadores que gestionan sus reservas de combustible como puede tratarse de las centrales hidráulicas. En este caso, estas centrales verán más riesgo en las ofertas que hagan al mercado de capacidad, especialmente para aquellas potencias que sólo puedan garantizar con menor fiabilidad según las aportaciones anuales de las precipitaciones. Sin embargo, quizás esta situación sea lo más deseado por el regulador, ya que de esta forma, se incentiva a que se instale nueva capacidad en el sistema que aporte mayor fiabilidad al sistema y no dependa de situaciones externas como pueden ser las condiciones meteorológicas de la temporada. El principal inconveniente es por el contrario que al establecer un horizonte temporal largo, las predicciones sobre precio del mercado eléctrico según nos alejemos en el tiempo serán menos fiables, implantando mayor riesgo en las ofertas que cada generador haga al mercado de capacidad. En el modelo que en el presente proyecto se desarrolla se tratará con un horizonte temporal de un año, si bien, con el objetivo de incentivar la instalación de nueva capacidad en el sistema que aporte verdadera fiabilidad y no dependa de condiciones externas para este fin, se puede pensar en realizar mercados de capacidad con un horizonte temporal de un año, pero cuyas opciones de fiabilidad no se activarán hasta dentro de uno, dos o más años. De esta manera, se estabiliza el mercado de capacidad al evitar que los generadores incorporen en sus ofertas potencia basada en ciclos hidráulicos por ejemplo, dejando de incentivar a nueva capacidad con una alta fiabilidad que puede ser necesaria cuando no se cuente con condiciones hidráulicas favorables. Así pues, se soluciona el problema de efectos meteorológicos como “el niño” que provoca años extremadamente húmedos; al incentivar sólo la potencia que se tiene con la más alta fiabilidad sin la interferencia de las condiciones hidráulicas conocidas. Si lo aplicamos al problema que vimos del suministro barato de gas natural entre Argentina y Chile, podemos determinar que este método desarrollado también promueve que se instale un mix tecnológico adecuado para hacer frente a todo tipo de situaciones, al no dar excesiva fiabilidad a elementos que dependen de variables que pueden resultar demasiado aleatorias. El problema en este casi sería la dificultad para determinar con certeza el precio del mercado que habrá en el futuro tan lejano.

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3.1.5. La penalización El factor clave para que el método desarrollado sea eficiente es la penalización. Una penalización demasiado baja supondrá que los generadores ofertarán al mercado de capacidad una potencia elevada, incluso por encima de su potencia nominal, dado que puede resultarles rentable hacerlo así e incurrir en una penalización. En los momentos de necesidad, con alta probabilidad no se garantizará la potencia que se comprometió en el mercado de capacidad, y además, al haber ofertado un exceso de potencia, posiblemente la potencia que sí esté disponible con alta probabilidad en el sistema en los momentos de necesidad, es posible que no haya entrado en el mercado de capacidad, por lo tanto el mercado de capacidad pierde su labor incentivadora de nuevas inversiones. Sin embargo una penalización demasiado elevada implicará un riesgo elevado para los generadores, los cuales, antes que incurrir en una penalización declararán una potencia muy por debajo de la potencia que tendrán previsiblemente disponible en los momentos de necesidad, por tanto, será necesario contratar más potencia en el mercado de capacidad para alcanzar la demanda de punta más un cierto margen de reserva. Este exceso de nuevas inversiones no será justificado, puesto que no son necesarias dichas inversiones, ya que habrá realmente más potencia disponible en el sistema que la declarada en el mercado de capacidad. En este caso, el mercado de capacidad pierde también su labor incentivadora de nueva inversión, puesto que la señal que da y los compromisos a que obligan las opciones de fiabilidad no se basan en la eficiencia económica de las decisiones. La penalización se convierte en el medio adecuado para garantizar que los generadores oferten su potencia firme. Se propone que el valor de la penalización sea determinado por el Regulador y que este valor sea igual a lo largo de todo el horizonte temporal, en nuestro caso, un año. El método para determinar la penalización puede ser similar al explicado en [PERE 2005]: “El valor de dicha penalización se puede calcular de modo que un grupo de punta con una tasa de fallo razonable no sufra excesivos riesgo. Por ejemplo, suponiendo que si aparecen precios altos en el sistema éstos se pueden mantener aproximadamente durante un período no mayor de seis u ocho horas, entonces se puede decir que si un generador coincide con estar fallado en ese instante debería perder todo su pago anual por capacidad. Así el valor de la penalización se calcularía dividiendo el pago total de garantía de suministro por megavatio entre las ocho horas que se han establecido como referencia razonable. Por otro lado debe evitarse que la penalización pueda ser excesiva si en un año determinado resultase haber varios días problemáticos en el sistema y el grupo estuviese indisponible en todos ellos. Aunque es razonable en este caso que la 61

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penalización supere el pago anual de capacidad, tampoco debe ser excesiva. Esto puede conseguirse afectando la penalización horario inicial con un factor corrector que disminuya con el número de horas que un grupo esté sujeto a penalización”. Esta es una opción, que implicaría en el modelo determinar la prima que va a resultar del mercado de capacidad, la cual depende del valor de penalización, para determinar dicho valor de penalización, lo cual sería ciertamente confuso, aunque sería posible. En nuestro caso, se ha desarrollado un modelo de determinación de la penalización a medida para el sistema del que se trate. Partiendo de que el Operador del Sistema cuenta con la información histórica de tasas de fallos de las centrales, de producciones en períodos de punta de demanda y demás datos, el Operador del Sistema puede determinar la penalización como el valor que garantiza una fiabilidad mínima en el sistema, entendiendo la fiabilidad como la inversa de la Probabilidad de Pérdida de Carga o más conocida como LOLP. Por tanto, se calculará la LOLP garantizada en el sistema gracias al mercado de capacidad y a las opciones de fiabilidad en función de la penalización y se determinará el valor máximo de LOLP que se requiera y la penalización mínima que lo garantiza.

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3.2. La Función de Utilidad de la Seguridad de Suministro: Una vez definido el Mercado de Capacidad basado en Opciones de Fiabilidad propuesto, después de haber dado las pautas para el diseño de los distintos parámetros que modelan el mercado de capacidad propuesto, es necesario modelar el lado de la demanda. Un mercado de cualquier tipo y de cualquier producto requiere varios elementos para resultar verdaderamente eficiente al menos en términos económicos. Algunos de estos elementos son: •

Es preciso que exista suficiente competencia en el lado de la oferta, de forma que se impida que un agente pueda ejercer poder de mercado, especialmente en productos y servicios que están afectados por economías de escala.

•

Es necesario asegurar la libre entrada y salida del sistema de las unidades que forman parte del lado de la oferta. De esta manera se incentiva a que en el sistema las unidades que componen la ofertan sean las más eficientes y se evita que puedan darse casos de unidades pertenecientes al lado de la oferta que estén presentes en el sistema a pesar de ser ineficientes debido a compromisos que dicha unidad suscribió para entrar en el sistema por ejemplo. Al permitir la libre entrada al sistema se garantiza a las unidades más eficientes que van a tener un mercado en el que vender su producto puesto que si hay unidades más ineficientes en el sistema, cuyos costes de producción son más elevados, éstas perderán cuota de mercado antes dichas nuevas unidades.

•

Por último, es necesario que exista una demanda que participe en el mercado activamente, en el cual gestiona su consumo, toma las decisiones en cuanto a éste basándose en la eficiencia económica y gestiona sus riesgos coherentemente con las decisiones que tomó anteriormente respecto a su gestión de la demanda. De esta forma, la demanda pasar a ser quien establece el precio del producto que se adquirió en el mercado. Este precio, determinado según las leyes de oferta y demanda que rigen el mercado, pasa a ser una potente señal que permite realizar la planificación estratégica más adecuada para cada unidad de la oferta.

En el caso del mercado de capacidad que nos ocupa, se parte de que la demanda es aún inmadura y no participa en el mercado. Debido a esta inmadurez, incluso los consumidores cualificados ignoran la fiabilidad en la toma de decisiones que realizan a la hora de gestionar y planificar sus consumos. Y la fiabilidad del sistema se entiende como una misión que el Operador del Sistema, el Regulador, el Gobierno o algún ente superior han de garantizar adecuadamente.

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Por tanto, es el Operador del Sistema quien se propone que sea el que actúe en el nombre de la demanda para realizar sus ofertas al mercado de capacidad. En un enfoque tradicional, el Operador del Sistema desarrollará una curva de demanda inelástica, por la cual compra una cierta potencia en el mercado de capacidad, con el fin de que esa potencia sea garantizada en los momentos de necesidad en que se activen las opciones de fiabilidad. Según este enfoque la potencia que ha de comprar el Operador del Sistema en el mercado de capacidad, se determinará como la demanda punta anual, dado que el horizonte temporal de las opciones de fiabilidad es temporal, más un cierto margen de reserva por encima de ese valor. La forma de determinar exactamente ese margen resulta poco transparente y poco eficiente, lo cual no es adecuado para un mercado de cualquier tipo, ya que la incertidumbre en los parámetros del mercado, especialmente si esos parámetros dependen de las decisiones de un ente que no es afectado directamente por las decisiones que toma, hace que el riesgo que cada agente del lado de la oferta sea percibido mucho mayor al ser los ingresos más inciertos e inestables. En este proyecto, y constituyendo uno de los aportes más interesantes al modelo, se plantea el desarrollo de la curva de demanda mediante la curva de Utilidad Marginal. Con este método, se planea maximizar el beneficio social, dado que la curva de Utilidad Marginal de la Garantía de Potencia representa la disminución de los costes de explotación esperados debidos a la falta de suministro según el nivel de capacidad que se contrate, mientras que la curva de oferta representa los costes en que se incurre por producir el producto del mercado. La curva de oferta es creciente puesto que cuanto mayor sea la demanda del producto, el coste total, que depende de la cantidad de producto producida, será mayor, además que los costes serán cada vez mayores, puesto que existirá mayor demanda de las mismas materias primas y éstas también aumentarán sus precios. La curva de demanda, representada por la Utilidad Marginal será decreciente, puesto que cuanto más capacidad se contrate, menor será la probabilidad de pérdida de carga puesto que se garantiza una capacidad disponible mayor y por tanto, se esperará que se incurra en menos episodios de racionamiento y por tanto habrá menos costes de explotación esperados debidos a los racionamientos. El punto donde se cortan ambas curvas según avanzan en el eje de la potencia contratada, representa el punto de equilibrio, entendido como el mínimo coste esperado, puesto que si sumamos ambas curvas, el mínimo punto es éste. Si contratamos un megavatio menos que ese punto de equilibrio, el precio de la capacidad contratada será mayor, puesto que se esperará mayores episodios de racionamiento y por tanto se prevén mayores costes. Si por el contrario contratamos un megavatio más que el punto de equilibrio, el coste de la capacidad aumentará puesto que en ese caso el coste de producir el producto del mercado será mayor pues se contrata más potencia.

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Para obtener la curva de Utilidad Marginal del mercado de capacidad, como veremos más adelante, es necesario antes determinar la Utilidad de la potencia contratada en el mercado de capacidad. La utilidad de la potencia contratada se determina según los costes que ocasiona la indisponibilidad de dicha potencia en el sistema. Antes de empezar a desarrollar la Utilidad de la Garantía de Potencia, es necesario que hagamos un cierto estudio sobre la Potencia que se contrata en el mercado de capacidad desarrollado. En [SOLE 2003] se desarrolla una visión de tres productos diferentes que conforman el suministro de un mismo servicio, que en ese caso se aplica a los distintos servicios complementarios. En nuestro caso, el servicio del que tratamos correspondería directamente al suministro eléctrico. Y es que para poder tener un suministro de energía eléctrica en condiciones de fiabilidad y continuidad de suministro adecuadas, es necesario que se haya realizado previamente una serie de instalaciones previas, estas instalaciones serían las realizadas en generación, en las redes de transporte y en las de distribución, así, de la factura eléctrica se pueden desglosar mínimamente dos términos principales, uno que representa los costes fijos de inversión de los distintos sectores que participan en el suministro eléctrico y otro que representa los costes variables de operación, derivados del consumo instantáneo de energía eléctrica. Claramente, de los elementos desarrollados hasta ahora, podemos distinguir dos, en primer lugar el coste del uso de la energía eléctrica. Viene asociado a los costes de combustible y operación técnica de las centrales eléctricas los cuales están asociados al consumo eléctrico en cada momento. El segundo término es el de capacidad instalada, que representa el coste de inversión de las centrales eléctrica, los costes de las redes eléctricas de transporte y los de la de distribución. El tercer término, el de capacidad operativa, no queda muy claro aún. En el caso de España, en el que el precio de la energía eléctrica se obtiene de un mercado eléctrico, la determinación de cada uno de los costes resulta algo más compleja. En primer lugar, se separan cada uno de los sectores que participan en el suministro eléctrico, el sector del transporte y distribución se conserva como un monopolio natural, gestionado por el Operador del Sistema (Red Eléctrica), y cuyo coste se carga a los consumidores como un término fijo en la factura eléctrica. La señal que el Operador del Sistema ha de seguir para determinar cuándo ha de instalarse una nueva línea es a través del precio local de la energía, así si entre dos nodos consecutivos de la red, determinamos el precio de la electricidad en cada uno de los lados de la línea eléctrica que los une, la diferencia de precios indicará la necesidad de realizar una conexión más estable, dado que grandes diferencias de precio vienen a representar que dichos nodos necesitan estar conectados de manera más directa con el fin de establecer un precio uniforme de la electricidad en el territorio nacional, y si ya están unidos, lo que se deducirá será que la línea eléctrica

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que los une está saturada y la restricción de la capacidad máxima que puede transporta ha sido activada. Sin embargo, los sectores de generación y consumo se han liberalizado permitiendo que oferta y demanda puedan gestionar su producción y su consumo respectivamente. Ambos sectores presentan sus ofertas de potencia requerida y precio en cada momento en el mercado eléctrico y de la casación de las curvas de oferta y demanda agregadas se obtiene la cantidad que será vendida y el precio que habrá que pagar. En este caso, los costes de inversión de la generación han de ser amortizados en el mercado eléctrico. Por tanto el precio obtenido del mercado eléctrico representa los costes de capacidad instalada y de uso de la energía eléctrica que consume en cada momento. El precio del mercado viene determinado por la unidad de oferta y la de demanda marginales. Por tanto la demanda pasa a determinar el precio y es intercambiable por la oferta en tanto que represente el coste por el cual dejaría de consumir una cierta potencia del mercado, éste sería el coste de energía no suministrada propio de cada consumidor. Sin embargo, la electricidad es observada como un bien fundamental para la sociedad y por tanto muchos consumidores tienen la concepción de que el sistema tiene la obligación de suministrar en todo momento dicho bien al menos precio posible; el coste de la energía no suministrada ha de ser determinado por el Operador del Sistema para el conjunto de la demanda e igual en todo caso, si bien existen pocos consumidores acogidos a tarificación especial, que tienen contrato de interrumpibilidad en el que sí se determina el coste de la energía no suministrada de cada consumidor. Por otra parte, también se puede adquirir energía eléctrica a través de un contrato bilateral físico, en el cual el coste de la energía eléctrica será el que se previó a la hora de firmar dicho contrato. Estos contratos bilaterales físicos permiten además gestionar el riesgo asociado al mercado eléctrico, riesgo asociado a la volatilidad del precio. En el mercado eléctrico, las ofertas que realiza cada agente deben corresponder en general a sus costes variables de operación; los costes fijos de inversión los recuperará cuando el precio del mercado es superior a dichos costes. Aquellos generadores que en todo momento que entran en el mercado eléctrico son marginales, en sus ofertas presentarán además sus costes de inversión, dado que dichos costes no los podrán recuperar de otra forma. Por tanto en el mercado eléctrico vienen representados parte de los costes de capacidad instala y el total de los costes de uso de la energía eléctrica. La capacidad instalada consiste en la capacidad potencial del agente de prestar el servicio, expresado en MW. El coste de este producto viene dado por la realización de las inversiones necesarias que se han de realizar para tener la capacidad potencial de prestar el servicio y viene a estar representado por los costes de instalación de las centrales y redes de transporte y distribución. El uso viene asociado a la utilización en tiempo real de la capacidad operativa y viene expresado en MWh. Es un coste variable con el volumen de capacidad. Por último la capacidad operativa consiste en la capacidad real del agente de prestar el servicio en unas condiciones determinadas de explotación. Expresado en

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MW. No tiene equivalente directo en el mercado de la energía, dado que en el caso del suministro de la energía eléctrica es absorbido por los generadores. En cuanto a la garantía de potencia y más en concreto al suministro de energía eléctrica en momentos de necesidad, los agentes tienden a estar disponibles en dichos momentos para aprovechar los elevados precios del mercado eléctrico que se obtienen en estos momentos, haciendo que la capacidad operativa sea lo más similar a la capacidad instalada de cada generador. En este caso, en los momentos de necesidad, la capacidad operativa viene a representar la potencia firme de la central. En el nuevo modelo regulatorio propuesto, en el mercado de capacidad se compra y se vende una potencia, ésta hace referencia a la capacidad operativa de los generadores en los momentos de necesidad, pero además se incentiva a que exista mayor capacidad instalada en el sistema, para con ello asegurar la capacidad operativa adecuada en el sistema y que aporte mayor fiabilidad. El primer paso en un mercado cualquiera consiste en contar con un producto que sea homogéneo, lo que permite que las ofertas de los distintos agentes sean intercambiables entre sí. En el mercado de capacidad del modelo propuesto este producto es la capacidad operativa de las centrales en los momentos críticos. Existe un problema en el mercado propuesto y es que los agentes pueden ofertar una capacidad operativa con la que no cuenten o que tenga asociada una fiabilidad distinta en cada caso, por lo tanto el producto deja de ser homogéneo y las ofertas de los distintos agentes ya no son intercambiables entre sí. La restricción impuesta por las opciones de fiabilidad en conjunto con la penalización impuesta por incumplimiento del contrato de fiabilidad, hace que aquéllas ofertas que aporten mayor fiabilidad al sistema tengan preferencia en el mercado de capacidad al tratarse de ofertas que cuentan con la ventaja económica sobre otras. En el mercado de capacidad se procederá a una casación entre las curvas de oferta y demanda agregadas resultando el volumen de capacidad operativa comprometido y el precio al cual se paga dicha capacidad. Dada la ventaja económica con que cuentan las ofertas de capacidad que cuentan con mayor fiabilidad al sistema, existe una alta probabilidad de que sólo sean aceptadas en el mercado de capacidad las ofertas con una alta fiabilidad asociada, una fiabilidad tan alta que las ofertas de capacidad sean prácticamente intercambiables, por tanto, mediante esta aproximación, el producto será perfectamente homogéneo y el mercado válido. Para que este mercado sea eficiente, la curva de demanda ha de estar bien desarrollada. Es necesario determinar la función de utilidad de la garantía de Potencia.

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3.2.1. Utilidad cualitativa No se ha llegado aún a un consenso internacional sobre lo que la Garantía de Potencia significa para un sistema, así se demuestra que en el mundo haya tantas formas de tratar el problema y tan variadas como las estudiadas en el capítulo 2. Lo que sí que se ha definido son las obligaciones de un sistema eléctrico y éstas se pueden resumir en suministrar energía eléctrica en condiciones de calidad y continuidad de suministro adecuadas. Basándonos en que para garantizar la continuidad de suministro todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones de seguridad y suficiencia necesarias, se extrae la necesidad de la Garantía de Potencia. Respecto al tema de la seguridad del sistema eléctrico, se han de llevar ciertas medidas que afectan a la política a llevar a cabo para la planificación de dicho sistema y otras relativas a la operación segura del sistema como puede ser el garantizar unos servicios complementarios al sistema. Respecto al tema de la suficiencia, es un asunto relativo al largo plazo y depende en un mercado liberalizado de las decisiones de los distintos agentes que participan en el mercado. El sistema eléctrico ha de ser tal que garantice una adecuada competencia en el mercado y ha de incentivar las nuevas inversiones, inversiones que den lugar a centrales que aporten fiabilidad al sistema eléctrico. En concreto, en el nuevo modelo regulatorio que se propone, se pretende aportar garantía de potencia al sistema mediante la contratación de una determinada potencia que los generadores comprometen en el mercado de capacidad, esta capacidad comprometida estará disponible en el sistema en los momentos de necesidad, asegurando que la demanda sea abastecida. Esta es la función de la Garantía de Potencia en este modelo.

3.2.2. Utilidad cuantitativa: Conocida la utilidad cualitativa, el siguiente paso consiste en cuantificar dicha utilidad, para lo que según [SOLE 2003] se debe proceder a una formulación analítica que permita relacionar un incremento en la variable de decisión, que en este caso es el volumen de potencia asignado, con un valor numérico que represente la mejora obtenida. El proceso de construcción de la función de utilidad marginal consta de tres fases bien diferenciadas: 1. Una caracterización de los agentes que permita simular el comportamiento mediante el estudio de una determinada cantidad de escenarios.

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2. La creación de la función objetivo a partir de la utilidad cualitativa del servicio, que cuantifique la seguridad de suministro que se garantiza y la economía en unas determinadas condiciones de explotación del sistema. 3. La creación de un modelo probabilista que a partir de la caracterización de los agentes sea capaz de crear múltiples escenarios y estimar a partir de los costes de explotación en cada uno de ellos un valor de coste de explotación esperado. 4. La función de utilidad marginal se obtiene entonces a partir de la reducción en los costes de explotación esperados por unidad adicional de capacidad contratada.

3.2.2.1.

Determinación de los agentes:

Para poder calcular la utilidad de la Garantía de Potencia otorgada mediante este modelo, el Operador del Sistema ha de realizar una caracterización de los distintos agentes que afectan a dicha utilidad. 1. En el presente proyecto sólo se va a tener en cuenta a los generadores, dado que el mercado de capacidad que se propone se basa en un modelo de único comprador. 2. No se tiene en cuenta a pesar de que pueden afectar en gran medida algunos parámetros como por ejemplo las líneas de transporte y distribución, cuya tasa de fallos no se considera, convirtiéndose el modelo en una simulación de nudo único. Tampoco se tendrá en cuenta por tanto las posibles contingencias que puedan aparecer en el sistema, dado que éste sería un término del que se tiene que ocupar el término de seguridad del sistema eléctrico y no el de suficiencia que es el que nos concierne. 3. Respecto a los comercializadores y grandes consumidores, se ha de tener en cuenta su consumo histórico. Es función del Operador del Sistema llevar a cabo un proceso de forecast de la punta de demanda esperada para los próximos años, para con ello evaluar la probabilidad de pérdida de carga y la verdadera fiabilidad del sistema. Entre los modelos de predicción de la demanda, podemos distinguir entre modelo de largo y de corto plazo. Entre los modelos de predicción en el largo plazo los dos métodos usados para determinar la demanda futura de electricidad encontramos los modelos de uso final de la energía eléctrica y los estudios econométricos. Los modelos de uso final de la energía eléctrica establecen la demanda eléctrica como una función del uso directo de la electricidad por distintos clientes, para ello realiza un estudio de crecimiento sectorial para con ello evaluar de manera proporcional el crecimiento de la demanda de cada sector y obtener mediante la agregación de estas demandas previstas una demanda total que por tratarse de la agregación tendrá una precisión mayor. El 69

Capítulo 3

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problema de estos modelos es que requieren una gran cantidad de datos y de recursos para su obtención, además los resultados dependen enormemente de la calidad de dichos datos, lo que convierte a este modelo en bastante inapropiado cuando la incertidumbre es grande. Los modelos econométricos usan datos económicos generales como factores con los cuales explicar el consumo eléctrico. Se estima que la función de carga de la predicción es una función de datos económicos como la inflación, el producto interior bruto, el índice de precios del cliente, etc. Los cuales son determinados por medio de técnicas estadísticas. Respecto a la predicción a corto plazo, podemos encontrar métodos como el análisis de series temporales, la regresión, la lógica borrosa o las redes neuronales artificiales como los más usados. Sin embargo en el presente proyecto no se tendrán en cuenta dado que las predicciones que se van a utilizar son realizadas en el largo plazo.

Fig 3.3. Predicción de demanda horaria.

Respecto a los generadores, es necesario determinar su potencia efectiva y la fiabilidad que aportan al sistema. Con este fin hemos de distinguir en primer lugar las distintas causas que pueden provocar indisponibilidad de una central: •

En primer lugar, la indisponibilidad debido a averías. Todo componente tiene una determinada fiabilidad, una tasa de fallo, un tiempo medio de fallo y un tiempo medio de recuperación. Dado que la indisponibilidad que nos ocupa es la que se da en los períodos de punta del sistema, en los que hay menor generación disponible y los precios son por tanto más elevados, es de suponer que cada central realiza un control adecuado de cada uno de sus elementos de forma que la central presente la mayor fiabilidad de cara a estar disponible en estos momentos y así aprovechar los altos precios obtenidos por la electricidad producida. 70

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•

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En segundo lugar existe indisponibilidad debido a la falta de combustible o de energía primaria en general. Este tipo de indisponibilidades son del todo no deseadas puesto que si ocurren vienen a significar que la planificación de la producción ha sido nefasta, dado que si se trata de falta de escasez de combustible fósil, existe una mala planificación de las compras que le impide a la central aprovechar los altos precios del mercado eléctrico. En el modelo propuesto para regular la garantía de potencia, se pretende eliminar por completo la incertidumbre en este tipo de indisponibilidades en centrales de combustible fósil, siendo necesario que cada central gestione unos niveles de reservas de combustible para estar disponibles en los períodos críticos para el sistema. Puede darse el caso de que por ejemplo en centrales de combustible gas natural, los períodos críticos del sistema eléctrico coincidan con períodos de elevados precios también en el mercado de gas natural, por lo que podría darse el caso de incurrir en una indisponibilidad por falta de combustible por haber suministrado sus reservas de gas natural al mercado de gas natural en lugar de haberse utilizado para la producción eléctrica. Por ello, el desarrollo de una doble penalización una proveniente de la obligación contraída en la opción de fiabilidad contratada y otra procedente de la penalización por incumplimiento de contrato y no abastecer la potencia comprometida, pretende desmotivar este tipo de actuaciones. Además, si se incurre en este tipo de actuaciones, el Operador del Sistema puede tomar la revancha, creando un expediente del agente que controla la central con el fin de marginarle en futuras decisiones, así, por ejemplo, se le puede impedir realizar ofertas en mercados sucesivos del mercado de capacidad que regula la Garantía de Potencia. El último caso de centrales que pueden incurrir en este tipo de indisponibilidades es el caso de las centrales hidráulicas, cuya capacidad operativa depende del nivel de agua embalsada que tenga en cada momento. Por ello, mediante el sistema de doble penalización propuesto, se pretende incentivar a estas centrales a realizar ofertas cuya fiabilidad asociada sea lo suficientemente elevada. Además de esta forma se pretende incentivar a las centrales hidráulicas a llevar a cabo una gestión eficaz de sus embalses para estar disponibles en los momentos críticos del sistema eléctrico y no sólo aprovechar sus elevados precios sino además no incurrir en una penalización por indisponibilidad debido a su mala gestión.

•

Existe un último tipo de indisponibilidades pero que en el presente proyecto no se tendrá en cuenta. Es el caso de la indisponibilidad por mantenimiento. Como se ha explicado anteriormente, las centrales han de realizar un mantenimiento prácticamente anual o con una frecuencia incluso menor, con el fin de evitar problemas mayores como las indisponibilidades por avería, en las cuales se incurre además en un período de indisponibilidad debido al tiempo de reparación. Este tipo de mantenimiento y otro tipo de paradas como por ejemplo las paradas anuales de las centrales nucleares que son obligatorias en las que además de mantenimiento se realiza la 71

Capítulo 3

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revisión de cada elemento que compone la central corresponden a este tipo de indisponibilidad. Sin embargo, el elevado precio del mercado de los momentos críticos suele ser suficientemente señal para que cada central realice una programación de sus períodos de parada debido a mantenimientos en aquellos períodos que mayor disponibilidad hay en el sistema y por tanto los precios son menores. Por si acaso, la doble penalización que se contrata en el mercado de capacidad incentivará aún más a los generadores a realizar adecuadamente su planificación. En cualquier caso, según el tipo de central y de tecnología, las indisponibilidades en que se incurra serán de un tipo u otro, por tanto, se han clasificado a los generadores en cuatro grupos en función de su tecnología y las restricciones que aportan: •

Centrales térmicas: Dentro del subgrupo de las centrales térmicas, podemos subdividirlas según la tecnología específica y el combustible que utilizan, así podemos distinguir entre: •

Centrales nucleares. Las cuales aportan una alta fiabilidad al sistema. Tienen unos controles muy estrictos de seguridad lo que permite asegurar una alta fiabilidad en cuanto a averías puntuales se refiere. Están obligadas a realizar una parada obligatoria al año, en la que se realiza un mantenimiento correctivo y se controlan los distintos elementos de la central. Pero estas paradas no influyen en los momentos críticos, ya suelen programarse de manera que no coincidan con períodos críticos, con el fin de asegurarse los altos precios del mercado. El uranio, combustible de las centrales nucleares es barato en el mercado mundial y en cada país se tienen cantidades apreciables de uranio. Posterior a su extracción, el uranio necesita ser enriquecido hasta un 3.5% de U-235 por barra de uranio. Aunque se compre en el exterior, se considera un producto nacional y no se tiene en cuenta a la hora de calcular la dependencia energética del país.

• Centrales de carbón, donde según el tipo de carbón podemos encontrar centrales de: • Hulla y antracita: Son el grupo más numeroso de centrales. • Carbón importado. • Lignito negro. • Lignito pardo.

Las centrales de carbón de España, donde se va a estudiar la implantación del modelo regulatorio de la Garantía de potencia propuesto, se alimentan en su mayor parte de una mezcla de carbón nacional y carbón importado, como medida impuesta para incentivar la continuidad del sector minero en España, si bien el carbón importado es mucho más eficiente y de mejor calidad. En cualquier caso, la fiabilidad 72

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que aporta el carbón nacional en cuanto a fiabilidad de suministro es muy elevada. En el carbón importado, que procede de países muy estables políticamente donde el carbón es muy abundante también se puede prever una alta fiabilidad de suministro. • En último lugar tenemos centrales de fuel, ciclos mixtos y ciclos combinados. En este caso el combustible procede del exterior por completo, además procede de países inestables políticamente con unos precios volátiles y que cada vez aumentan más. Se prevé que de gasóleofuel existen reservas en todo el mundo suficientes para llegar al 2040, por lo que la escalada de precios de este combustible es evidente. En cuanto al gas natural usado en ciclo combinado, en España se cuenta con el abastecimiento desde Argelia y de los oleoductos fiables a través del mar, lo que ha producido que se hayan construido varias centrales de este tipo, dado que de momento es un combustible barato y con alta estabilidad en su abastecimiento. Sin embargo, no se debe olvidar la elevada dependencia exterior de este producto, y la disminución en la fiabilidad que esto aporta. Además, tampoco se puede olvidar la posible interferencia que produce el mercado de gas natural sobra las decisiones llevadas a cabo por los ciclos combinados.

A pesar de la notable dependencia exterior de los combustibles de algunas de estas centrales térmicas, no se tendrá en cuenta para el estudio realizado la incertidumbre que aporta, dado que por una parte el sistema de doble penalización desarrollado por el modelo propuesto incentiva a gestionar adecuadamente las reservas de combustible para estar disponibles cuando se las requiera. Por otra parte, es plausible que el Operador del Sistema a este tipo de centrales les requiera que cuenten con un sistema de reserva adecuado para garantizar su disponibilidad en momentos críticos. Por tanto a efectos del cálculo de su potencia efectiva, sólo se tendrá en cuenta la potencia nominal de la central y su tasa de fallos, que en [PERE 2001] se denomina EFOR o tasa de fallo forzoso equivalente, dado que la única indisponibilidad considerada para los generadores térmicos es la correspondiente a averías, la potencia que ofertarán los generadores térmicos será la potencia instalada de la central, dado que pretenderá conseguir los mayores ingresos posibles para el total de su producción. Se puede considerar una oferta de menor potencia en función del riesgo que vea el generador. Si ocurre una indisponibilidad por avería en la central, es de prever que el total de su potencia instalada quede indisponible. Se simplifica la realidad de los generadores térmicos, dado que la correcta gestión de la central hace pensar que ésta estará disponible en los momentos críticos del sistema y por tanto ya habrá previsto el tiempo necesario para sus rampas de subida y bajada de potencia y los tiempos que tardan las centrales en arrancar el sistema.

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Capítulo 3

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Tabla 3.2. Disponibilidades medias de generadores según tipo de tecnología

•

Centrales hidráulicas: Dentro de las centrales hidráulicas podemos distinguir entre hidráulicas convencionales y bombeos. En cualquier caso, las centrales hidráulicas se caracterizan porque la energía primaria de la que se nutren es el agua y ésta la almacenan para luego verterla y producir electricidad en los momentos deseados. El principal problema de las centrales hidráulicas radica en la incertidumbre en la disponibilidad de dicha energía primaria, ya que depende fuertemente de las condiciones meteorológicas y del ciclo hidráulico en que nos encontremos. Las centrales de bombeo nos permiten asegurar una potencia más estable a lo largo del año, dado que aprovecha los bajos precios del mercado eléctrico en los períodos de valle o llano para bombear agua a su embalse y poder verterla, vendiendo su producción eléctrica a un precio mayor en los períodos de punta. Por tanto, la producción de punta que es la que realmente interesa para el estudio que se realiza será bastante estable. El problema es que la potencia con la que cuentan estas centrales no es muy elevada y además existen pocas, al menos en el territorio nacional. Entre los parámetros que se pueden conocer de las centrales hidráulicas están su potencia máxima, su potencia mínima fluyente que está establecida por las confederaciones hidrográficas correspondientes y la energía total disponible.

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Capítulo 3

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Entre los problemas de las centrales hidráulicas están: La necesidad de gestionar adecuadamente la energía producible entre períodos y la incertidumbre asociada a la meteorología. Para determinar la potencia firme de las centrales hidráulicas, en primer lugar es necesario determinar la fiabilidad que tiene la central hidráulica ante averías, la cual suele ser bastante elevada, sino del 100%, dado que los períodos en que no se produce suelen ser mayores que en otro tipo de centrales y en esos períodos se realiza mantenimiento preventivo de los distintos elementos que componen el sistema. En segundo lugar, para suplir la incertidumbre debida a las condiciones meteorológicas, que puede ser muy preocupante como en el caso del fenómeno de “el niño”, se realizará un estudio en base a las producciones históricas de cada central en los períodos críticos. Además, se hará una separación de escenarios posibles según la estación del año, dado que la hidraulicidad en estos períodos puede ser bastante distinta, proporcionando una mayor disponibilidad una central hidráulica en primavera por ejemplo, en que los deshielos y las precipitaciones llenan los pantanos que en verano, cuando éstos se secan por el mayor consumo de agua para uso doméstico y de riego y por las altas temperaturas. Así, obtenemos la potencia que se estima que una central hidráulica tendrá disponible con distintas probabilidades. En concreto, se distingue para este estudio las potencias que se garantizan con una fiabilidad del 100% del 99 %, del 97,5%, del 95%, del 90 %, del 85 % del 75 % del 60 % del 40 % y del 20 %, si bien esta últimas no entrarán en la subasta del mercado de capacidad por el alto riesgo que llevan asociado, si entran, supondrá que existe muy poca capacidad instalada en el sistema, existiendo un claro incentivo para instalar centrales fiables o al menos mantener centrales que aunque aporten menos fiabilidad que una nueva, tengan mayor fiabilidad asociada que la determinada. •

Régimen especial: Dentro del régimen especial podemos distinguir claramente dos grupos: • Energías renovables: La energía renovable que más impacto tiene en el sistema eléctrico debido a su mayor implantación es la energía eólica. El gran problema de los parques eólicos es que sólo producen cuando hay viento, por lo tanto dependen extremadamente de las condiciones meteorológicas del momento. La incertidumbre asociada a la predicción de dichas condiciones, predicción que sólo se puede conseguir mediante métodos de cálculo avanzados, es muy elevada y difícil de estimar en el medio plazo en el que se sitúa el horizonte temporal de las opciones de fiabilidad que se proponen.

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Además, sabemos que las puntas de demanda se producen en invierno aunque cada vez el consumo en verano es mayor. Los períodos de mayores consumos energéticos coinciden con los períodos más fríos y más calurosos del año, períodos en los que funcionan a máximo potencia aparatos de calefacción y aire acondicionado. Estos períodos de frío y calor intenso son debidos a anticiclones (altas presiones) y bajo el efecto de un anticiclón se sabe que no corre el aire. Si corre poco aire, la producción eólica es muy pequeña y poco fiable.

Fig 3.4. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en %. [Fuente REE]

Por tanto, no sólo por su incertidumbre, sino por la poca influencia que tiene la producción eólica en los momentos críticos del sistema, no es recomendable tener en cuenta este tipo de energías, a parte que es muy posible que los agentes que gestionan estos parques no quieran o no puedan hacer frente al riesgo de incurrir en una penalización por indisponibilidad. El otro gran sector de energías renovables que crece cada día es el sector fotovoltaico (del térmico solar aún no se han conseguido grandes potencias), especialmente desde que salió a la luz el nuevo reglamento de la edificación, en el que se obliga a los edificios públicos a instalar placas fotovoltaicas y se insta al resto de construcciones a que también lo hagan (además que fomenta una política de aprovechamiento energético máximo, promoviendo la utilización de aislantes y la construcción inteligente a través de la orientación óptima de los edificios. • Cogeneración: La cogeneración consiste en el aprovechamiento de los calores residuales que se dan en las fábricas y distintas empresas para producir energía eléctrica. Gracias a la prima que reciben este tipo de agentes, cada vez se están instalando más generadores a los que les resulta rentable.

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Un cogenerador al nutrirse de calores residuales normalmente no tiene unas potencias excesivamente elevadas, suele aprovechar los altos calores de las calderas mediante ciclos de Brayton instalando una turbina de gas en un ciclo CBT típicamente o aprovechar los calores residuales de los humos de salida del lugar, a través de un intercambiador de calor normalmente con calderín incorporado donde se utiliza una pequeña turbina de vapor. En un cogenerador podemos distinguir varios tipos de comportamientos, uno diurno, asociado a ciclos de trabajo realizados durante el día, otro nocturno; podemos encontrar ciclos propios de fábricas que están en funcionamiento durante todo el día y otros cuya actividad dura todo el día pero durante el turno de noche tiene un decremento en su producción. También es común encontrar cogeneradores que durante un mes del período estival toman vacaciones y no producen más energía eléctrica. En principio, se propone que estos generadores no oferten en el mercado de capacidad en tanto que ya reciben una prima que incentiva a nuevas inversiones de este tipo, pero dado que algunos de ellos aportan una cierta potencia de manera bastante fiable y continuada a lo largo del año, tendrían todo el derecho a optar a una prima por garantía de potencia y por ello deben ser tenidos en cuenta por el Operador del Sistema a la hora de determinar la Potencia disponible en el sistema. Para ellos, se hará un tratamiento similar al de las centrales térmicas, sólo se tendrá en cuenta la potencia nominal del cogenerador y la tasa de fallo de éste. La tasa de fallo que obtiene el Operador del Sistema cada año se obtiene según las indisponibilidades que las centrales tienen en períodos en que habían programado su funcionamiento. Así, el Operador del Sistema puede obtener una probabilidad de fallo de la central según la distribución de probabilidad de las tasas de fallo que ha presentado cada central cada año. Dado que este tipo de centrales está regulado de manera extraordinaria y perciben una prima, no se les permite realizar ofertas en el mercado de capacidad. Además, en especial en el caso de las energías renovables, debido a la incertidumbre que hay debido a las condiciones meteorológicas y ambientales y a la verdadera potencia que aportan al sistema, es probable que éstas no puedan asumir el riesgo de las penalizaciones en caso de indisponibilidad. En el caso de la cogeneración, se pretende minimizar el impacto del mercado eléctrico en otros sectores. Sin embargo se tendrán en cuenta para determinar la potencia con la que se puede contar de este tipo y la fiabilidad real del sistema. •

Intercambios Internacionales: No es despreciable el efecto que tienen los intercambios internacionales en el sistema eléctrico de un país, especialmente si, como en la Unión Europea se intenta crear un mercado único de la electricidad, por lo que se fomentará la interconexión entre

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Capítulo 3

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países. Además que, haciendo que la red sea lo más mallada posible se aumenta la seguridad del sistema aumentando la fiabilidad del suministro del corto plazo.

Fig 3.5. Flujos de Importaciones más exportaciones de países de la UE como porcentaje de sus consumos. [Fuente: Base de datos de Información eléctrica de la IEA]

Sin embargo, la interconexión es también un arma de doble filo. Los grandes apagones que han ocurrido en el mundo se han debido a fallos puntuales en las líneas, un tema más propio de la seguridad de suministro. Sin embargo, en el caso del medio-este de Estados Unidos que estaba interconectado con el estado de Alberta en Canadá, ante un fallo producido por la caída de una línea en Estados Unidos y fallos en la comunicación entre sistemas produjeron que la inestabilidad del sistema se trasladase a Canadá, produciendo un apagón generalizado. Otro ejemplo donde las interconexiones internacionales produjeron un efecto nefasto fue en Italia, donde en 2003, se produjo la caída conjunta de dos de las líneas que unían Suiza con Italia. Italia es un importador neto de electricidad, a través de Suiza, de Austria y de la Provenza francesa. Ante este fallo, toda Italia quedó a oscuras. De esta caso se sacan dos conclusiones posibles, que el sistema italiano reaccionó tarde ante la caída de dichas líneas y que si la red eléctrica estuviese más mallada no habría ocurrido dicha situación En cualquier caso, a efectos de Garantía de Potencia, la UCTE aconseja que no se tengan en cuenta los intercambios internacionales para garantizar el

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Capítulo 3

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suministro, asegurando el abastecimiento eléctrico en caso de resultar aislado eléctricamente. En el caso de España, con Marruecos sólo le une una línea en corriente alterna, y con Francia tiene poca interconexión, así que a pesar de Portugal con quien se forma el Mercado Ibérico de la Electricidad actualmente, podría considerarse como una isla eléctrica. •

Nuevos entrantes: Respecto a los nuevos entrantes, en el caso de las centrales térmicas, se puede considerar que éstas tienen disponible toda su potencia nominal con una probabilidad del 100% ya que en su primer año tienen un gran incentivo para estar presentes en los momentos críticos y obtener pronto resultados positivos. Respecto a las centrales hidráulicas, se puede obtener su potencia firme a través de la prueba que todas las centrales hidráulicas han de pasar (al menos en el sistema español), por la cual han de producir de manera continuada durante 100 horas. De los valores obtenidos de dicha prueba se puede determinar una aproximación al menos para el período más cercano, hasta que se empiecen a tener datos de la producción real en los distintos períodos, a partir de los cuales estimar el comportamiento y la consiguiente producción de una central en los períodos de punta

3.2.2.2.

Función de Costes de Explotación:

Conocida la utilidad cualitativa del servicio que se presta, es necesaria cuantificarla según las variables que se ven afectadas por el establecimiento de un determinado volumen de capacidad contratado conocido. La valoración de estas variables debe ser función del Regulador. En el caso que nos concierne, el único coste que aparece es el referido a la aparición de Energía No Suministrada. El precio de la Energía No Suministrada se ha intentado obtener y quizás debería obtenerse a partir de encuestas realizadas a los usuarios, a partir de las cuales se determinaba la utilidad de la energía eléctrica y por tanto el coste de la energía no suministrada. Sin embargo, el proceso es costoso y los resultados son poco determinantes, por lo que en la práctica es el Regulador quien determina el precio de la energía no suministrada. Actualmente este valor se sitúa en torno a 1500 euros el megavatio no suministrado. Otra forma de obtener un coste de energía no suministrada es a través de las ofertas de la demanda de energía, lo que permite valorar el coste de la energía no suministrada de una manera más cercana a la apreciación que de ella tienen los consumidores. El coste de la energía no suministrada en un parámetro que se ha utilizado en la planificación tradicional para determinar la expansión de generación en sistemas regulados. En sistemas desregulados, el coste de la energía no suministrada se ha usado para incentivar a la instalación de nueva capacidad en el sistema, de forma que se consiga el nivel de seguridad deseado por el Regulador. 79

Capítulo 3

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El Operador del Sistema debe realizar los cálculos de los costes de explotación a partir de la simulación del escenario correspondiente, mientras que el Regulador determina el valor de los costes. Con la separación de tareas, el Operador del Sistema no tiende a aumentar el volumen de capacidad contratado con el fin de asegurar mayor fiabilidad al sistema sin tener en cuenta los costes del servicio. En el presente proyecto se plantea un coste de energía no suministrada escalonado y variable con la potencia no abastecida, para con ello modelar el funcionamiento real del sistema. Por un lado se modela a la demanda que tiene tarificación especial con contrato de interrumpibilidad, los cuales serán los primeros en ser desconectados en situación de crisis. En segundo lugar se pretende modelar con este enfoque el funcionamiento real de la operación del sistema eléctrico, el cual, en situación de racionamiento procederá al deslastre de cargas, el cual ocurre de manera escalonada. El coste de la energía no suministrada será creciente en función del escalón utilizado. Finalmente no se ha utilizado este coste de energía no suministrada variable, sino un coste de Potencia No Suministrada fijo igual que el coste de Potencia No Suministrada que maneja el Regulador del sistema eléctrico español de 1500 euros por megavatio no suministrado, dado que un coste escalonado produce interferencias inaceptables en el desarrollo de la función de utilidad marginal. Se ha simplificado el coste de Energía No Suministrada, dado que para ser coherentes, sería necesario tener en cuenta otra variable para poder valorar el coste de energía no suministrada, ésta se corresponde al tiempo durante el cual existe energía no suministrada. Este valor habría que obtenerse en cada escenario de simulación y para cada potencia indisponible de la red. Otra opción consiste en emplear el tiempo medio de reposición del servicio que en sistemas bien planificados se sitúa en torno a cinco horas. El coste asociado a la aparición de Energía No suministrada en un determinado escenario sería:

Donde: •

PNSid es el valor de potencia no suministrada en el escenario de estudio (i).

•

CENSid es el coste de Energía No suministrada en el escenario i asociada al escalón de deslastre de carga d.

•

TMRS es el tiempo medio de reposición del servicio.

El Coste por Energía No Suministrada es el único coste que afecta al sistema en cuanto a Garantía de Potencia se refiere, por tanto el Coste por Energía No Suministrada corresponde también al Coste de Explotación total. Esta será la función de costes que habrá que determinar en cada escenario de simulación planteado.

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Capítulo 3

3.2.2.3.

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Costes de Explotación Esperados:

Es necesario prever con antelación los costes de explotación esperados a partir de una determina situación de operación. Para ello, se han de seguir los siguientes pasos: 1. Simulación estocástica: A partir de la caracterización de los agentes realizada anteriormente, se generarán una gran cantidad de escenarios representativos de la explotación del sistema. 2. Simulación determinista: En un escenario determinado, se simulará la disponibilidad real de cada agente, para de esta forma determinar la Energía no Suministrada y determinar el coste de explotación total del escenario presentado. 3. Estimación probabilista: A partir de los costes de explotación de cada escenario y de la probabilidad de ocurrencia de dicho escenario, se determinarán los costes de explotación esperados en el sistema, los cuales dependerán del nivel de capacidad contratado en el mercado de capacidad. Finalmente se obtiene la curva de los costes de explotación esperados en función del nivel de capacidad que se contrate en el mercado de capacidad. Así pues, la función de costes de explotación esperados se trata de una curva decreciente que parte de un valor inicial, el coste de explotación esperado en el caso de contratar un volumen de capacidad nulo y que tiende asintóticamente a cero.

Precio (€)

Utilidad del Sistema

Potencia contratada (MW) Coste de Explotación Esperado (€)

Utilidad

Fig 3.6. Función Coste de Explotación Esperado y Utilidad en función de la Potencia contratada

Con esta función de costes se puede determinar la utilidad de la potencia contratada. Dicha Utilidad se determina como la disminución del coste de explotación esperado al contratar un determinado volumen de capacidad respecto al caso en que no se hubiese asegurado ninguna capacidad en el sistema. La Utilidad de la potencia contratada es creciente con el volumen de capacidad contratado y tiende al coste de explotación esperado para un volumen de capacidad nulo. 81

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Es necesario observar que la utilidad del servicio se determina como la disminución del coste en que se incurre por no prestar dicho servicio. Pero dicho coste se ha calculado en base a un coste de Energía No Suministrada que se ha obtenido en base a una estimación de la utilidad de la electricidad, por lo tanto existe una cierta recurrencia. Según el valor que el Regulador estime de la utilidad de la energía eléctrica en función del cual se asigne el valor del Coste de Energía no Suministrada, se determinará una función de Utilidad distinta en cada caso. Si el valor del Coste de Energía no Suministrada es pequeño, se determinará que la Utilidad de la potencia contratada es pequeño, así pues no resultarán los mismos resultados al aplicar este método en Senegal, en España o en Suecia, ya que los valores del Coste de Energía no Suministrada es bastante más pequeño en Senegal y bastante más alto en Suecia.

3.2.2.4.

Función de Utilidad Marginal:

La función de utilidad Marginal se determina como la derivada de la Utilidad según la potencia contratada. La utilidad marginal representa por tanto la disminución del coste de explotación del sistema cuando hay un determinado nivel de capacidad contratado, en caso de aumentar en una unidad (1 MW) dicho volumen de capacidad contratado. La Utilidad Marginal representa en cualquier mercado el máximo precio que la demanda debería estar dispuesta a pagar por incrementar el volumen de capacidad del producto determinado puesto a su disposición.

Precio (€)

Utilidad marginal del Sistema

Potencia contratada (MW) Utilidad marginal

Fig 3.8. Curva de Utilidad Marginal en función de la potencia contratada.

Como vemos en la figura, la curva de Utilidad marginal que se obtiene es decreciente y tiende asintóticamente a cero, partiendo de un precio inicial muy alto, dado que si el volumen de capacidad asegurado en el sistema es muy pequeño, se

82

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

pagaría un alto precio por este volumen de capacidad, pero que va disminuyendo progresivamente su valor en función del nivel de capacidad que se asegure en el sistema mediante el mercado de capacidad. En función del coste de Energía no Suministrada que se determine, se obtendrá una curva de Utilidad marginal distinta. Si dicho coste es pequeño, se tenderá a contratar poca potencia, ya que el coste de explotación esperado será pequeño y la utilidad marginal también, en comparación con el coste del servicio. Si el coste de energía no suministrada determinado por el Regulador es elevado, la tendencia será contraria, al dominar el Coste de Explotación Esperado en la función de costes total.

3.3. Conclusiones. El Nuevo modelo Regulatorio que se propone consiste en un mercado de capacidad convocado anualmente en el cual los Generadores ofertan un determinado volumen de potencia el cual comprometen que tendrán disponible en los momentos críticos del sistema. Donde los momentos críticos del sistema se determinan como aquéllos en que el precio del mercado eléctrico supera el valor de un precio umbral elevado. A este mercado de capacidad acude el Operador del Sistema en nombre de toda la demanda, asegurando una determinada fiabilidad al sistema. Quedarían exentos de participar en dicho mercado aquellos generadores que han garantizado una determinada potencia a través de contratos bilaterales físicos, el Operador del Sistema debe tener en cuenta esta potencia y no la debe tener en cuenta en sus cálculos, dado que esta es una forma libre que tiene cada consumidor de gestionar la fiabilidad del consumo eléctrico. Para actuar en el nombre del resto de la demanda, ha de realizar una serie de cálculos mediante los cuales se determina la curva de Utilidad Marginal del sistema en función de la potencia contratada en el mercado de capacidad. Esta curva de Utilidad Marginal será usada como curva de demanda agregada, dado que representa el máximo precio que la demanda debería estar dispuesta a pagar por incrementar el volumen de capacidad que se asegura que estará disponible en los momentos críticos del año. Del resultado del mercado se obtiene el volumen de capacidad que se asegure que estará disponible en los momentos de necesidad y la prima que los generadores que hayan entrado en la subasta perciban en concepto de dicha fiabilidad aportada al sistema. El volumen de capacidad resultante del mercado de capacidad obtenido de esta manera es aquél que maximiza el beneficio social, en tanto que se obtiene como el mínimo coste total. El coste total se determina como el coste en que se incurre por prestar el servicio que viene determinado por la oferta agregada y el coste que se espera que se incurra por no prestar el servicio, que viene determinado por la curva de utilidad marginal que hace las veces de curva de demanda. 83

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Con el objeto de establecer un producto claro con unos costes asociados bien determinados, dicho mercado de capacidad se combina con un producto denominado opciones de fiabilidad o “call option”, por el cual, los generadores que entraron en la subasta se comprometen a que por el volumen de capacidad que entró en la subasta, en los momentos críticos determinados por el precio del mercado eléctrico, el generador ha de pagar la diferencia de precio entre el precio del mercado y el precio umbral por cada MW que entró en la subasta, a cambio, a dicho generador se le garantiza que venderá su energía en el mercado en dichos períodos. Como consecuencia, el generador limitará los ingresos obtenidos del mercado eléctrico al precio umbral que actúa de límite de precio para proteger a la demanda. Además, en el caso de resultar indisponible el generador en los momentos críticos del sistema, éste habrá de hacer frente a una penalización a parte de la obligación contraída en el contrato de fiabilidad. El Regulador ha de ser quien fije con anterioridad los parámetros que rigen este mercado. Se determina que el precio umbral ha de ser como mínimo un 25 % por encima del coste variable de operación de la tecnología marginal de punta. Dado que éste valor es suficientemente elevado como para que dicha tecnología pueda recuperar sus costes fijos de inversión y variables de operación, por lo que todo valor por encima de dicho precio indicará que existe escasez de generación en el sistema y un posible estado de racionamiento. El otro parámetro a determinar es la penalización que ha de ser diseñada con el fin de desincentivar a los generadores a declarar una potencia cuya fiabilidad asociada es pequeña pero sin ser tan elevada que el riesgo asociada a dicha penalización desincentive a participar en él a los generadores con alta fiabilidad. En el presente proyecto se pretende determinar la penalización mediante el cálculo de la probabilidad de pérdida de carga esperada en función de la penalización propuesta, de forma que dicha penalización se adecue a la situación del sistema. Por último el Regulador también ha de determinar el Coste de la Energía No Suministrada, dado que es el único Coste de Explotación que se tendrá en cuenta para obtener la curva de Utilidad Marginal. A través de un proceso de simulación de diferentes escenarios posibles, donde se determina para cada escenario el Coste de explotación y ponderándolo por su probabilidad de ocurrencia, se obtiene la función de Costes de Explotación Esperados. La función de Utilidad de la Potencia contratada en el mercado de capacidad se determinará como la disminución del Coste de explotación esperado al contratar un nivel de capacidad determinado en comparación con el coste de explotación esperado en caso de no hacerlo. La curva de Utilidad marginal se obtiene como la derivada la función de Utilidad según la potencia que se contrate. Entre las ventajas que presenta este método respecto a otros ya estudiados están: •

Es un modelo en el cual se incentiva a que se realicen nuevas inversiones en el sistema eléctrico, mejorando la fiabilidad de éste, a través de la remuneración de la capacidad contratada.

84

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

•

Esto se consigue gracias a que se propone un método que estabiliza los ingresos de los generadores frente a los precios volátiles que se obtendrían en el mercado.

•

Además el método incentiva a los generadores a estar disponibles en los momentos de necesidad, asegurando un determinado volumen de capacidad disponible en el sistema.

•

Es un método que prima a los generadores más fiables, dado que éstos perciben menos riesgos al participar en este mercado.

•

Existe un producto concreto con un coste real determinado por realizar el servicio.

•

Se protege al consumidor de precios elevados.

•

La distorsión en el mercado es mínima.

•

El volumen de capacidad que se contrata en el mercado se determina según una optimización en función de los costes y se determina por mecanismos de mercado, frente a otros métodos en los que asignan dicho volumen, al igual que el coste de éste manera determinista.

•

Es un modelo que puede ser aplicado a sistemas regulados y liberalizados indistintamente sólo que en el caso regulado, será el regulador quien actuará en nombre de la oferta también, determinando el pago por potencia que ha de realizar para compensar a los generadores por la fiabilidad aportada al sistema.

Entre los inconvenientes más claros se encuentran: •

Al igual que en cualquier mercado, existe la posibilidad de que los precios resulten volátiles, dado que dicho precio no se establece administrativamente sino a través de un mercado, por lo que depende de las decisiones de los participantes, sujeto a condicionantes externos que lo pueden hacer variar respecto al valor esperado.

•

Puede estar sometido por el poder de mercado ejercido por algunos participantes, si bien el Regulador ha de garantizar a través de distintas medidas que esta situación no se dé, garantizando la libre competencia.

•

La interferencia en el mercado es pequeña, pero hay que remarcar que al garantizar a los generadores que entraron en el mercado de capacidad que cuando el precio del mercado supere al precio umbral su energía será comprada en el mercado eléctrico, es posible que se modifique la subasta inicial del mercado eléctrico de la que resultó el precio del mercado elevado, si bien la probabilidad de que los agentes que entraron en el mercado de capacidad no hayan entrado en la subasta del mercado eléctrico es poco probable, dado que se supone que se da una situación crítica en la que existe poca generación disponible en el sistema para poder abastecer la demanda.

85

Capítulo 3

Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

•

El producto que se comercializa en el mercado de capacidad es la potencia que los generadores comprometen que tendrán disponible en el sistema en los momentos críticos. Éste es un producto homogéneo sobre el que se basa el mercado de capacidad, sin embargo la fiabilidad que viene asociada a dicha potencia es distinta según el generador, por lo que las ofertas que realicen distintos agentes no serán intercambiables. Sin embargo, si existe suficiente capacidad disponible en el sistema, es de prever que las ofertas que entren en la subasta del mercado de capacidad resulten aquéllas que lleven una fiabilidad asociada muy elevada, por lo que dichas ofertas serán prácticamente intercambiables. El verdadero problema surge cuando no existe suficiente potencia instalada en el sistema y entonces se deba contratar potencia con una fiabilidad asociada pequeña, en cualquier caso, al primar a los generadores que portan mayor fiabilidad al sistema, esta situación es un claro incentivo para instalar nueva capacidad en el sistema que será previsiblemente más fiable que la aceptada, por lo que se le garantiza que entrará en el mercado de capacidad.

•

Al permitir la compatibilidad con los contratos bilaterales físicos entre consumidores y generadores, a pesar de descontar la capacidad contratada por este medio del mercado de capacidad, puede ocurrir que consumidores que hayan contratado su consumo a través de un contrato bilateral físico sin tener en cuenta la fiabilidad o con un nivel de fiabilidad menor que el que maneja el Operador del Sistema mediante el mercado de capacidad, se aproveche de esta mayor fiabilidad. Especialmente dada la complejidad para conectar y desconectar a consumidores. Se podría plantear un modelo donde también se tenga en cuenta la potencia contratada por vía bilateral, pero se estaría desincentivando en este caso a los consumidores a gestionar su propia fiabilidad, cuando lo que se desea es que sí lo hagan. En la aplicación del modelo a un caso ejemplo, no se tendrá en cuenta este inconveniente, si la potencia contratada por vía bilateral resulta indisponible, se supondrá que el consumo que la había contratado se desconectará del sistema.

En el capítulo siguiente se planteará la aplicación del modelo a un caso ejemplo, el caso real español.

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Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Capítulo 4 Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio de la Garantía de Potencia Una vez definido el modelo regulatorio que se propone en el capítulo 3, ese necesario ponerlo en práctica y de esta forma observar las deficiencias que este modelo puede tener. Para ello, el proceso que se ha seguido ha consistido: 1. En primer lugar se ha realizado la caracterización de los agentes que forman parte del sistema, en concreto, se ha desarrollado un método por el cual determinar la capacidad que cada agente ofertará como disponible y con qué nivel de fiabilidad contará dicha capacidad. Esta estimación se realizará al igual que la haría el Operador del Sistema, en base a datos históricos de dichos agentes. 2. A continuación se ha tratado de obtener la curva de oferta agregada, determinada por la capacidad que cada agente compromete y el índice de fiabilidad estimado anteriormente que va asociado a dicha capacidad ofertada. 3. Finalmente se ha obtenido la curva de utilidad marginal que actuará como demanda en el mercado de capacidad propuesto. Para obtener dicha curva, es necesario realizar una serie de simulaciones de distintos escenarios posibles, en los que se determina el coste de explotación total según el nivel de capacidad contratado en el mercado, tal y como se definió en el capítulo 3. A continuación, se obtiene el coste de explotación esperado según el coste 87

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

de explotación total de cada simulación ponderado por la probabilidad de que se dé dicho escenario. En función de dicho coste de explotación esperado se obtiene la utilidad que de la capacidad contratada se obtiene y por ende la utilidad marginal como derivada de ésta respecto a dicha capacidad contratada. El modelo propuesto se ha aplicado en el sistema español, desde la perspectiva del Operador del Sistema. Para ello, se ha partido de tres archivos distintos, en primer lugar, un archivo con los precios horarios que se han obtenido del mercado eléctrico entre los años 1998 y 2004; en segundo lugar, un archivo con las demandas horarias totales en el mismo período; y por último, un archivo con las producciones horarias de algunos de los generadores del sistema en el mismo período. Para manejar la cantidad ingente de información con la que se cuenta, ha sido necesario realizar una programación sobre ORACLE. El método que se ha seguido ha consistido en el de la información perfecta respecto a precios esperados y demandas máximas pero no respecto a producciones ni capacidades disponibles de cada generador, dado que se espera que los métodos de predicción tanto de los agentes ofertantes como del Operador del Sistema respecto a dichas variables están suficientemente desarrollados. En cualquier caso, se ha obviado el error inherente a toda predicción, factor que debería ser añadido en el caso real. Por ello, los archivos de datos de producciones se han tenido en cuenta hasta el 2003, datos sobre los cuales se han determinado las potencias disponibles por cada generador en los momentos críticos del sistema. Durante el 2004, se han estimado dichas producciones en función de dichos datos, sin embargo en cuanto a precios y demandas totales se han tenido en cuenta lo valores reales en dicho período, obviando el error en la predicción de éstos por los agentes y las posibles variaciones que haya entre la percepción de uno u otro, lo cual, desde el punto del Operador del Sistema sería difícil de determinar para cada agente, por lo que se parte de que todos los agentes cuentan con la misma información. Por otro lado, se ha ignorado el riesgo que asume cada agente al realizar sus ofertas en el mercado. Para desarrollar la curva de Utilidad marginal, es necesario evaluar la potencia disponible en el sistema según el nivel de capacidad contratado. Para obtener dicha potencia no disponible se ha partido de la curva de oferta, así pues, en cada escenario de simulación, según se avanzaba por la curva de oferta se determinaba cuánta de esa capacidad no estaba disponible. El hecho de que la curva de oferta que se ha considerado sea diferente a la que se obtendrá en la realidad no debería afectar al desarrollo del sistema, puesto que la gran parte de la potencia que se contrata corresponde a aquélla que lleva una alta fiabilidad asociada, haciendo que dicha capacidad comprometida sea un producto perfectamente homogéneo y por tanto, perfectamente intercambiable.

88

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

El sistema desarrollado consistiría en el proceso real que el Operador del Sistema desarrollaría para llevar a cabo el método de Garantía de Potencia propuesto.

4.1. Caracterización de los agentes: Para el desarrollo del modelo propuesto, se han tenido en cuenta: •

Generadores de tipo hidráulico, diferenciando los generadores hidráulicos convencionales de los de bombeo.

•

Generadores de tipo térmico, de distintos tipos según combustible, carbón, fuel, gas natural o nuclear.

•

Generadores de tipo renovable, en concreto se ha simplificado, considerando que toda la producción de éstos viene de parques eólicos.

•

Generadores de autoproductores.

tipo

cogeneración,

entre

los

que

cuentan

los

La descripción de todos éstos podemos verla en el Anexo A. En concreto, de hidráulico convencional, se ha contado con los datos de 19 generadores, dado que las centrales hidráulicas realizan sus ofertas al mercado eléctrico de forma agregada según la cuenca hidráulica a la que pertenezcan. Por ello, es imposible conocer el índice de averías que tendrá una central en concreto, determinando de esta manera la máxima fiabilidad que puede aportar al sistema dicho generador. Sin embargo, mediante el estudio probabilístico que se ha desarrollado, las diversas incidencias por averías se tendrán en cuenta. En cualquier caso, es una buena aproximación la que se realiza al suponer que el índice de averías de una central hidráulica es nulo, ya que dichas centrales tienden a realizar mantenimientos preventivos más exhaustivos con el fin de garantizar una máxima disponibilidad en los momentos críticos del sistema y con ello obtener los altos precios del mercado eléctrico. El estudio probabilístico que se ha desarrollado ha consistido principalmente en determinar la producción de una determinada cuenca hidráulica en las distintas estaciones del año, dado que se ha realizado una separación del año en distintos períodos para evaluar una mejor adecuación de la producción real a dicho período. Para ello, ha sido necesario dividir el conjunto de los datos de producciones según las distintas estaciones del año. Para cada período estacional de cada año, se han determinado las horas punta del sistema. La manera de obtenerlas ha consistido en una ordenación de las horas de dicho período según la demanda total del sistema incluyendo bombeos. Del tercio de horas con mayor demanda se obtienen las horas de punta del sistema. A partir de dichas horas se ha obtenido las realizaciones prácticas que realizó cada cuenca hidráulica en dichas horas. Por último se ha determinado la distribución 89

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

de probabilidad que rige la producción de cada cuenca hidráulica en los períodos de punta del sistema según la estación del año en que nos encontremos. Queda una duda respecto a la adecuación de esta distribución de probabilidad a la producción real del sistema, no sólo por las diferencias provocadas por los ciclos hidráulicos distintos según el año, sino porque para obtener dicha distribución de probabilidad se han tenido en cuenta la producción durante un número elevado de horas, mientras que las opciones de fiabilidad sólo se activarán en los momentos críticos del sistema, lo que supone pocas horas al año. Por ello, se analizó la bondad del ajuste a los datos reales. La distribución de probabilidad obtenida se había desarrollado a partir de los datos históricos de los años comprendidos entre 1998 y 2003, mientras que el modelo se aplica en 2004, donde se cuenta con los datos reales de producciones de dichas cuencas en los momentos críticos. Así pues, se obtuvieron las producciones de cada cuenca hidráulica en las 100 horas de mayor demanda en el 2004, obteniéndose un ajuste con respecto a la distribución de probabilidad desarrollada de más del 85 % en todos los casos, sin embargo si sólo se tienen en cuenta las 20 horas de mayor demanda, el ajuste es del 75 % y para el caso de las 4 horas de mayor demanda, la bondad del ajuste alcanza poco más del 60%. Sin embargo, ante una distribución de probabilidad obtenida con las producciones de cada cuenca durante los años entre el 1998 y el 2003 en las 4 horas de más precio, la bondad del ajuste es mucho menor (en torno al 45 %), esto es debido al menor número de datos con que se cuenta y a que variaciones en la producción real respecto a la realizada durante años anteriores produce grandes errores en su predicción; si se toma la producción realizada por cada cuenca hidráulica durante las 100 horas de mayor demanda, podemos obtener un ajuste que varía entre el 90 % y el 75 %. Ante estas variaciones, se ha optado por seguir con la distribución de probabilidad que representa la producción de las cuencas hidráulicas durante las horas punta de todo el período en los años anteriores. La distribución de probabilidad que se ha seguido para las producciones de las cuencas hidráulicas convencionales ha sido una distribución normal, por ser ésta la distribución de probabilidad que más se da en la naturaleza. En el caso de las centrales de producción hidráulica con bombeo, se ha desarrollado el mismo procedimiento. Al igual que en el caso anterior, se ha contado con el histórico de producciones de cada central durante el año, pero no así con el índice de fiabilidad de dichas centrales. Por tanto, dicho índice se supondrá incorporado en las distribuciones de probabilidad que representan las producciones de cada central según la estación del año de que se trate. En total se han considerado ocho centrales de generación con bombeo, cuyos parámetros vienen indicados en el Anexo A. En el caso de las centrales térmicas, se ha desarrollado su comportamiento según su potencia máxima y su fiabilidad asociada, donde ésta se entiende como la inversa del índice de averías de la central, dato que maneja el Operador del Sistema (REE) y que determina anualmente para cada central en forma de tasa de fallos/año, obteniendo de ésta tasa la indisponibilidad anual por avería. Dicho parámetro lo

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Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

determina el Operador del Sistema anualmente según las realizaciones prácticas de las centrales, por tanto, se ha obtenido la distribución de probabilidad de la tasa de fallos por año de la central o lo que es lo mismo de la indisponibilidad por averías. La distribución de probabilidad usada ha sido una Normal cuya media es la media de la muestra de datos que se tiene y cuya desviación típica es la desviación típica de la muestra de datos sobre la que se trabaja. Sólo se han tenido en cuenta aquellas centrales térmicas que estarán disponibles en el 2004, así como la potencia nominal que declaró cada central en dicho año. En concreto, se han tenido en cuenta 22 centrales térmicas cuyo carbón usado consiste en hulla y antracita, 4 cuyo carbón es importado, 6 de lignito negro y 5 de lignito pardo. De las centrales de fuel/gas se han tenido en cuenta 20 centrales y 19 de ciclo combinado. El total de nucleares tenido en cuenta es de 9. La descripción de cada una de ellas se encuentra en el Anexo A. Respecto a la cogeneración se había acordado realizar una aproximación similar a la realizada con las centrales térmicas, sin embargo la falta de datos ha incentivado que se haya realizado una aproximación similar al caso de las cuencas hidráulicas, sólo que en este caso, para determinar la potencia disponible de dicho generador en los momentos críticos del sistema, no se ha hecho separación de producciones por estaciones, dado que se supone que la producción eléctrica es bastante estable a lo largo del año y por tanto el único efecto que observaremos en la base de datos será el de las indisponibilidades por avería. En el caso de los parques eólicos, n o se cuentan con datos cuyo histórico sea representativo, a parte que los ingresos de la producción eólica normalmente han estado sujetos a una tarifa eléctrica para el régimen especial, mientras que en la base de datos con que se cuenta se tiene la producción por agentes del mercado. Por tanto, es necesario estimar la producción eólica. Dado que la velocidad del viento se distribuye según una Weibull, ésta es la distribución de probabilidad que se ha usado para modelar la producción en los momentos críticos. La determinación de los parámetros de dicha distribución se ha realizado según la siguiente gráfica.

Fig 4.1 Aportación de la Potencia eólica a la punta de demanda. Fuente REE

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Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

En esta gráfica vemos que distribución de la potencia eólica en los períodos de demanda tiene una media durante el 2004 de aproximadamente el 3.8 % de la demanda y cuyos valores oscilan entre el 0% y el 8 % aproximadamente. La demanda que se ha tenido en cuenta se ha obtenido de la demanda real que hubo en el período 2004, si bien cada agente debería realizar una estimación de la demanda que habrá y del precio del mercado que se obtenga para abastecer dicha demanda con el fin de determinar el número de horas y el precio del mercado que dejarán de percibir por comprometer su capacidad en las opciones de fiabilidad resultantes del mercado de capacidad propuesto. En este caso, para ambos parámetros, tanto las mayores demandas del año como los precios que se obtienen del mercado para dichas demandas se determinado según una distribución normal cuyos parámetros se determinan de la muestra con la que se ha trabajado.

4.2. Determinación de la Curva de Oferta agregada: Una vez realizada la caracterización de los agentes, es posible determinar las ofertas que harán en capacidad y precio cada uno de los agentes estudiados. Si bien la capacidad que oferte cada agente será una cuestión personal, se supone que dichos agentes ofertarán la máxima capacidad que tengan disponible a un nivel de fiabilidad determinado, para con eso asegurar que su producción entrará en el mercado eléctrico y obtener los elevados precios de dicho mercado, si bien el riesgo que percibe cada agente que puede hacerle ofertar no sólo a un precio distinto de su precio teórico, sino también que realicen una oferta de capacidad menor que la máxima que pueden ofertar. Es función del Operador del Sistema determinar las posibles ofertas de los generadores ex-ante para poder garantizar un funcionamiento correcto del mercado. En el presente proyecto se han ignorado las distintas percepciones de riesgo que cada agente pueda tener a la hora de realizar sus ofertas en el mercado. Estableciendo un riesgo nulo, por lo que las ofertas de capacidad que se han obtenido han consistido en la máxima capacidad que cada generador se espera que tenga disponible en los momentos críticos del sistema junto con el nivel de fiabilidad asociado de dicha capacidad. Para la determinación del precio al que cada agente realizará sus ofertas de capacidad. Se ha seguido la siguiente fórmula:

Pi = Er ∫ (1 − λi )( p − s )dt + Er ∫ λi ( p − s + penaliz)dt p>s

p >s

Donde λ es la probabilidad de indisponibilidad de la central en los momentos críticos, o lo que es lo mismo, la inversa (100- λ) del índice de fiabilidad asociado a 92

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

dicha capacidad. p es el precio esperado del mercado eléctrico que ocurra en el tiempo t de integración y s es el precio umbral determinado por el Regulador al igual que la penalización penaliz. Esta expresión indica los costes en que cada generador espera incurrir por comprometer una cierta potencia a través de las opciones de fiabilidad. Estos costes esperados corresponden a la limitación de los ingresos del generador que obtendrá del mercado eléctrico por su capacidad al limitar el precio recibido al precio umbral. El otro término corresponde a la doble penalización a la que el generador debe hacer frente por no haber tenido disponible la capacidad comprometida en los momentos críticos en los que el precio del mercado se establece por encima del precio umbral. Estudiaremos a continuación los valores tomados en cada uno de los parámetros de esta expresión:

4.2.1. Índice de Fiabilidad: Para determinar dicho índice de fiabilidad, según los distintos agentes se han realizado los siguientes cálculos: •

Centrales térmicas: Contamos con una distribución de probabilidad normal según la cual se distribuye la indisponibilidad por averías de dichas centrales. Para determinar la fiabilidad asociada a la capacidad de dichas centrales se ha usado la media de dicha distribución. La capacidad ofertada corresponde a su potencia nominal

•

Centrales hidráulicas: Se cuenta con la distribución de probabilidad de la cuenca hidráulica de las producciones de dicha cuenca en los períodos críticos de años anteriores. En concreto, se había calculado la distribución correspondiente a cada período estacional correspondiente; para determinar la distribución de probabilidad de la producción anual, se ha realizado una ponderación de las distribuciones de probabilidad de la producción en cada estación del año según la probabilidad de que se den precios elevados en el sistema y por tanto períodos de racionamiento eléctrico. Esta probabilidad se ha obtenido a partir de los datos de demanda total del sistema en el año 2004, en el caso real, ésta sería una estimación realizada probablemente según la probabilidad que se ha dado en años anteriores. Finalmente se obtiene una distribución normal de la producción eléctrica de cada cuenca en los períodos críticos del año. Según esta distribución normal se ha determinado la potencia que se tendrá disponible con unos determinado niveles de fiabilidad, donde dichos niveles de fiabilidad se han obtenido como la probabilidad de que la producción de dicha cuenca hidráulica sea menor que un determinado número, obteniendo a partir de dicha probabilidad el valor de distribución normal tipificada del cual se obtiene la capacidad correspondiente. Este proceso se ha realizado para unos índices de fiabilidad correspondientes al 100 %, 99 %, 97.5 %, 95 %, 90 %, 85 %, 75 %, 60 %, 40 % y 20 %, dado que 93

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

según se tiene menor fiabilidad de la producción que se tiene en cuenta, la capacidad con la que se puede contar entre períodos consecutivos va siendo menor. Para determinar la capacidad asociada a cada nivel de fiabilidad se ha calculado la potencia que estará disponible con cada probabilidad correspondiente y se ha determinado la potencia asociada a un nivel de fiabilidad como la resta entre la suma de la capacidad asociada a los niveles de fiabilidad mayores que el considerado y la potencia que se tendrá disponible con la probabilidad considerada. De esta aproximación, dada la varianza que tienen algunas cuencas hidráulicas en la distribución de probabilidad de su producción, se ha determinado que la potencia disponible que tendrá dicha cuenca en períodos críticos con una fiabilidad del 100% será nula. En este caso se estará teniendo en cuenta las indisponibilidades de las centrales hidráulicas que por distintos motivos se den, ya sean avería o mantenimientos mal planificados, lo que hace que la fiabilidad máxima de la cuenca sea menor que dicho 100%. •

En el caso de las centrales hidráulicas de bombeo y de los autoproductores y centrales de cogeneración, el proceso realizado será el mismo, sólo que en el caso de los autoproductores, la distribución de probabilidad con que se cuenta es anual y no estacional como en el caso de las hidráulicas, dado que se estima que no afecta la estación n la que nos encontremos a la actividad laboral normal y por tanto a su producción.

•

Respecto a la eólica, no se ha tenido en cuenta para la realización de la curva de oferta agregada pero sí posteriormente para determinar la función de utilidad marginal, descontando dicha producción de la demanda esperada.

4.2.2. Precio Umbral: Se determinó que el precio umbral, el cual si era superado iba a producir la activación de las opciones de fiabilidad, sería de un 25 % por encima del coste variable de operación de una central marginal de punta con un funcionamiento adecuado y una fiabilidad asociada adecuada. Este valor se determinó como suficiente indicador de períodos cercanos al racionamiento, ya que dicho precio de mercado se estima que sea suficiente para que la central marginal de punta recupere sus costes variables de operación y sus costes fijos de inversión. Un valor superior vendría a decir que hay escasa generación disponible en el mercado, por tanto los precios suben. Se ha estimado que la tecnología marginal de punta es la turbina de gas. El coste variable de operación de la turbina de gas estimado es de 44 euros/MWh, dado que se consideran períodos horarios solamente, el coste será de 44 euros/MW y por tanto el precio umbral que resulta ser el 125 % de dicho valor es 55 euros/MW.

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Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Cuando el precio del mercado supera dicho valor, se activarán las opciones fiabilidad. Es función de cada agente determinar el número de horas que dicha opción será activada, resultando ofertas distintas según las distintas estimaciones realizadas por cada agente. En este caso, se ha supuesto que todos los agentes cuentan con la misma información. Esta información se ha obtenido de los datos reales que ocurrieron durante el 2004. De donde ha resultado que se superó dicho valor durante 83 horas en todo el período estudiado. La otra función que ha de realizar cada agente consiste en la predicción de la demanda y de los precios del mercado que se obtendrán para abastecer dicha demanda. En el presente caso ejemplo, se ha contado con los valores reales de dichos parámetros, por lo que no se ha hecho necesario el tener que realizar una estimación de dichos valores futuros. Lo que se ha hecho ha sido obtener una distribución de probabilidad normal cuyos parámetros se han determinado a partir de la muestra con la que se ha trabajado. De esta manera se ha estimado los ingresos que cada agente deja de obtener del mercado por comprometer su capacidad en las opciones de fiabilidad. No se ha tenido en cuenta por el contrario la variación de dichos parámetros que cada agente percibirá debido a las distintas predicciones y estimaciones que cada agente llevará a cabo, dado que se ha supuesto que cada agente cuenta con información perfecta del sistema y por tanto igual en cada caso.

4.2.3. Penalización: Respecto a la penalización que debe hacer frente todo generador cuya potencia comprometida no haya estado disponible en los momentos de necesidad en que se activa la opción de fiabilidad contratada, se han desarrollado dos métodos. 1. En primer lugar se ha desarrollado un método cuya penalización se calcula en función a la probabilidad de pérdida de carga que se desea que tenga el sistema, así, pues el Operador del Sistema simularía el funcionamiento del mercado de capacidad al estimar las ofertas de loas generadores y determinar la curva de utilidad marginal que va a actuar de demanda en el mercado de capacidad, y variar la penalización con tal de asegurar dicha probabilidad de pérdida de carga máxima. 2. Se propone otro método consiste en estimar el pago que del mercado de capacidad se obtendrá y establecer la penalización de forma que un generador de punta bien adaptado, con un índice de fiabilidad aceptable, pierda el total de la prima recibida por estar indisponible por un número de hora que oscila entre las 6 y 8 horas. En concreto en el presente proyecto se ha desarrollado la primera propuesta, así pues el Operador del Sistema ha de realizar los siguientes pasos:

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Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

♦ Primero se estima una curva de oferta. ♦ A continuación determina la curva de utilidad marginal calculando los Costes de Explotación Esperados que se obtienen mediante sucesivas simulaciones. ♦ Por último, para asegurar una determinada fiabilidad al sistema se varía la penalización garantizando una fiabilidad mínima.

En el caso ejemplo se ha desarrollado este proceso y se ha determinado la penalización a aplicar de forma que sólo se acepte en el mercado de capacidad una potencia cuya fiabilidad asociada sea superior al 90 %. Para ello, se ha partido de un valor estándar de penalización y mediante el método de prueba y error se ha variado la penalización hasta alcanzar la meta fijada. Este proceso consiste en una serie de estimaciones que el Operador del Sistema ha de realizar según el comportamiento que se espere de cada agente que participa en el mercado de capacidad. Así se determina la penalización que será publicada para conocimiento de los agentes ofertantes. Si las condiciones que se han impuesto para determinar la penalización se mantienen constantes para diversos años, se permitirá a los agentes ofertantes contar una gran información sobre el mercado de capacidad, permitiendo que el funcionamiento del mercado que estimen los agentes sea más parecido al real, por lo que al aumentar la información del mercado, disminuye el riesgo percibido respecto al funcionamiento de éste.

4.3. Función de Utilidad Marginal: Una vez construida la curva de oferta correspondiente es necesario determinar la curva de Utilidad Marginal que representa el máximo precio que la demanda estaría dispuesta a pagar por el aumento de la capacidad contratada en el mercado de capacidad y que va actuar como curva de demanda en dicho mercado Para ello, es necesario calcular los costes de explotación esperados y éstos se obtienen a través de sucesivas simulaciones en las que se calcula el coste de explotación total en el escenario determinado. Las simulaciones llevadas a cabo se han programado en MATLAB en función de los distintos parámetros del modelo. El método de simulación, ha sido el método de Monte Carlo, basado en simulación por nivel de probabilidad, aplicando un método de generación de números pseudoaleatorios que modelen los distintos estados del sistema.

96

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.3.1. Creación de escenarios: El primer paso a llevar a cabo en la creación de los escenarios consiste en la determinación de los agentes:

4.3.1.1.

Centrales térmicas:

En primer lugar se ha de simular el índice de averías del generador en función de la distribución normal de probabilidad que se ha determinado para cada generador. A continuación, para cada escenario de simulación, es necesario determinar si la central va a estar disponible en dicho escenario, o si va a estar sujeto a una avería y por lo tanto el total de su potencia nominal va a estar indisponible. Para ello, se ha simulado este estado según una probabilidad uniforme U [0,1], si el valor aleatorio obtenido de dicha distribución es mayor que el índice de avería de la central, ésta se encontrará disponible, en caso contrario incurrirá en una penalización por indisponibilidad.

4.3.1.2.

Cogeneración y autoproductores:

La producción anual de estas centrales viene determinada según una distribución de probabilidad normal que se ha determinado a partir de la muestra de trabajo. La producción que realizará cada uno de estos generadores se simulará según el método polar de Marsaglia que se explicará más adelante.

4.3.1.3.

Cuencas hidráulicas, centrales de bombeo:

Para simular la producción de estas centrales es necesario en primer lugar determinar el tipo de escenario en que nos encontremos, el cual viene determinado según la estación del año que se simule. Este escenario vendrá determinado por una distribución de probabilidad uniforme con un valor del 25 % cada escenario. Una vez determinado el escenario, se ha simulado la producción de estas centrales que viene determinado según una distribución normal que representa la producción estacional de cada central o cuenca. El método usado para determinar la producción de dichas centrales en el escenario determinado es el método polar de Marsaglia que disminuye la varianza de los resultados obtenidos.

97

Capítulo 4

4.3.1.4.

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

Parques eólicos:

Se simula según una distribución Weibull la producción eólica con la que se puede contar en el escenario calculado. Esta producción se restará en cada escenario de simulación a la demanda simulada en dicho escenario. Los costes de explotación totales del escenario simulado se obtendrán respecto al resultado de dicha resta.

4.3.1.5.

Modelado de la Demanda:

Como se explicó en el capítulo 3, la demanda se debería determinar a través de un proceso de predicción a largo plazo, para el cual se llevarían a cabo modelos de fin de uso de la energía y estudios econométricos para determinar con una mayor aproximación la demanda esperada. Adicionalmente se pueden implementar técnicas de predicción a corto plazo para suavizar la predicción a largo plazo y disminuir el error porcentual medio; entre estas técnicas podemos encontrar métodos de análisis de series temporales, regresión múltiple, o aproximación por medio de redes neuronales. En el modelo, se parte de la demanda conocida en los períodos críticos del año 2004 en que se implementa el nuevo método. Por tanto se asume que todos los agentes tienen conocimiento perfecto de la evolución del mercado. Suposición que puede ser aceptable en las simulaciones que haga el Operador del Sistema, sin tener en cuenta las variaciones en las predicciones que otros agentes tengan, sólo teniendo en cuenta la predicción propia. A parte, es muy aconsejable que el modelo de predicción del Operador del Sistema sea lo más fiable posible y que sus resultados se publiquen. Dado que ésta es ya una función del Operador del Sistema quien la realiza anualmente para determinar la cobertura de la demanda. De esta manera el funcionamiento del mercado será más eficiente, dado que se disminuye el riesgo visto por los agentes y además disminuye las variaciones en los valores de capacidad que la oferta realizará respecto a los que el Operador del Sistema. En concreto, en este modelo en el que se cuenta con la demanda real, lo que se ha hecho, para añadir mayor aleatoriedad al proceso de simulación, ha sido obtener una función de distribución normal a partir de la muestra de valores de la demanda en los momentos críticos del sistema. Para cada escenario, se ha determinado la demanda que habrá según dicha función de probabilidad. El método de simulación que se ha seguido ha sido igualmente el método polar de Marsaglia. Respecto a la fiabilidad que aporta el transporte de la electricidad y cómo afectaría éste a la función de utilidad obtenida y a la fiabilidad de los generadores, no se ha tenido en cuenta, dado que el grado de complejidad es demasiado complicado para obtener unos resultados que no supongan una gran revelación. Los métodos de generación de variables aleatorias los podemos encontrar en el Anexo B.

98

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.3.2. Costes de Explotación Esperados: Una vez determinado el escenario de simulación y la situación de los agentes, es necesario determinar los costes de explotación totales y ponderarlos según la probabilidad de que se dé un determinado escenario para obtener la función de Costes de Explotación Esperados.

4.3.2.1.

Costes de Explotación totales:

El único coste de explotación que se tiene en cuenta es el Coste de Energía no Suministrada. Dado que otros costes posibles como las desviaciones en potencia respecto a la esperada que se podría pensar que se pudiese incurrir, se consideran función de los servicios complementarios, más en concreto de la regulación frecuencia-potencia. Para determinar la Potencia no Suministrada en cada escenario, a la demanda simulada, se le ha restado la producción eólica correspondiente y de la potencia contratada, aquélla que está disponible en el sistema. La potencia contratada se determina según se avanza en la curva de oferta esperada o mejor dicho, según la ordenación de las capacidades de los distintos agentes según la fiabilidad asociada a dichas capacidades. Ordenación que en condiciones teóricas en las que todos los agentes tienen una misma percepción del riesgo, sería la misma que la que se obtendría en la curva de oferta agregada que acude al mercado de capacidad. En esta ordenación se parte de las ofertas de capacidad que tienen un 100 % de fiabilidad, la cual corresponde a algunos generadores hidráulicos y se va avanzando según disminuye la fiabilidad asociada a las ofertas esperadas. La determinación de los costes de explotación tiene en cuenta los costes esperados debidos a que no se garantiza la demanda simulada por contratar menos potencia que la demandada y también tiene en cuenta aquélla potencia que a pesar de haber sido comprometida ha resultado indisponible en el sorteo de la simulación y por tanto no garantiza el abastecimiento de la demanda, en cuyo caso se tendría que contratar una potencia extra para suplir esta indisponibilidad. Así, según el nivel de capacidad contratada se obtienen los costes de explotación que conforman la función de costes de explotación totales en el escenario determinado. Es necesario antes definir el Coste de Energía No Suministrada que se va a tener en cuenta, el cual viene íntimamente relacionado con la Utilidad de la Energía eléctrica y por tanto influirá notablemente en el modelo.

99

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.3.2.1.1. Coste de Energía No Suministrada: También denominado VOLL (Value of Lost Load) en bibliografía anglosajona. Se han desarrollado tres estrategias distintas para determinar el Coste de Energía No Suministrada que debería utilizarse para obtener el Coste de Explotación esperado y por ende la Utilidad de la potencia contratada: Coste fijo: Es la más fácil de las propuestas, consiste en aplicar un coste fijo por megavatio no suministrado. Este coste normalmente ya lo define cada Regulador de cada sistema eléctrico. La forma de determinarlo teóricamente debería ser al tratar de evaluar la Utilidad de la electricidad que percibe el consumidor final, para ello el Regulador del sistema solía realizar una serie de encuestas a los usuarios, sin embargo el método además de costoso tanto en recursos económicos como humanos, resultó dar unos resultados no siempre aceptables, por lo que normalmente es el Regulador quien determina el Coste de Energía no Suministrada. En el método que estamos desarrollando, se está realizando el proceso contrario al de las encuestas a usuarios, y consiste en determinar la Utilidad que los consumidores consiguen de la electricidad, en concreto de la potencia contratada en el mercado de capacidad, a partir del coste en que se incurre por no obtener dicha electricidad. El coste que se ha usado ha sido el mismo que usa el Regulador actualmente que viene a ser un coste de 1500 euros/MWh, dado que sólo se consideran períodos horarios, el coste por tanto será de 1500 euros/MW. Se observa en la figura 2 que el coste de explotación esperado disminuye linealmente según se va garantizando mayor capacidad al sistema, hasta que llega un momento en el que se ha garantizado la demanda esperada y coste de explotación corresponde al coste en que incurre la potencia comprometida que resulta indisponible. Coste de Explotación Esperado 60 50 Coste (€)

•

40 30 20 10 0 0

10000

20000

30000

40000

50000

Capacidad Contratada (MW)

Fig 4.2. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS fijo

100

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

El problema de este coste viene de que no se tiene en cuenta algunos factores que deberían ser más punibles que otros, así pues, se penaliza de igual manera el apagón puntual que se produce en puntos poco importantes del territorio nacional, que el apagón que pueda producirse en media España. Además tampoco tiene en cuenta el tiempo en que el suministro eléctrico está indisponible; dado que es más soportable un apagón de cinco minutos que uno de un fin de semana entero. Por eso se ha visto la necesidad de evaluar otros métodos en los que el coste de energía no suministrada sea variable respecto a la potencia indisponible. Coste variable linealmente con respecto a la potencia no suministrada: Para evitar el problema anterior en el que el coste de energía no suministrado no tenía en cuenta efectos poco deseables, se ha planteado un coste variable con la capacidad no suministrada. En concreto se ha presentado un coste que varía linealmente con la potencia no suministrada. Coste de Explotación Esperado 25 20 Coste (M€)

•

15 10 5 0 0

10000

20000

30000

40000

50000

Capacidad contratada (MW)

Fig 4.3. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS linealmente variable

En este caso el coste de explotación disminuye cuadráticamente según se contrata más capacidad, con una tendencia asintótica al cero. El problema en este caso resulta de la dificultad de definir un coeficiente adecuado, es necesario establecer un punto de referencia, en nuestro caso se ha establecido que para aquella potencia no disponible igual a la mayor potencia nominal de una central del sistema, el coste de la energía no suministrada sea igual al coste fijo establecido anteriormente, 1500 euros/MW. La mayor capacidad instalada ha resultado la nuclear de Vandellós II con 1.087 MW, por tanto el coeficiente a aplicar es aproximadamente 1.5 euros/Mw2. El coste que resulta, para capacidades indisponibles elevadas es muy grande en comparación con los resultados obtenidos anteriormente.

101

Capítulo 4

Coste de ENS variable por escalones de Potencia no Suministrada: Ante la dificultad que entraña la determinación del coeficiente del apartado anterior, se ha determinado una función de Coste de ENS que varía por escalones según el nivel de potencia no suministrada: ♦ Para potencias menores a 1500 MW, el coste es 500 euros/MW. ♦ Para potencias mayores de 1500 pero menores de 5000 MW, es de 1500 euros/MW. ♦ Para potencias mayores de 5000 MW y menores de 10.000 MW de 300 euros/MW.

es

♦ Para potencias no disponibles mayores de 10.000 MW y menores de 25.000 MW el coste es de 6000 euros/MW. ♦ Potencias no disponibles mayores de 25.000 MW será 12.000 €/MW.

Se obtiene la siguiente curva de Costes de explotación esperados. Coste de Explotación Esperado 500 450 400 350 Coste (M€)

•

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

300 250 200 150 100 50 0 0

10000

20000

30000

40000

50000

Capacidad Contratada (MW)

Fig 4.4. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS variable por tramos

Según este coste de ENS, se penalizan de mayor manera las grandes indisponibilidades en el sistema eléctrico. Se ha establecido una función de coste de ENS arbitraria, sería tarea del Regulador determinar qué situaciones son más punibles que otras y en qué grado. Además, con este modelo, se trata de dar forma además al fenómeno de los contratos de interrumpibilidad, de los cuales se puede sacar un coste de ENS distinto al determinado por el Regulador, al ser los consumidores cualificados los que determinan su coste de ENS según la utilidad que de le electricidad obtienen. Se observa en la figura que existen cambios en la pendiente de la curva. Además, los puntos consecutivos que tienen distintas pendientes, están muy separados entre sí. Este cambio brusco en el coste de explotación 102

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

esperado y por lo tanto en la curva de utilidad, va a producir un pico en la curva de utilidad marginal. Este coste de ENS no es adecuado para determinar la curva de utilidad marginal dado que el paso de un tramo a otro de la función de coste de la ENS va a producir que pequeñas cantidades de capacidad que se contrate produzcan grandes variaciones en la utilidad, a pesar de que no exista una realidad física que así lo demuestre. Por tanto, el coste de ENS que se va a utilizar es el primer caso, el coste fijo e igual a 1500 euros/MW, para de esta forma evaluar el impacto real que tendría el modelo regulatorio que se propone en el sistema eléctrico español. 4.3.2.1.2. Curva de Utilidad: Una vez se han determinado los costes de explotación totales en cada escenario simulado, se determina la curva de costes de explotación esperados según la probabilidad de ocurrencia de dichos escenarios y los costes de explotación que en ellos se ha obtenido. A continuación, la curva de Utilidad se determina como la disminución del Coste de Explotación Esperado que se obtiene por disponer de un determinado nivel de capacidad contratada. En la siguiente figura observamos la curva de costes de explotación esperados según las distintas estaciones y la anual. Además se ha determinado también la curva de Utilidad de la potencia contratada. Es de observar que la estación en la que los costes de explotación esperados son menores es en primavera. Este suceso se explica por la mayor producción que las centrales hidráulicas realizan en este período. Al tener que modelar la capacidad ofertada a nivel anual, se pierde mucha bondad en el ajuste de la producción hidráulica en los distintos períodos, en unos casos al alza y en otros a la baja. Costes de Explotación y Utilidad 60

Precio (M€)

50 40 30 20 10 0 -10

0

10000

20000

30000

40000

Capacidad Contratada (MW) Coste Invierno Coste Verano Coste de Explotación Esperado

Coste Primavera Coste Otoño Utilidad

Fig 4.5. Costes de Explotación Esperados y Curva de Utilidad.

103

50000

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.3.3. Utilidad Marginal: La Utilidad Marginal se define como la disminución de los costes de explotación esperados por incrementar en una unidad el nivel de capacidad contratada en el sistema. Esta función se obtiene derivando la función de Utilidad respecto a la potencia contratada. Para el caso ejemplo se ha obtenido la siguiente curva: Utilidad Marginal 1600 1400

Coste (€)

1200 1000 800 600 400 200 0 -200 0

10000

20000

30000

40000

50000

Capacidad Contratada (MW) Fig 4.6. Curva de Utilidad Marginal

De la función de Utilidad Marginal obtenida podemos determinar que: ♦ Hasta asegurar la demanda esperada en el sistema, el máximo coste que la demanda estaría dispuesta a pagar por aumentar el nivel de capacidad contratado será igual al Coste de ENS fijo que el Regulador ha determinado. En este caso 1500 euros/MW. ♦ La demanda pagaría 1500 euros/MW, la disminución progresiva de este valor se debe a que conforme se avanza por la curva de oferta disponible sobre la cual se ha determinado la utilidad marginal, la capacidad que se tiene en cuenta para determinar dicha utilidad marginal lleva una fiabilidad asociada cada vez menor, por lo que las indisponibilidades aumentan y por tanto, a pesar de contratar una determinada capacidad, la capacidad con la que realmente se cuenta es menor. ♦ Llega un punto en el que la demanda esperada es asegurada por la potencia contratada y entonces la utilidad marginal disminuye drásticamente y de manera asintótica hacia cero. ♦ Es en este último tramo donde previsiblemente se producirá el corte con la curva de oferta. Si se realiza en un punto anterior, en el que la utilidad marginal es prácticamente horizontal, entonces se incurrirá en indisponibilidades y por tanto ocurrirán apagones en la red.

104

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.4. Casación del Mercado de Capacidad: Una vez caracterizados los agentes, tanto en las capacidades disponibles como el nivel de fiabilidad asociado, definido el coste de Energía No Suministrado, igual a 1500 euros/MW y obtenido la correspondiente curva de utilidad marginal, se determina la penalización y la casación del mercado correspondiente a dicha penalización. ♦ En primer lugar, tras determinar el valor del precio umbral en 44 euros/MW, se ha determinado que las opciones de fiabilidad se activarán durante 83 horas en el año estudiado y la suma de ingresos que los generadores dejarán de percibir del mercado al limitar sus ingresos al precio umbral es 748,25 euros/MW. Es decir:

Σt (p-s) =748,25 € Donde p es el precio del mercado eléctrico estimado para el tiempo t y s el precio umbral determinado por el Regulador por encima del cual se activan las opciones de fiabilidad. ♦ Se establece que la capacidad que se contrate a través del mercado de capacidad tenga una fiabilidad asociada mínima igual a un 90 %. Por ello, a través de un proceso de prueba y error se determina que la penalización ha de ser de 1615 euros/MW. La casación del mercado resulta: Casación del mercado de capacidad 2500

2000

1500

Coste (€) 1000

500

0 5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

Capacidad contratada (MW) Oferta agregada

Utilidad Marginal

Fig 4.7. Casación del Mercado de Capacidad

105

40000

45000

50000

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

4.5. Análisis de Resultados: Del resultado de la casación del mercado eléctrico se obtiene que: ♦ Se contrata una capacidad igual a 37.924 MW. ♦ El generador marginal resulta ser Santurce 1, cuya potencia nominal tiene una fiabilidad asociada de 89.99 %. ♦ La prima que se determina del mercado de capacidad resulta ser de 911,3656 euros/MW contratado. ♦ El precio obtenido del mercado depende poco respecto a la penalización impuesta, dado que es la curva de utilidad marginal quien fija el precio y al ser las ofertas tan similares debido a las altas fiabilidades con que se trabaja, el variar la penalización influye en la determinación de qué generadores quedan dentro o fuera del mercado, pero con poca variación sobre la prima determinada. Por tanto, al obtener una demanda elástica, el método optimiza la capacidad contratada. Se realiza un estudio de sensibilidad del modelo ante el valor de la penalización y del Coste de Energía no Suministrada en el Anexo B. ♦ El monto total que habrá que desembolsar en concepto de prima será de 34.563.197 euros (911,365 * 37.924) de los que, debido a la activación de las opciones de fiabilidad, los generadores han de devolver un total de 28.377.118 euros (748.25 * 37.924) correspondiente al sumatorio de las diferencias entre precio umbral y precio del mercado eléctrico). ♦ El resto del monto total consiste en las penalizaciones que el generador marginal prevé que tendrá que hacer frente debido a indisponibilidades de su capacidad ofertada. ♦ A pesar de que los generadores que han entrado en el mercado de capacidad tienen un nivel de fiabilidad asociado mayor que el 90 %, el coste de las penalizaciones a las que se prevé que tendrán hacer frente dichos generadores por estar indisponible es una suma considerable. ♦ Se ha obtenido un margen de reserva suficiente por encima de la punta de demanda esperada. En concreto, para la demanda real del 2004 supondría una reserva de 216 MW respecto a la máxima demanda horaria del año, este margen ha venido determinado principalmente por la curva de utilidad marginal, al igual que el precio obtenido. Con tal margen de reserva, es posible que ante la indisponibilidad de algún generador, se produzca un deslastre de cargas; sin embargo, el coste de ese deslastre está compensado por la doble penalización por indisponibilidad a la que debe hacer frente dicho generador. La determinación de la capacidad contratada por este método no asegura que no se produzcan apagones, pero sí optimiza el beneficio económico social, dado que tiene en cuenta el efecto económico de

106

Capítulo 4

Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio

los deslastres de cargas. El riesgo a incurrir en un desastre de cargas viene determinado por el Coste asociado a éste. Este coste lo determina el Regulador, según la utilidad de la electricidad y el coste social que implica un apagón. ♦ El beneficio neto que obtiene un generador con fiabilidad del 100 %, entendido éste como la diferencia entre el precio obtenido del mercado de capacidad y el coste en que incurre éste por contratar las opciones de fiabilidad, que para una capacidad con fiabilidad del 100 % es igual a los ingresos que el generador deja de percibir del mercado al activarse las opciones de fiabilidad es igual a 163,15 euros/MW. ♦ En el caso del generador que resulta marginal del mercado de capacidad, la prima obtenida ha de resultar igual a los costes esperados por prestar el servicio y comprometer una cierta capacidad en las opciones de fiabilidad. El beneficio que obtiene dicho generador consiste en la seguridad de que la energía eléctrica que produce será vendida. Cambiando la volatilidad del precio del mercado de los momentos críticos, en los que se obtiene un precio elevado pero puntual por la prima fija que se distribuye a lo largo del año. ♦ Si se compara con el método actual de remuneración de la garantía de potencia, donde el pago es de 4.8 euros/MWh producido a lo largo del año. El beneficio neto que en este caso obtiene el generador más fiable (el que obtiene mayor beneficio) por producir durante las horas críticas del sistema que ascienden a un total de 83 horas es igual a 163,15/83 = 1,96 euros/MWh. Por tanto, supone un gran ahorro respecto al método actual. ♦ Si comparamos con el método actual de remuneración de la garantía de potencia a través e pagos por capacidad. Si una central se supone que produce durante 6.000 horas al año de las 7.680 totales, el pago por capacidad que recibiría anualmente sería de 4.8 euros/MWh * 6.000 horas = 28.800 euros/MW, mientras que en el modelo regulatorio que se propone este valor es de sólo 163,15 euros/MW para el generador que aporte una determinada capacidad con la mayor fiabilidad. Además sólo se tiene en cuenta la disponibilidad en los períodos críticos del sistema (que en nuestro caso ascienden a 83 horas). El coste total del modelo regulatorio propuesto en comparación con el coste total de los pagos por capacidad supone en este caso un 0.6 % del coste del pago por capacidad del actual modelo regulatorio que se lleva a cabo. ♦ En este caso, se paga por una obligación tangible de estar disponible en los momentos de necesidad y se incentiva a los generadores a realizar nuevas inversiones con una alta fiabilidad asociada estabilizando los ingresos que reciben, disminuyendo los riesgos para realizar nuevas inversiones al cambiar unos ingresos fijos determinados por la prima obtenida del mercado de capacidad frente a unos precios elevados del mercado de electricidad pero volátiles y además el pago que se determina que se debe realizar a los agentes es mucho menor.

107

Anexo A

Caracterización de los agentes

Anexo A Caracterización de los agentes del caso ejemplo • Cuencas Hidráulicas convencionales: Unidad de Oferta DUER EBRA EBRENH EBRERZ EBRFEC EBRFEN GDLQ GDNA GRNA HCHI JUCA SBEU SIL TAJO TEES TERE UFGC UFMI UFTA VIES

Descripción UGH. DUERO GENERACION UGH. EBRO ALTO UGH. EBRO ENHER UGH. EBRO ERZ UGH. EBRO FECSA UGH EBRO FECSA ENHER GARONA UGH. GUADALQUIVIR UGH. GUADIANA UGH. GARONA UGH. HIDROCANT. HIDRAULICA UGH. JUCAR UGH. SIL-BIBEY-EUME UGH. SIL GENERACION UGH. TAJO GENERACION UGH. TERA-ESLA UGH. TER UGH. UF-GALICIA COSTA UGH. UF-MIÑO UGH. UF-TAJO UGH. VIESGO

Tipo HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA HIDRAULICA

Tabla A.1. Cuencas hidráulicas

Las centrales hidroeléctricas vienen agrupadas por cuencas hidráulicas, de la misma forma en que participan en el mercado eléctrico. Para su determinación, se ha hecho un estudio probabilístico de las producciones de cada cuenca en los períodos de mayor demanda reduciéndolas a una distribución normal, distinguiendo según la estación del año en que se encuentre.

Anexos - 1

Anexo A

Caracterización de los agentes

Invierno:

µ DUER EBRA EBRENH EBRERZ EBRFEC EBRFEN GDLQ GDNA HCHI JUCA SBEU SIL TAJO TEES TERE UFGC UFMI UFTA VIES

1998 1999 σ µ σ µ 1856,96 538,76 455,69 323,33 86,73 40,21 105,39 25,36 498,14 122,51 401,27 80,23 180,38 54,83 85,39 44,41 228,95 50,73 177,07 65,12 193,37 120,80 116,20 152,08 306,81 602,20 1304,15 22,91 33,47 152,84 466,07 136,31 117,97

80,45 78,68 53,33 71,75 130,98 132,46 427,58 10,90 21,98 47,40 192,83 42,12 64,58

44,02 27,94 163,92 93,80 169,05 197,18 114,96 13,68 28,53 107,72 231,25 34,69 98,81

32,43 37,27 69,64 52,70 73,64 81,72 164,37 8,68 14,34 26,83 116,00 19,47 47,62

2000 2001 σ µ σ µ 741,71 314,22 2678,02 267,21 60,97 27,06 91,89 34,32 360,57 104,59 100,54 46,49 224,12 70,73 175,58 68,01 1002,33 194,22 27,18 12,37 94,21 21,46 44,15 31,35 45,52 28,54 140,78 62,02 245,43 49,36 71,37 41,57 81,40 34,96 210,61 113,17 452,55 45,45 470,37 166,76 709,30 85,81 259,14 214,63 1603,68 155,67 9,77 8,30 80,92 27,10 26,37 18,16 32,42 20,89 150,08 59,74 292,84 20,05 443,01 150,84 669,07 63,72 42,06 25,13 160,91 18,36 123,24 58,19 187,47 27,77

2002 2003 σ µ σ 937,82 488,82 2158,48 350,73 51,39 26,03 106,78 17,75 60,07

42,29

167,50

65,64

335,33 40,44 30,87 112,78 51,13 95,18 304,10 359,60 21,20 21,40 66,14 151,28 38,62 27,73

181,87 15,44 44,33 51,86 34,83 65,98 163,13 297,97 18,02 17,52 31,93 84,35 22,06 17,49

855,56 34,39 36,67 225,41 77,91 377,26 657,62 1161,83 80,70 44,77 229,35 648,83 123,87 152,65

189,81 21,14 35,60 61,03 41,80 74,33 171,17 482,97 24,94 34,06 40,54 141,22 37,89 34,70

Tabla A.2. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las cuencas hidráulicas para los años de estudio.

Anexos - 2

Anexo A

Caracterización de los agentes

Primavera:

DUER EBRA EBRENH EBRERZ EBRFEC EBRFEN GDLQ GDNA HCHI JUCA SBEU SIL TAJO TEES TERE UFBG UFMI UFTA VIES

1998 µ σ 1519,87 344,94 88,17 38,57 472,39 111,46 317,95 65,46 276,42 74,97

1999 µ σ 1079,68 285,53 63,68 21,42 412,08 97,74 247,01 70,33 300,11 72,14

2000 µ σ 743,29 370,88 58,96 24,04 482,80 153,43 248,08 87,42 282,73 97,27

160,48 9,07 162,73 178,68 350,03 585,48 484,92 38,19 32,59 14,44 480,34 80,58 148,67

151,60 103,51 138,21 140,95 225,85 330,73 366,53 28,07 27,55 21,25 404,05 62,20 155,47

97,98 8,09 141,96 111,56 193,99 432,47 227,75 22,86 34,65 22,62 404,44 79,40 133,04

47,05 12,44 97,39 69,35 107,57 104,58 281,08 10,75 20,54 29,70 210,20 38,85 76,50

33,87 33,09 59,84 60,93 97,77 107,20 281,76 9,44 19,44 38,13 174,18 28,62 60,95

52,32 10,43 73,55 46,68 111,12 100,72 180,93 15,88 21,15 40,39 168,35 40,72 56,49

2001 µ σ 1104,83 565,68 59,14 22,68

2002 µ σ 817,98 422,94 53,16 23,21

2003 µ σ 1330,98 644,98 73,64 24,77

285,51

43,79

200,71

66,98

278,10

51,57

1047,97 138,74 57,80 122,52 126,91 240,14 461,80 619,55 42,08 34,22 15,54 385,41 88,15 117,32

152,11 46,58 49,01 59,18 44,77 135,53 174,78 270,83 8,48 17,86 30,11 202,18 34,56 55,59

729,75 116,76 34,26 119,77 71,68 117,27 268,93 362,92 34,56 33,03 32,28 211,96 72,85 63,55

193,45 39,49 40,60 48,31 43,88 53,86 131,57 218,60 23,10 21,26 40,90 119,89 25,35 32,19

1087,95 125,36 38,10 91,55 183,77 185,15 457,65 660,30 33,70 50,06 18,58 306,61 93,57 64,49

220,07 29,65 43,16 39,94 72,73 135,58 151,01 457,78 31,18 22,77 34,69 158,28 40,82 23,10

Tabla A.3. Parámetros de la distribución de la producción de primavera de las cuencas hidráulicas para los años de estudio.

Anexos - 3

Anexo A

Caracterización de los agentes

Verano:

µ DUER EBRA EBRENH EBRERZ EBRFEC EBRFEN GDLQ GDNA HCHI JUCA SBEU SIL TAJO TEES TERE UFBG UFMI UFTA VIES

1998 1999 2000 2001 2002 2003 σ µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 1294,20 289,12 643,87 297,87 776,78 330,67 663,74 278,65 382,02 175,00 690,95 430,52 81,39 20,47 69,38 20,78 56,51 20,30 67,49 21,13 50,38 21,02 63,38 22,59 342,72 92,99 356,51 87,33 175,84 57,45 151,93 63,76 106,36 46,88 154,41 68,14 114,40 54,80 133,51 46,44 123,23 40,50 152,70 57,78 556,40 182,61 592,69 182,60 601,68 155,15 601,10 189,27 144,60 59,90 120,54 61,29 87,77 49,69 111,41 47,83 96,90 43,10 102,09 42,67 9,73 12,82 40,05 30,36 25,76 18,00 50,05 44,64 48,15 47,10 67,33 44,24 47,86 28,97 61,52 31,08 47,44 27,52 68,89 29,03 59,96 28,80 59,68 28,04 203,80 68,81 126,49 43,74 94,55 31,29 153,35 61,54 80,59 47,69 204,37 69,78 95,46 47,99 185,38 85,72 130,58 88,80 120,35 87,66 113,33 77,70 146,62 85,14 432,83 89,11 447,93 137,92 335,73 142,04 266,21 108,71 147,54 102,16 262,23 129,85 511,68 205,48 109,44 113,00 491,75 268,54 269,02 225,84 100,59 110,79 403,31 277,10 30,18 8,42 36,47 10,64 37,18 11,45 28,07 15,52 19,38 16,13 28,79 18,92 37,07 24,99 25,33 15,19 35,48 10,83 41,53 14,24 44,77 18,07 44,60 20,63 41,51 45,65 17,38 32,09 15,08 29,83 14,31 25,37 35,83 49,12 28,51 43,24 162,16 56,13 235,45 88,30 237,45 82,41 313,72 79,36 182,98 99,34 214,34 95,59 61,74 31,38 63,65 28,06 80,43 23,53 79,74 20,92 62,06 29,80 71,51 23,58 47,72 17,86 16,62 8,14 21,09 12,58 55,92 19,60 40,64 20,42 61,23 21,63

Tabla A.4. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las cuencas hidráulicas para los años de estudio.

Anexos - 4

Anexo A

Caracterización de los agentes

Otoño:

DUER EBRA EBRENH EBRERZ EBRFEC EBRFEN GDLQ GDNA HCHI JUCA SBEU SIL TAJO TEES TERE UFBG UFMI UFTA VIES

1998 µ σ 610,89 401,61 88,25 20,65 344,30 103,18 133,71 64,84 134,21 58,40

1999 µ σ 993,88 340,93 59,60 22,47 433,52 112,44 158,85 67,00 213,54 51,95

29,17 19,16

13,08 29,25

23,24 6,07

127,36 117,50 150,40 194,46 197,14 9,21 33,67 46,72 210,89 32,20 95,39

54,80 60,98 82,98 88,29 206,33 9,50 20,13 53,90 110,31 18,09 40,73

206,74 60,73 327,64 551,37 585,34 23,23 33,73 43,68 547,14 29,85 120,19

2000 µ σ 1264,97 548,63 61,23 23,90

2001 µ σ 1138,57 423,69 63,18 30,79

2002 µ σ 631,27 472,85 56,68 38,58

2003 µ σ 1831,52 376,64 53,21 19,29

177,02

61,63

82,04

49,76

173,26

64,17

214,55

49,85

12,43 9,09

637,50 35,14 8,66

185,71 14,55 7,61

337,21 25,94 66,45

151,59 10,76 52,67

620,32 34,96 0,53

215,57 19,48 2,24

843,90 69,46 0,00

219,15 33,87 0,00

75,12 41,44 83,67 123,43 309,50 5,48 18,00 50,33 121,11 13,56 71,62

191,40 57,86 310,32 503,46 551,79 25,36 21,01 167,70 537,08 54,84 165,22

72,80 43,53 114,71 180,61 385,29 10,94 18,87 70,37 141,28 41,31 72,70

87,67 62,09 133,35 437,25 612,26 19,43 22,95 50,10 210,68 43,00 36,26

43,84 53,07 102,88 117,64 262,48 17,41 19,50 53,27 108,74 23,58 18,10

154,75 60,51 290,65 395,83 330,13 69,61 24,55 38,46 549,27 48,91 116,93

72,36 42,67 77,56 187,47 355,86 22,67 15,96 46,51 197,40 31,95 43,21

167,73 109,44 253,93 553,85 1049,14 60,86 67,83 38,26 433,81 106,63 110,92

71,98 58,77 122,23 149,02 425,65 30,83 31,31 51,32 209,57 43,12 55,24

Tabla A.5. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las cuencas hidráulicas para los años de estudio.

Anexos - 5

Anexo A

Caracterización de los agentes

Las ofertas que hace cada cuenca en el mercado de capacidad tienen carácter anual, por lo que es necesario truncar las distribuciones de producción estacional que se obtienen a una distribución anual. Por ello, en base a la estimación de las horas en las que las opciones de fiabilidad se activarán, se determina la probabilidad de que se produzca un momento crítico en una estación determinada: Estación Invierno Primavera Verano Otoño

Probabilidad 0,29757299 0,18712628 0,27787548 0,23742526

Tabla A.6. Probabilidad de período crítico según estaciones

En base a dichas probabilidades se ponderan las distribuciones de producción estacional de cada cuenca para obtener la distribución en base a la cual se determinan las ofertas que cada cuenca hará en el mercado. Las distribuciones de probabilidad usadas para simulación estacional de la producción de cada cuenca y aquélla que será usada para determinar la oferta que realizarán al mercado, vienen dadas según los siguientes parámetros: Invierno Primavera Verano Otoño Anual µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ DUER 1471,45 393,04 1099,44 456,97 741,92 309,65 1078,52 432,72 1105,83 197,36 EBRA 83,86 29,33 66,12 26,43 64,75 21,06 63,69 26,80 70,44 13,24 EBRENH 419,99 103,90 455,76 123,18 349,62 90,20 388,91 107,91 399,75 52,65 EBRERZ 136,33 55,14 262,89 65,75 139,41 56,81 156,57 59,96 165,68 29,54 EBRFEC 193,86 43,67 286,42 58,14 137,97 28,81 173,88 31,91 190,91 20,22 EBRFEN 731,08 188,70 955,23 190,61 587,97 205,41 609,73 225,07 704,44 102,66 GDLQ 72,27 38,35 131,82 42,24 110,55 51,29 36,32 19,06 85,51 20,40 GDNA 50,99 45,84 41,80 34,81 40,18 35,54 16,81 25,08 38,15 19,01 HCHI 167,42 58,30 129,46 65,71 57,56 28,93 155,94 66,19 127,06 27,63 JUCA 87,95 48,02 135,59 57,62 143,86 55,61 78,02 50,70 110,04 26,54 SBEU 268,58 88,82 218,74 110,40 131,95 80,11 244,38 98,81 215,54 46,60 SIL 490,13 138,63 422,84 131,17 315,41 119,90 439,37 145,40 416,94 67,87 TAJO 800,56 316,80 453,66 294,91 314,30 211,02 554,30 332,55 542,06 146,99 TEES 38,20 18,00 33,24 18,42 30,01 13,99 34,62 18,29 34,14 8,63 TERE 31,16 22,07 35,35 20,56 38,13 17,92 33,96 21,22 34,55 10,40 UFBG 166,50 40,00 20,78 35,94 25,44 38,58 64,15 54,81 75,73 21,71 UFMI 434,92 131,98 365,47 174,72 224,35 84,70 414,81 153,57 358,64 67,04 UFTA 89,41 28,99 79,46 35,33 69,85 26,48 52,57 30,70 73,37 15,01 VIES 117,98 44,92 113,76 53,88 40,54 17,38 107,49 53,73 93,18 21,60 Tabla A.7. Parámetros de la distribución de la producción de las cuencas hidráulicas anual y según estaciones.

Anexos - 6

Anexo A

Caracterización de los agentes

• Centrales de Bombeo: Unidad de Oferta AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

Descripción C.H. AGUAYO GENERACION C.H. GUILLENA GENERACION C.H. IP GENERACION C.H. MORALETS GENERACION C.H. LA MUELA TURBINACION UGH. ESTANG. SALLENTE TURB. C.H. TAJO ENCANTADA GENERACION C.H. BOLARQUE GENERACION

Tipo BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION) BOMBEO PURO (GENERACION)

Tabla A.8. Centrales de Bombeo.

Al igual que en el caso de las cuencas hidráulicas, para la determinación de cada central de bombeo, se ha hecho un estudio probabilístico de las producciones de cada generador en los períodos de mayor demanda reduciéndolas a una distribución normal, distinguiendo según la estación del año en que se encuentre. Se obtienen las distribuciones normales para cada estación que vienen determinadas por los siguientes parámetros:

AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

Invierno Primavera Verano Otoño Anual µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 95,75 88,04 88,38 79,69 103,4 79,87 108,5 90,03 99,52 43,11 33,09 41,36 28,6 34,91 35,47 35,52 34,03 42,36 33,13 19,82 13,45 19,93 13,89 20,35 10,4 17,2 12,54 20,03 12,47 9,755 82,01 74,27 62,91 62,92 69,74 68,07 75,16 69,25 73,4 35,43 181,9 165,3 153,7 129,8 199,6 145 177,6 171 180,5 79,25 76,95 80,29 61,04 68,21 77,36 70,07 83,13 82,71 75,55 38,71 68,91 70,67 55,94 59,01 71,73 61,63 70,38 71,72 67,62 33,88 29,78 44,89 20,78 35,94 25,44 38,58 44,49 51,35 30,38 22,07

Tabla A.9. Parámetros de la distribución de la producción de las centrales de bombeo anual y según estaciones.

La distribución anual según la cual realizar ofertas en el mercado de capacidad se obtiene al igual que en el caso anterior, según la probabilidad de activar una opción según la estación del año.

Anexos - 7

Anexo A

Caracterización de los agentes

Invierno:

µ AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

1998 1999 2000 2001 2002 2003 σ µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 61,99 89,66 90,81 89,78 87,61 76,46 99,14 95,20 107,02 87,21 127,93 88,82 15,89 33,84 29,44 42,33 34,47 48,14 34,39 37,14 47,65 48,63 36,67 35,60 10,63 19,78 9,80 15,19 19,20 23,18 12,42 21,18 12,59 18,18 16,08 21,11 46,28 67,29 80,07 77,82 104,16 75,93 97,51 75,61 74,42 121,75 165,41 144,01 152,52 149,75 149,44 138,51 352,44 218,77 197,20 197,17 28,85 53,78 68,40 94,31 93,65 89,12 88,64 80,32 86,89 74,11 95,31 83,72 37,94 64,30 53,01 68,03 55,77 57,35 82,55 75,00 97,99 84,84 86,19 71,37 11,70 30,01 27,18 44,86 33,75 46,43 39,74 50,34 33,72 46,71 32,62 48,01

Tabla A.10. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las centrales de bombeo para los años de estudio.

Primavera:

µ AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

1998 1999 2000 2001 2002 2003 σ µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 34,17 59,77 64,49 71,90 112,83 97,18 94,43 95,52 102,57 72,82 121,79 74,07 13,71 23,98 22,31 32,67 28,12 34,76 37,97 41,78 36,18 41,47 33,32 31,59 7,17 13,25 12,56 20,36 15,66 22,67 16,00 23,19 13,91 19,74 18,02 21,31 49,62 70,13 63,60 59,67 87,69 71,36 50,72 47,58 66,92 86,65 119,89 109,23 139,31 133,72 92,70 94,49 312,86 171,00 190,45 160,08 16,27 41,99 44,47 62,56 65,74 68,43 86,57 83,43 77,33 80,43 75,87 64,27 23,88 46,91 31,45 54,80 65,60 61,16 69,19 61,56 76,63 72,35 68,93 54,12 14,44 29,70 21,25 38,13 22,62 40,39 15,54 30,11 32,28 40,90 18,58 34,69

Tabla A.11. Parámetros de la distribución de la producción de primavera de las centrales de bombeo para los años de estudio.

Anexos - 8

Anexo A

Caracterización de los agentes

Verano: 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 54,98 67,52 72,64 73,36 67,72 89,23 98,72 84,96 156,61 81,81 169,78 80,40 27,93 27,45 30,98 33,55 34,07 38,86 41,75 41,46 35,54 37,27 42,57 32,74 10,04 12,89 14,72 19,95 7,55 17,97 12,86 19,41 8,10 16,45 9,15 15,53 51,62 70,80 87,64 71,97 70,62 68,95 69,08 59,89 81,66 82,20 109,08 118,08 171,42 121,79 169,22 147,86 361,03 192,03 305,19 178,48 33,23 55,33 70,26 73,57 64,38 58,68 117,25 79,94 98,03 82,80 80,98 65,52 47,00 56,57 45,82 66,47 70,10 63,01 98,76 65,79 91,22 67,54 77,50 48,09 41,51 45,65 17,38 32,09 15,08 29,83 14,31 25,37 35,83 49,12 28,51 43,24

AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

Tabla A.12. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las centrales de bombeo para los años de estudio.

Otoño:

µ AGUG GUIG IPG MLTG MUEL SLTG TJEG UFBG

1998 1999 2000 2001 2002 2003 σ µ σ µ σ µ σ µ σ µ σ 79,66 94,69 82,49 81,08 100,16 95,60 111,80 97,94 132,26 85,75 144,46 83,68 29,32 42,13 31,80 42,68 28,97 41,27 52,28 56,01 31,26 35,95 30,54 32,21 12,19 19,42 14,68 20,95 9,49 20,02 22,38 27,47 8,43 14,48 8,08 15,06 91,55 82,15 106,37 75,74 35,95 48,75 66,78 65,73 120,90 137,47 119,55 144,49 239,22 182,39 239,51 207,87 213,40 188,13 132,81 154,39 69,01 97,37 92,70 93,49 71,56 74,05 94,54 80,13 94,11 79,21 76,86 68,13 53,62 76,60 52,06 62,88 68,75 69,42 115,64 92,34 73,72 67,24 58,50 56,35 46,72 53,90 43,68 50,33 49,71 52,42 50,10 53,27 38,46 46,51 38,26 51,32

Tabla A.13. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las centrales de bombeo para los años de estudio.

Anexos - 9

Anexo A

Caracterización de los agentes

• Centrales térmicas: Las centrales térmicas se modelan en base a su potencia nominal, la cual se estima que tendrán disponible en su totalidad excepto en el caso de incurrir en una avería, en cuyo caso, el total de dicha potencia estará indisponible. Así el otro parámetro que define a una central térmica es su tasa de fallos/año o su índice de averías, que se muestra como un porcentaje del tiempo que la central ha estado averiada frente al tiempo que ha estado disponible en la red. Estos datos se han obtenido del Informe Anual del Sistema Eléctrico elaborado por REE. En concreto, cada año determinan dicho índice de averías, por ello, mediante una distribución normal obtenida de los índices de averías que se han determinado cada año, se simulará la tasa de fallos de cada central para el escenario determinado y a continuación se realizará otro simulación para determinar si la central resulta indisponible en dicho escenario. Las centrales que se han tenido en cuenta son las que estarían disponibles en el 2004: Índice de averías Central Aboño1 Aboño2 Anllares Compostilla1 Compostilla2 Compostilla3 Compostilla4 Compostilla5 Guardo1 Guardo2 Lada3 Lada4 Narcea1 Narcea2 Narcea3 Puertollano Puentenuevo3 La Robla1 La Robla2 Soto de Ribera1 Soto de Ribera2 Soto de Ribera3

Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ 360 2,70 2,20 1,70 1,2 0,7 0,2 0,70 0,41 556 1,07 1,72 2,37 4,5 0,7 5,8 3,67 2,16 365 0,27 0,33 0,93 2,4 0,4 3,6 2,13 1,32 141 17,3 1,3 6,2 81,5 100 0 60,50 43,44 141 14,10 8,60 3,10 2,7 7,3 13,7 7,90 4,51 330 3,47 3,52 3,57 3,1 4,7 3,2 3,67 0,73 350 1,47 0,57 0,33 2 0,6 3,8 2,13 1,31 350 6,87 4,37 1,87 1,4 1,6 6,4 3,13 2,31 155 16,57 14,72 12,87 6,8 17,6 3,1 9,17 6,15 361 16,63 13,98 11,33 10,3 2,8 5 6,03 3,15 155 17,3 1,3 6,2 17,2 10,5 8,6 12,10 3,69 358 10,33 12,18 14,03 20,6 8,3 24,3 17,73 6,84 65 2,83 2,23 1,63 1,2 0,1 0 0,43 0,54 166 14,67 12,47 10,27 9,4 3,2 5 5,87 2,60 364 10,53 6,63 2,73 2,7 2 10,5 5,07 3,85 221 8,27 9,62 10,97 16,9 4,5 19,6 13,67 6,57 324 7,83 8,28 8,73 9,3 9,4 10,2 9,63 0,40 284 3,60 3,45 3,30 4,2 0,9 3,9 3,00 1,49 371 1,03 1,58 2,13 3,6 1,4 4,7 3,23 1,37 67 3,67 3,87 4,07 6,5 0 6,9 4,47 3,16 254 1,43 1,48 1,53 1,6 1,6 1,7 1,63 0,05 350 0,17 0,82 1,47 2,1 2,8 3,4 2,77 0,53 Tabla A.14. Centrales térmicas de carbón: Hulla + Antracita

Anexos - 10

Anexo A

Caracterización de los agentes

Índice de averías Central Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ Los Barrios 568 2,27 3,62 4,97 7,1 6,1 9,8 7,67 1,56 Litoral de Almería1 577 5,77 5,82 5,87 6,9 4 7 5,97 1,39 Litoral de Almería2 582 8,20 7,60 7,00 8,7 1,2 7,5 5,80 3,29 Pasajes 217 5,07 4,67 4,27 3,7 3,8 2,9 3,47 0,40 Tabla A.15. Centrales térmicas de carbón: Carbón Importado

Central Cercs Escucha Escatrón Teruel1 Teruel2 Teruel3

Índice de averías Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ 160 10,53 6,63 2,73 16,3 7,4 0,7 8,13 6,39 160 12,87 6,8 17,6 17,3 1,3 6,2 8,27 6,69 80 3,62 4,97 7,1 32,5 32,9 37,1 34,17 2,08 368 3,73 3,48 3,23 2,8 3,1 2,3 2,73 0,33 368 0,30 0,50 1,30 3 1,1 4,6 2,90 1,43 366 6,07 5,77 5,47 2,3 10,6 1,7 4,87 4,06 Tabla A.16. Centrales térmicas de carbón: Lignito negro

Central Meirama Puentes1 Puentes2 Puentes3 Puentes4

Índice de averías Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ 563 2,67 2,42 2,17 2,2 1,1 1,7 1,67 0,45 369 4,13 3,63 3,13 2,2 3 1,2 2,13 0,74 366 18,10 12,25 6,40 1,7 0,8 13,4 5,30 5,74 366 1,03 1,08 1,13 1 1,6 1,1 1,23 0,26 367 0,37 0,67 0,97 1,7 0,7 2,3 1,57 0,66 Tabla A.17. Centrales térmicas de carbón: Lignito pardo Índice de averías

Central Aceca1 Aceca2 Algeciras1 Algeciras2 Besós2 Castellón1 Castellón2 C.Colón2 C.Colón3 Escombreras4 Escombreras5 Foix GICC (Elcogás) Sabón1 Sabón2 San Adrián1 San Adrián2 San Adrián3 Santurce1 Santurce2

Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ 314 2,57 2,12 1,67 1,5 0,2 0,6 0,77 0,54 314 0,27 0,52 0,77 0,8 1,7 1,3 1,27 0,37 220 19,37 17,3 1,3 17,4 4,3 4,5 8,73 6,13 533 17,3 1,3 6,2 20,5 8,3 5 11,27 6,67 300 10,8 7,3 16,8 28 0,2 95 41,07 39,79 542 100,00 100,00 100,00 100 100 100 100,00 0,00 542 3,1 6,8 6 16,5 3,6 3,1 7,73 6,20 148 4,80 5,20 5,60 6 6,4 6,8 6,40 0,33 160 7,9 1 29,50 23 8,5 6 12,50 7,49 289 19,40 17,05 14,70 15 4,7 10,3 10,00 4,21 289 42,07 34,02 25,97 19,5 6,7 3,4 9,87 6,94 520 7,8 39,1 2,30 78,2 1,7 4,6 28,17 35,40 320 0,37 2,63 5,63 10,8 7,3 16,8 11,63 3,92 120 2,27 1,82 1,37 1 0,3 0,1 0,47 0,39 350 5,60 3,45 1,30 2 0,7 6,3 3,00 2,39 350 0,8 3,6 7,3 32,6 0,8 3,6 12,33 14,38 350 10,87 29,97 49,07 61,8 100 100 87,27 18,01 350 4,7 6,7 1,7 25,6 1,6 1 9,40 11,46 377 1,7 4,3 8,3 21,4 7,9 1 10,10 8,47 542 3,1 6,8 6 16,9 7,3 5,6 9,93 4,97 Tabla A.18. Centrales térmicas de fuel/gas

Anexos - 11

Anexo A

Caracterización de los agentes

Índice de averías Potencia Central Nominal 1998 Arcos1 387 Arcos2 387 Arrúbal1 390 Arrúbal2 390 Bahía Bizkaia 800 Besós3 400 Besós4 400 Campo de Gibraltar1 385 Campo de Gibraltar2 404 Castejón1 400 Castejón2 400 Castellón3 800 Palos1 377 Palos2 377 San Roque1 397 San Roque2 402 Santurce4 382 Tarragona Endesa 400 Tarragona Power 407

1999

2000

2001

2002

8,9 12,8

1,6 0,1

5,6 12,4

0,2 0 0,2

3,6 2 6,5

5 11,7 0 0

2003 0 0,3 0 0,1 6,3 1,6 1,2 8,3 6,8 1,6 2,2 7 0,1 0 0,5 3,6 0 5,5 7,2

µ

σ 0,00 0,30 0,00 0,10 3,25 3,50 4,73 8,30 6,80 2,27 2,10 4,53 0,10 0,00 3,70 9,23 0,00 2,75 7,20

0,00 0,00 0,00 0,00 3,05 3,87 5,72 0,00 0,00 0,94 0,10 3,14 0,00 0,00 2,28 3,99 0,00 2,75 0,00

Tabla A.19. Centrales térmicas de ciclo combinado

Índice de averías Central Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes Garoña José Cabrera Trillo I Vandellós II

Potencia Nominal 1998 1999 2000 2001 2002 2003 µ σ 974 0,77 0,62 0,47 0,4 0 0,1 0,17 0,17 983 0,37 0,03 0,43 0 2,9 0,8 1,23 1,22 1.028 1,00 0,80 0,60 0,5 0 0,1 0,20 0,22 1.027 2,5 1,9 1,30 0,7 0,1 8,6 3,13 3,87 1.085 1,20 0,30 0,60 1,7 2 3,5 2,40 0,79 160 1,00 0,90 0,80 0,6 0,8 0,4 0,60 0,16 466 0,83 0,77 6,67 5,3 0 0,6 1,97 2,37 1.066 1,73 1,08 0,43 0,1 1,1 1,4 0,87 0,56 1.087 0,30 2,85 1,50 0,3 0,3 3 1,20 1,27 Tabla A.20. Centrales térmicas nucleares

Anexos - 12

Anexo A

Caracterización de los agentes

• Cogeneración: Se plantea como más adecuada la opción de tratar a la cogeneración de la misma manera que a las centrales térmicas, sin embargo, la falta de datos en este tipo de generadores, ha hecho necesario que sea necesario determinar la producción de dichos generadores mediante la producción histórica a lo largo del año. Las Unidades de oferta sobre las que se ha trabajado son las siguientes. Unidad de Oferta APEND01 APEV01 APHC01 APIB01 APUF01

Descripción AUTOPRODUCTOR ENDESA AUTOPRODUCTOR VIESGO AUTPRODUCTOR HIDROCANTÁBRICO AUTOPRODUCTOR IBERDROLA AUTOPRODUCTOR UNION FENOSA

Tipo AUTOPRODUCTOR AUTOPRODUCTOR AUTOPRODUCTOR AUTOPRODUCTOR AUTOPRODUCTOR

Tabla A.21. Autoproductores.

Estos generadores corresponden a los autoproductores, no se ha tenido en cuenta por el contrario la cogeneración que está adscrita bajo tarifa de régimen especial en el mercado de capacidad, entre otras cosas por la escasez de datos históricos sobre los que trabajar. Sí se ha modelado en las simulaciones restándola a la demanda que se tiene que abastecer. El valor que se ha tomado de referencia es la suma de las potencias nominales de estos generadores que según los datos con los que se cuenta, ascienden a 983 MW, se ha supuesto que está potencia era constante a lo largo del año, no se han tenido en cuenta los períodos improductivos por vacaciones ni tampoco las variaciones en la producción según se trate de un turno nocturno o diurno. Es por ello, que en las simulaciones se ha aceptado una disminución del 10% en dicha potencia total para modelar estos contratiempos. Se ha observado que la potencia de la cogeneración en los períodos críticos del sistema resulta bastante constante y por tanto tiene una varianza muy baja. En concreto, los resultados obtenidos han sido: 1998 σ

µ APEND01 APEV01 APHC01 APIB01 APUF01

152,52 21,37 652,27 411,76

µ APEND01 APEV01 APHC01 APIB01 APUF01

µ 22,07 1,33 54,74 87,37

2002 σ 1647,28 334,77 33,26 1453,08 970,56

1999 Σ 189,64 24,08 813,05 589,23

149,47 57,07 5,88 213,51 146,88

2000 σ

µ 19,89 2,63 62,15 92,25

185,85 46,45 1113,20 728,28

2003 Μ σ 1567,42 290,21 28,05 1668,94 920,67

µ 23,41 5,30 69,51 130,36

µ 183,04 83,21 5,70 292,38 150,29

2001 σ 289,53 42,43 1358,52 804,27

13,49 3,64 78,01 140,11

Promedio σ 1607,35 167,10 240,42 44,34 32,60 4,42 1176,51 157,51 737,46 127,10

Tabla A.22. Distribución de la producción de los autoproductores para diversos años y promedio de ellos.

Anexos - 13

Anexo A

Caracterización de los agentes

• Parques eólicos: Sólo se han tenido en cuenta en las distintas simulaciones realizadas, restándolas de la demanda simulada. El valor de la producción eólica es muy bajo en los períodos críticos del sistema, tal como se ha explicado anteriormente. En concreto, en el presente proyecto se ha determinado que la producción eólica se distribuya según una función de distribución tipo Weibull, dado que la velocidad del viento suele distribuirse según esta función también. La función Weibull tiene función de densidad tal que:

f (x) = αβα xα-1e-(βx)· 1E+α

x>0

Donde el parámetro α es un parámetro de forma. Si dicho parámetro toma el valor 3.6 la distribución es muy parecida a una Normal. Por ello se ha elegido un valor de 4, que hace que la distribución sea más asimétrica a la izquierda, es decir, que existe mayor probabilidad de obtener valores cercanos al 0, distribuyéndose el resto de valores asintóticamente. A partir del valor de la media de dicha distribución, obtenemos el valor del parámetro β. Donde la media es: µ

= 1/(αβ) Γ (1/α)

Al ser α = 4; Γ (1/α) = Γ (0.25) = 3.62561 Si determinamos que la media de la producción eólica para el 2004 en los períodos de punta del sistema es un 3.8 % de la demanda total y que la punta de demanda de dicho año es 37.640 entonces β = 1296.6

Anexos - 14

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

Anexo B Modelado de la función de utilidad de la Garantía de Potencia Para obtener la curva de Utilidad Marginal que va actuar de demanda en el mercado de capacidad, es necesario antes obtener los Costes de Explotación Esperados en función de la capacidad contratada. Para obtener los Costes de Explotación Esperados es necesario realizar una serie de simulaciones en distintos escenarios representativos del sistema y calcular el Coste Total de Explotación de cada escenario, que en el caso de la Garantía de Potencia consiste solamente en el coste derivado de la Energía No Suministrada. La programación de la herramienta de simulación se ha desarrollado en MATLAB. En este anexo se pretende explicar el proceso de simulación, la generación de números aleatorios y los resultados obtenidos de ella.

Anexos - 15

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

B.1. Simulación de escenarios: La simulación se ha desarrollado según el método de Monte Carlo. Éste se caracteriza por la aleatoriedad que se obtiene en las simulaciones, lo que hacen de éstas que se acerquen a la realidad y de esta forma conseguir fiabilidad en el método. En cada escenario es necesario dar un valor a cada elemento del sistema eléctrico. Estos valores se obtienen por medio de un generador de números aleatorios de una U (0,1) y a partir de estos se pueden simular otras distribuciones, como la Normal o la Weibull. De los diversos agentes que se han caracterizado, hay algunos que son independientes del tipo de escenario en que nos encontremos: •

El índice de avería de las centrales térmicas (y de cogeneración si se conocen dichos datos).

•

La producción de los cogeneradores y autoproductores.

•

La producción eólica.

Por el contrario, las variables que dependen del escenario en que nos encontremos y más en concreto para el caso que se propone, dependen de la estación en la que nos encontremos. Estas variables son: •

La demanda del escenario.

•

La producción hidráulica.

•

La producción del bombeo.

Por ello el proceso de simulación en nuevo escenario consiste en: 1. Determinar la estación del escenario en la que nos encontramos: Esta determinación se ha realizado en base a la probabilidad que se ha estimado que cada estación tendrá de que se entre en períodos críticos. Para ello, es necesario estimar y predecir el precio del mercado eléctrico y las horas en las que éste va a ser mayor que el precio umbral y obtener la proporción de horas que se activan las opciones de fiabilidad en cada estación respecto al total. Se obtiene por tanto: Estación Invierno Primavera Verano Otoño

Probabilidad 0,29757299 0,18712628 0,27787548 0,23742526

Tabla B.1. Probabilidad de período crítico según estaciones

Anexos - 16

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

2. Determinar la producción hidráulica y del bombeo en dicho escenario. Esto se obtiene mediante la generación de valores una N (0,1) y a partir de éstos obtener la producción:

Z (µ, σ) = µ + N (0,1) * σ Donde µ es la media de la distribución Normal que se ha obtenido de la muestra de datos históricos con la que se ha trabajado y σ es la desviación típica de la misma distribución. 3. Generar los valores de las variables que no dependen del escenario: 4. Determinar la tasa de avería de la central en dicho escenario, generando valores de una N (0,1) y obteniendo dicha tasa. 5. Determinar la disponibilidad de la central en el escenario determinando a partir de los valores generados por una U (0,1) y el índice de avería de la central determinado anteriormente. 6. Determinar la producción de los autoproductores en dicho escenario, generando valores de una N (0,1) y obteniendo su producción. 7. Determinando la producción eólica, generando valores de una Wb (4,1296). Una vez simulados los estados de todos los agentes caracterizados, es necesario determinar la potencia no suministrada según el nivel de capacidad contratado. Por ello, se parte de la curva de oferta estimada, dado que dicha curva contiene en orden cada oferta de los generadores según la fiabilidad asociada a la capacidad ofertada. Se va avanzando en tramos de 50 MW a lo largo de esta curva, determinando la potencia no disponible. Ésta se determinará como la demanda simulada en el escenario determinado más la potencia contratada que ha resultado indisponible menos la potencia contratada que sí ha resultado disponible. Así hasta que se recorre el total de la curva de oferta. Posteriormente, una vez simulado el número de escenarios deseados y tras haber obtenido los Cotes Totales de Explotación para cada escenario en función de la capacidad contratada, se realiza una ponderación de dichos costes obteniendo la función de Costes de Explotación Esperados. El siguiente paso consiste en determinar la función de Utilidad, la cual se obtiene, para un determinado nivel de capacidad contratado, como la diferencia entre el Coste de Explotación Esperado para dicha capacidad y el Coste de Explotación Esperado con un nivel de capacidad contratada nulo. La Utilidad Marginal se obtiene derivando la función de Utilidad respecto a la potencia contratada, lo cual se desarrolla dividiendo la variación en la función de Utilidad entre la variación de la capacidad contratada, lo cual para pasos cortos de

Anexos - 17

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

potencia contratada como son 50 MW en comparación la demanda total, se aproxima a la derivada de la función de Utilidad.

B.2. Generadores de números aleatorios: Los números pseudoaleatorios son tan importantes que su generación no se puede dejar al azar. Los números realmente aleatorios son aquellos que se determinan por métodos físicos, como es el método de la ruleta. Como su implementación en ordenador es complicada, por ello surgen los métodos de generación de números pseudoaleatorios: •

El método de los cuadrados medios: De un número elegido al azar con un número de cifras pares, se obtiene su cuadrado y se toman las cifras centrales,

•

Método de Lehmer: A un número elegido al azar se le multiplica por otro y al resultado se le quita el mismo número de cifras a la izquierda que el número por el que se multiplicó.

•

Métodos congruenciales: Basados en los números congruentes, es decir aquellos números que al ser divididos por otro (el módulo) dan el mismo resto. Consiste en, partiendo de un número xn que es la semilla de la sucesión. Se obtiene otro yn = axn + b de forma que al dividirlo por otro número m se obtiene como resto xn+1 de manera que (axn + b) y xn+1 son congruenciales de módulo m, es decir al dividirlos por m resulta el mismo resto. El ciclo no repetitivo máximo que se puede obtener tiene una longitud igual a m. Los generadores han de cumplir uniformidad e independencia de valores. Éste es el generador de números aleatorios para una U (0,1) utilizado, donde los parámetros que se han tomado ha sido: m = 281 -1 y a = 16807 obteniéndose un generador de aleatorios rápido y sin peligro de desbordamiento de memoria.

B.2.1. Generador de valores de una distribución Normal: Gran parte de las distribuciones usadas en el proyecto son distribuciones normales. Para simular valores que pertenezcan a una distribución N (µ, σ), donde µ es la media de la distribución Normal y σ es la desviación típica, basta con saber generar valores de una N (0,1) y posteriormente se obtienen los valores de la N (µ, σ) como: Anexos - 18

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

N (µ, σ) = µ + N (0,1) * σ Existen varios métodos Para generar valores de una N (0,1): •

Método del teorema central del límite: Se basa en que la suma de un elevado número de variables aleatorias tiende a una distribución N (µ,

σ). Por ello, si se obtiene una serie de número ui de una distribución uniforme U (0,1) con media µ = ½ y desviación típica σ = según la siguiente expresión se obtendrá un valor perteneciente a una N (0,1)

•

Método de Box-Müller: Se basa en la transformación de variables aleatorias según la cual se generan dos números aleatorios procedentes de una U (0,1) y se obtienen otros dos números que son variables aleatorias independientes, distribuidas según una N (0,1) mediante:

•

Método polar de Marsaglia: Es una variante del método de Box-Müller pero introduce además un paso de rechazo. Por ello es el método usado en el proyecto. Genera valores aleatorios dentro del cuadrado (-1,1) x (1,1) y se aceptan si el punto representado por una pareja de números aleatorios está dentro del círculo unidad. El algoritmo consiste en:

B.2.2. Generador de valores de una distribución Weibull: Los valores de una distribución Weibull de parámetros α y β se pueden obtener mediante el método de la transformada inversa. A partir de la función de densidad:

f (x) = αβα xα-1e-(βx)·1E+α x>0 Anexos - 19

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

La función de distribución que se obtienes inmediata: F(x) = 1 - e-(βx) · 1E+α Por tanto, a partir de un valor aleatorio que sigue una U (0,1), podemos obtener un valor procedente de una Wb (α, β) mediante: x = 1/β [-Ln(u)]1/α Donde u es el valor aleatorio uniforme.

B.3. Análisis de los resultados: Se procede al estudio de los resultados obtenidos.

B.3.1. Curva de Oferta: Una vez que se han caracterizado los agentes del mercado y la capacidad que puede ofertar cada uno. El nivel de fiabilidad asociado se obtiene para cada generador: •

Centrales térmicas: Se define la fiabilidad como la inversa del índice de avería. Si el índice de averías o tasa de fallo es λ, expresada ésta en tanto por ciento, la fiabilidad será (100 - λ). Se tomará como valor de tasa de fallo la media de las tasas de fallo obtenidas históricamente. En este caso, los datos de fiabilidad se pueden falsear en el caso de que haya un año en que se haya incurrido en un período largo de avería cuando no suele ser normal.

•

Cuencas hidráulicas convencionales: A partir de la distribución Normal cuyos parámetros se obtienen de la base de datos con la producción en los períodos de mayor demanda del sistema, podemos determinar por medio de análisis probabilístico aquélla producción mínima que cada cuenca tendrá disponible con una probabilidad determinada. En concreto se ha propuesto determinar la capacidad con una fiabilidad asociada del 100, 99, 97.5, 95, 90, 85, 75, 60, 40, y 20 %. Para determinar la distribución de probabilidad de la producción de las cuencas hidráulicas se puede determinarla directamente a partir de la producción anual en las horas de más demanda del sistema o a través de la distribución de probabilidad estacional, ponderada según la probabilidad de incurrencia en momento crítico en dicha estación.

•

Centrales de Bombeo: Se plantea el mismo desarrollo de las centrales hidráulicas convencionales.

•

Autoproductores: Se cuenta con la distribución de probabilidad de la producción anual de éstos. Se obtiene la producción asociada al nivel de

Anexos - 20

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

fiabilidad determinado al igual que el caso anterior según: 100, 99, 97.5, 95, 90, 85, 75, 60, 40, y 20 % de fiabilidad. Se obtiene la siguiente curva de oferta según el nivel de fiabilidad: Oferta agregada 120

Fiabilidad (%).

100 80 60 40 20 0 0

10 20 30 40 Capacidad ofertada (miles de MW)

50

Fig. B.1. Capacidad Ofertada según fiabilidad asociada

Finalmente, se ha observado que en el caso de las cuencas hidráulicas y de bombeo, debido a la alta varianza que presentan sus producciones en los períodos de mayor demanda del sistema, resulta que la capacidad que éstas pueden presentar con una fiabilidad elevada resulta estadísticamente que es igual a cero. Aquí se descubre la dificultad de modelar el sistema, pues la alta aleatoriedad en la producción hidráulica no impide que ésta tenga una capacidad mínima disponible par los momentos en que las opciones de fiabilidad puedan ser activadas. El problema de tener que determinar una distribución de probabilidad de la producción anual de las centrales hidráulicas hace que a la hora de simular según escenarios estacionarios, se obtengan mayores desvíos que en la producción térmica, al ser distintas la distribución anual de la propia de la estación. Esta pérdida de concordancia entre el modelo y la realidad hace que se esperen unos Costes de Explotación muy distintos de los que realmente se pueden obtener. Por ello, la correcta modelización de las cuencas hidráulicas ayudará a determinar una mejor función de Utilidad Marginal, consiguiéndose realmente maximizar el beneficio social que se obtiene al contratar un cierto nivel de capacidad.

B.3.2. Análisis de Sensibilidad Se estudia cómo varía el resultado del mercado de capacidad propuesto según la variación de los valores de los parámetros que modelan el mercado.

Anexos - 21

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

B.3.2.1. Sensibilidad al Coste de Energía No Suministrada: Se obtiene la Utilidad Marginal para distintos valores de Coste de Energía No Suministrada. Para 1500, 1400 y 1000 euros/MW indisponible. Se obtiene: Utilidad Marginal según distintos Costes de ENS 2500

Precio (€/MW)

2000 1500 1000 500 0 0

10000

20000

30000

40000

50000

-500 Capacidad Contratada (MW) C = 1500

C = 2000

C = 1000

C = 500

Oferta

Fig B.2. Utilidad Marginal según distintos costes de ENS

Los resultados que se obtienen son claros, según disminuye el Cote de ENS, el cual es determinado por el Regulador, valorando la Utilidad de la electricidad que perciben los consumidores, también disminuye la Utilidad Marginal, dado que ésta representa el máximo precio que la demanda estaría dispuesta por aumentar su capacidad contratada. Si el Coste de ENS es bajo, significa que el deslastre de cargas es algo esperado y por ello, el nivel de capacidad contratado es incluso menor que la punta máxima del año. En este caso, se observa que al maximizar el beneficio social que se obtiene por garantizar una cierta demanda, no se evitan deslastres de carga, si resultan rentables en comparación con el coste de garantizar un cierto nivel de capacidad, estos sucederán. Es por ello, que la determinación de un coste de ENS adecuado al sistema y a la demanda es fundamental. Vemos también que aunque se tuviera el mismo sistema eléctrico, no se obtendrían los mismos resultados aplicando este método en España, que en Senegal, que en Escandinavia, dado que el Coste de ENS es muy distinto en cada lugar pues se tiene una concepción distinta del deslastre de cargas y del coste asociado a él para la población. En concreto, la casación del Mercado para los distintos costes de ENS: Coste de ENS Capacidad Contratada Precio 1000 33053 875 1400 37547 909,75 1500 37924 911,365 2000 39282 941,83 Tabla B.2. Casación del Mercado para distintos Costes de ENS

Anexos - 22

Anexo B

Modelado de la Función de Utilidad de la Garantía de Potencia

B.3.2.2.

Sensibilidad a la Penalización:

En el caso de la penalización, se observa que la curva de oferta es menos sensible a cambios en dicho parámetro. Esto es como consecuencia de que la gran parte de la capacidad que se oferta tiene un elevado nivel de fiabilidad. En el proyecto se propone que con el fin de garantizar una fiabilidad mínima en el sistema se estime así la penalización. Si el Operador del Sistema requiere una alta fiabilidad en el generador marginal del mercado de capacidad, será necesario imponer una penalización muy elevada, lo cual provocaría que el riesgo a incurrir en una penalización será muy elevado y se desincentivaría a los generadores fiables a ofertar en el mercado por miedo a dicha penalización. Por tanto, el Operador del Sistema puede determinar una penalización por otro método o bien, imponiendo un nivel de fiabilidad adecuado al sistema pero que vaya aumentando progresivamente en sucesivos períodos, de manera que se incentiva poco a poco a la nueva inversión de centrales con altos niveles de fiabilidad. Se muestran curvas de oferta resultantes para distintas penalizaciones: Oferta según distintas penalizaciones 3000

Precio (€/MW)

2500 2000 1500 1000 500 0 -500

0

10000

20000

30000

40000

50000

Capacidad Contratada (MW) pen = 100 pen = 2000

pen = 1000 Utilidad Marginal

pen = 1615

Fig B.3. Curvas de Oferta según distintas Penalizaciones

Se observa que el verdadero efecto de la penalización en las curvas de oferta se hace patente para niveles de fiabilidad reducidos. En estos casos, una penalización elevada hace que el coste de las ofertas realizadas al mercado sea realmente sensible a dicho valor. La casación del mercado resultante según la penalización impuesta para una Utilidad Marginal obtenida a partir de un Coste de ENS igual a 1500 euros/MW resulta: Penalización Capacidad Contratada Precio Fiabilidad Generador marginal 2000 37547 948,25 90% 1615 37924 911,365 89,99% 1000 38342 849 38,73% 100 38777 759,883 88,37% Tabla B.3. Casación del Mercado para distintas Penalizaciones

Anexos - 23

Bibliografía

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Bibliografía - 2