MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
Análisis de la integración de las tecnologías
renovables en los sistemas eléctricos.
Modelo de referencia
AUTOR: María Soledad Espejo Domínguez
MADRID, Octubre y 2009
UNIVERSIDAD PONTIFICIA DE COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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ÍNDICE
Capítulo Página
1. MOTIVACIÓN………………………………………………………………………………………………………3
2. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………………………..5
3. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS …………………………………………………………………………………9
3.1. DINAMARCA ………………………………………………………………………………………………..9
3.2. ALEMANIA ………………………………………………………………………………………………..20
3.3. REINO UNIDO …………………………………………………………………………………………….29
3.4. ESPAÑA …………………………………………………………………………………………………….38
3.5. RESUMEN ………..……………………………………………………………………………………….58
4. ANÁLISIS ……….……………….………………………………………………………………………………..63
4.1. PROGRAMACIÓN DIARIA……………………………………………………………………………63
4.2. SOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES TÉCNICAS ………………………………………..….66
4.3. GESTIÓN DE AJUSTES ……………………………………………………………………………….68
4.4. SERVICIOS AUXILIARES DEL SISTEMA…………………………………………………………72
4.5. TRATAMIENTO DE LOS DESVÍOS ………………………………………………………………73
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4.6. RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES …………………………………75
5. CONCLUSIONES …………………………………………………………………………………………….81
6. BIBLIOGRAFÍA ……………………………………………………………………………………………….83
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1. MOTIVACIÓN
La realidad del cambio climático ha producido en la mayoría de países una
modificación de las políticas energéticas en busca de una reducción de emisión de
gases de efectos invernadero, en paralelo con una reducción de la dependencia de los
combustibles fósiles por la reducción de la dependencia energética, ya que en la
mayoría de los casos, estos combustibles se encuentran concentrados en un número
reducido de países, que en muchos casos viven en un clima de inestabilidad política.
Para poder cumplir los acuerdos sobre cambio climático, a los que los distintos países
se han comprometido, se deben llevar a cabo modificaciones en diferentes sectores.
Uno de los más importantes, por el gran volumen de gases de efecto invernadero que
genera, es el sector de generación de energía eléctrica. Por ello se está llevando a cabo
una política que incentive la instalación y explotación de plantas de diferentes
tecnologías renovables, de manera que se reduzcan las emisiones de este sector.
Sin embargo, aunque la utilización de estas tecnologías es uno de las vías para cumplir
los compromisos acordados en la lucha contra el cambio climático, el objetivo de
máxima integración de estas tecnologías requiere tener en consideración nuevas
necesidades en la operación del sistema. En general, la programación de dichas plantas
se basa en predicciones de entrega de energía con unas tasas de precisión inferiores a
las de la generación eléctrica producida mediante instalaciones convencionales.
Además estas tecnologías son, generalmente, no gestionables, por lo que en muchos
casos pueden tener una reducida capacidad de proveer energía para los servicios de
balance del sistema, y por el contrario, son consumidores de estos servicios de manera
más importante que las plantas convencionales.
Los modelos de los sistemas eléctricos, en muchos casos, ya establecidos antes de que
el incremento de generación renovable comenzara, han tenido adaptarse a estas
nuevas tecnologías de maneras, que en ocasiones, no han sido las más idóneas.
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El objetivo de este trabajo, es por tanto, estudiar distintos sistemas y sus soluciones
para la gestión de las renovables para poder llegar a la conclusión de un modelo de
referencia que sea capaz posibilitar la máxima integración de tipo renovable en el
sistema.
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2. INTRODUCCIÓN
El modelo regulatorio que ha sido adoptado en la mayoría de los países desarrollados
se basa en mecanismos de mercado, de manera que mediante herramientas de
competencia económica y con una base técnica se pueda obtener un programa de
entrega de energía eléctrica, que además de buscar la reducción de costes del sistema,
proporcione un programa viable con los mínimos sobrecostes y modificaciones de los
programas.
Este programa se puede obtener mediante dos modelos distintos, que si bien, pueden
ser compatibles:
Mediante contratos bilaterales:
Los contratos bilaterales son acuerdos a los que llegan un agente vendedor y
otro comprador, mediante el cual se comprometen a la entrega de una energía a
un determinado precio, que puede ser público, o no.
Mediante participación en sesiones de mercado organizado:
En estas sesiones los sujetos vendedores y compradores presentan ofertas de
venta y/o compra de energía al precio que ellos determinen. Mediante una
ordenación de las ofertas en función de los precios (ofertas de venta se ordenan
de menor precio a mayor; las ofertas de compra de mayor a menor), y en
función del punto de corte de las dos curvas, se obtienen un precio y un
volumen de energía de equilibrio que será el que los compradores paguen a los
vendedores por la energía que haya resultado casada en el punto de equilibrio.
Tras la programación diaria existen sistemas en los que se analiza las restricciones
técnicas que puedan derivarse de dichos programas. Existen modelos en los que la
solución de dichas restricciones se consigue vía mercado. En otros, sin embargo, la
solución de las restricciones se realiza mediante uso de los servicios de balance.
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Los programas diarios se obtienen el día anterior (día D-1) al de la entrega física de la
energía (día D), por lo que hasta el día D pueden producirse cambios en los programas
y variaciones de las previsiones previas, como una indisponibilidad de un grupo
generador o una previsión más precisa de programa de un generador renovable, con lo
que no podrán entregar la energía comprometida el día D. Puede ocurrir también que
por descuido o error, un sujeto tenga abierta una posición que no permitan las reglas.
De modo que también son necesarias herramientas de ajuste que permitan a los
sujetos ajustar su programa a la actualidad (reducir/aumentar producción por
indisponibilidad, reducir/aumentar demanda) o corregir esa posición abierta que no
está permitida.
Las herramientas para ajustes del mercado son principalmente de uno de los
siguientes tipos:
Sesiones de mercado intradiario: funcionan de un modo similar al de las
sesiones de mercado diario. Son varias sesiones repartidas en el tiempo en el
que se realizarán ofertas, tendiendo en cuenta lo programas previos. Cada
periodo de podrá negociar un número determinado de veces.
Mercado continuo: cada periodo de programación se comercializará hasta una
hora determinada antes de que comience el periodo de entrega física. Mientras
el periodo de negociación todavía está abierto se introducen ofertas, en caso de
que exista alguna oferta (compra /venta) que case con una de sentido contrario
(venta/compra), se “casan” y se eliminan de la curva de oferta y demanda.
Por otro lado se encuentran los servicios auxiliares y los mercados de balance cuyo
objetivo es asegurar tanto la disposición de una reserva de energía para cualquier
eventualidad y el equilibrio entre generación y demanda.
La disponibilidad de este tipo de servicio se puede realizar mediante contratación
diaria o en ciclo mensual.
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El tratamiento de los desvíos es también diferente en los distintos sistemas, existiendo
sistemas en los que los que no se penalizan los desvíos, independientemente del
sentido de los mismos, modelos que penalizan los desvíos que vayan en sentido
contrario a las necesidades del sistema, y sistemas que penalizan los desvíos, con
independencia del sentido de los mismos.
Los sistemas eléctricos se han basado en la liberalización de dichos sistemas y la
creación de mercados en los mismos en busca de una mayor competitividad que
reduzca costes. La incursión de las renovables en los sistemas plantea nuevos retos,
tanto desde el punto de vista de la operación del sistema, como desde el punto de
vista económico.
Una característica de la mayoría de las tecnologías renovables es la menor tasa de
precisión que ofrecen los programas y las grandes variaciones de potencia en periodos
de tiempo muy reducidos debido a la variabilidad de las fuentes que emplean, lo que
supone disponer de un volumen de energía de reserva mayor, que repercute también
en un aumento de los costes de operación del sistema.
Además de los nuevos retos que plantean las renovables, hay que recordar que desde
el punto de vista económico son tecnologías más caras que las de régimen ordinario.
Este hecho motiva que se diseñen sistemas que les proporcionen una retribución
adicional por el hecho de ser renovables, tales como primas, retribución fijada a tarifa
o certificados verdes.
Sin embargo, esta tecnología supone también uno de los caminos para cumplir los
acuerdos firmados por los países sobre el cambio climático.
En este trabajo se van a analizar los sistemas eléctricos de cuatro países para estudiar
el funcionamiento de dichos sistemas, así como el tratamiento de las tecnologías
renovables en los mismos.
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Los países que se analizarán serán:
Dinamarca
Alemania
Reino Unido
España
Una vez que se analicen los cuatros países, se buscarán las características que mejor se
adapten a la integración de las energías renovables en el sistema, de manera que se
defina un modelo eléctrico de referencia.
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3. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS
3.1. DINAMARCA
El sistema eléctrico danés está integrado dentro del mercado de electricidad de
NordPool. NordPool es el mercado común de los países nórdicos (Noruega – 3 áreas;
Dinamarca – 2 áreas; Finlandia; Suecia y la zona de Kontek de Alemania). El TSO
(Operador del Sistema y Transportista) danés es Energinet.dk. El mercado danés es un
mercado libre en el que todos los consumidores eléctricos tienen derecho a comprar la
electricidad a cualquier comercializador que elijan desde el 1 de Enero de 2003. Fue
establecido para crear un mercado competitivo.
La autoridad encargada de la supervisión de los monopolios del sector es la Danish
Energy Regulatory Authority (DERA). La agencia danesa de energía (Danish Energy
Agency) se encarga de asegurarse de la estructura política y legal para que el
suministro de energía danés sea fiable, asequible y limpio.
NordPool es el mercado de electricidad común de los países nórdicos, cada país está
compuesto por, al menos, una zona.
Está compuesto por dos mercados físicos de electricidad, Elspot y Elbas y está basado
en un modelo de oferta implícita, lo que significa que todos los intercambios de
energía entre las áreas tienen que llevarse a cabo a través de NordPool:
Elspot: es la sesión del mercado diario de NordPool. El resultado de la casación
del mercado da lugar a un precio.
La programación de a través de Elspot es de la siguiente manera:
- 10:00h (día D): los TSOs nórdicos configuran la capacidad de intercambio
garantizada entre las zonas de oferta disponible para Elspot para el día
D+1.
- 12:00h (día D): hora límite para los sujetos para presentar ofertas de
compra o venta.
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- Posteriormente, NordPool calcula el precio. Ordena las ofertas hasta
llegar al precio del sistema en el que existe un equilibrio entre las
compras y las ventas en el área en su conjunto. En el caso de que exista
suficiente capacidad de intercambio entre las áreas, un precio común e
igual al precio del sistema será efectivo en todas las áreas.
- En caso de que no haya suficiente capacidad de intercambio (congestión),
el área nórdica en su conjunto será dividida en diferentes áreas de
precios (market splitting – separación por zonas de los mercados). El
precio de un área puede ser igual al de otras.
- 13:00h (día D): NordPool publica los volúmenes de energía y los precios
del la operación del día D+1.
Elbas: es el mercado intradiario de NordPool, la electricidad puede ser
comercializada hasta una hora antes de que comience en periodo horario
correspondiente. El propósito de Elbas es permitir que compradores y
vendedores no tengan desvíos en dicho periodo de programación.
Los sujetos daneses pueden vender y comprar energía hasta una hora antes de
que comience el periodo horario correspondiente mediante contratos
bilaterales (dentro de cada área de oferta).
Una vez que se cierra el intradiario para el correspondiente periodo horario, el TSO es
el responsable de mantener el balance del sistema para cada periodo horario. Para
llevar a cabo estas responsabilidades, el TSO compra energía de regulación tanto a
subir como a bajar en el mercado de energía de regulación.
Además de los sujetos habituales en el sector eléctrico: OM, TSO, generador,
comercializador, consumidor final, …, existe un sujeto llamado “Balance responsible
party” (BRP). Los sujetos del sistema se adscriben a un BRP determinado, el gestor del
BRP será el encargado de ofertar en el mercado de desvíos y de vigilar los mismos.
Existen BRP de generación, de consumo y de trading. Los BRPs firman un contrato
sobre la responsabilidad de balance con el TSO. Es un principio fundamental del
modelo de mercado que cada sujeto sea asignado a un BRP.
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El tener responsabilidad de balance implica que un sujeto es responsable
económicamente ante Energinet.dk y, por lo tanto, responderá en términos
económicos ante los desvíos que se puedan producir en la producción, el consumo o la
comercialización de energía eléctrica de su BRP. Dichos BRPs habrán firmado un
“Acuerdo sobre la responsabilidad de balance” con Energinet.dk.
A través de sus respectivos BRPs, los generadores realizan ofertas para incrementar su
producción (energía a subir) o reducirla (energía a bajar) en el mercado de energía de
regulación nórdico. Cada sujeto puede elegir estar activo o no en el mercado de
regulación.
Sólo las unidades de producción que operen en el mercado podrán presentar ofertas
en el mercado de regulación, y así presentar ofertas en los mercados de desvíos.
Energinet.dk es el encargado de asegurar tanto el equilibrio del sistema como la
existencia de una reserva disponible suficiente para posibles incidencias en el mismo
(pérdida de la mayor unidad de generación en Dinamarca del este o del oeste, pérdida
de una interconexión internacional). El mercado de balance se divide en un mercado
de regulación y otro de desvíos.
Mercado de Regulación
En el mercado de regulación, Energinet.dk vende o compra potencia a subir y
bajar a los sujetos para un determinado periodo de programación, según un
acuerdo entre Energinet.dk y el sujeto.
Para participar en el mercado de regulación el sujeto tiene que haber firmado
un “Acuerdo de responsabilidad de balance” con Energinet.dk.
Existen dos modelos de participación:
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El sujeto llega a un acuerdo con Energinet.dk para mantener sus
reservas manuales disponibles, para las reservas de regulación y los
servicios auxiliares. Este tipo de acuerdo compromete al sujeto a
introducir ofertas de regulación de un determinado volumen
durante un determinado tiempo. El sujeto recibirá un pago por
disponibilidad además del pago de la energía utilizada.
El sujeto puede introducir ofertas en función de cómo se ajusten a
su programa.
Las ofertas se hacen para el día completo y pueden ser modificadas hasta 45
minutos antes de que comience el periodo de programación y deben responder
con toda la energía de la oferta en los 15 minutos siguientes a la orden de
activación.
La activación de dichas ofertas se hará según un criterio económico y el precio
al que se retribuye es el marginal. El precio de regulación es el de la última
oferta asignada. Los precios de regulación son comunes en todas las áreas en el
caso de que no exista congestión en las interconexiones. En el caso de que
existiera congestión en las interconexiones, los precios de las zonas serán
distintos.
Mercado de Desvíos
En el mercado de desvíos, Energinet.dk compra o vende potencia para
neutralizar los desvíos de los sujetos. Hasta después de que haya terminado el
periodo de programación no se puede calcular cuánta energía ha sido utilizada
en este mercado, una vez se dispongan ya de medidas y los desvíos hayan sido
cuantificados.
La liquidación de los desvíos se realiza a partir de las notificaciones del los BRP y
los programas y las medidas de generación y consumo de los BRP.
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Los BRP notifican sus modificaciones de programa en función de los cambios
que se produzcan, bien por modificaciones debidas a las sesiones de mercado
intradiario, bien por modificaciones debidas al mercado de regulación.
Los BRP deben enviar a Energinet.dk información sobre la operación de sus
plantas con intervalos de 5 minutos.
El precio para la liquidación de los desvíos será diferente en función del tipo de
BRP:
Para BRPs de consumidores o traders, el precio al que se liquida el
desvío es el precio de regulación.
Para BRPs de generadores, existen dos precios para la liquidación de los
desvíos:
Los desvíos a favor del sistema son liquidados a precio de
mercado diario.
Los desvíos en contra del sistema son liquidados a precio de
regulación.
Energinet.dk es también el responsable del balance de la producción PO (CHP inferior a
5 MW y producción de energía renovable) y el comprador de dicha producción.
Energinet.dk introduce las ofertas de dicha producción en Elspot y paga a dichas
plantas el precio de casación más un subsidio.
Una de las características más llamativas de este sistema es que a la vez está dividido
en dos subsistemas: Dinamarca del este (Justland-Funen) y Dinamarca del oeste
(Zealand y Bornholm). Estas dos partes no están interconectadas y, además, no están
en sincronismo.
Dinamarca dispone de las siguientes interconexiones internacionales:
Noruega y Suecia: la parte de Dinamarca del este está interconectada con
Noruega y Suecia y dichas interconexiones internacionales son gestionadas por
NordPool mediante subasta implícita.
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Alemania:
- La interconexión entre Alemania y Dinamarca del este es operada de la
misma manera que las de Noruega y Suecia.
- En la interconexión entre Alemania y Dinamarca del oeste, la capacidad
es subastada diaria, mensual y anualmente. El TSO alemán, E.ON Netz, es
el encargado de gestionar dichas subastas.
Desde el 1 de Octubre de 2007 Energinet.dk es el encargado de pagar los subsidios a
todos los propietarios de las plantas con tecnología renovable.
Parque eólicos
Existen subsidios especiales que garantizan la rentabilidad de la generación eólica.
Algunos de estos subsidios están garantizados de manera permanente mientras otros
se ajustan en función del precio de manera que la suma del precio de mercado más el
subsidio asegura a los propietarios de las turbinas eólicas un ingreso mínimo.
La tendencia ha sido de pasar de un ingreso fijo a tarifas basadas en los precios del
mercado. Esta es la razón por la que los subsidios dependen principalmente de cuando
fueron puestos en servicio. En 2008, los subsidios para las turbinas eólicas en
Dinamarca alcanzaron los 69,5 millones de euros.
- Turbinas eólicas compradas antes de finales de 1999
Estas turbinas reciben un subsidio que, junto al precio del mercado, asegura
un ingreso de 600 DKK/MWh hasta que la cuota de producción a plena
carga se haya agotado, después de esto recibirán 430 DKK/MWh hasta que
alcancen una antigüedad de 10 años.
Posteriormente las turbinas eólicas serán liquidadas en condiciones de
mercado y el subsidio alcanzará los 100 DKK/MWh hasta que alcancen los
20 años de antigüedad. Este subsidio reducido se ajusta en relación al
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precio del mercado de modo que la suma del precio de mercado y el
subsidio no puede superar las 360 DKK/MWh. A lo que hay que añadir un
subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.
- Turbinas eólicas conectadas a la red (2000-2002)
Estas turbinas reciben un subsidio que, junto con el precio del mercado,
asegura un ingreso de 430 DKK/MWh durante 22.000 horas a plena carga.
Posteriormente las turbinas eólicas serán liquidadas en condiciones de
mercado y un subsidio de 100 DKK/MWh se asegurará durante 20 años. La
suma total del precio del mercado y del subsidio no debe superar las 360
DKK/MWh. A lo que hay que añadir un subsidio para desvíos de 20
DKK/MWh.
- Turbinas conectadas a la red (2003-2004)
Estas turbinas reciben un subsidio de 100 DKK/MWh hasta que alcancen los
10 años de antigüedad. En este caso también aplica la regla de que la suma
del precio del mercado y el subsidio no pueda exceder las 360 DKK/MWh. A
lo que hay que añadir un subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.
- Turbinas conectadas a la red después del 1 de Enero de 2005
Estas turbinas reciben un subsidio de 100 DKK/MWh a sumar al precio de
mercado hasta que alcancen los 20 años de antigüedad. A lo que hay que
añadir un subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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- Turbinas conectadas a la red desde el 19 de Febrero de 2009
Estas turbinas reciben el precio del mercado más un subsidio fijo de 250
DKK/MWh para 22.000 horas a plena carga. A lo que hay que añadir un
subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.
- Parques marinos
Los costes de conexión a la red se reparten entre todos los consumidores de
electricidad. Estos parques recibirán un subsidio que, junto al precio del
mercado, da como resultado 430 DKK/MWh para las primeras 50.000 horas
a plena carga. A partir de entonces el precio de mercado aplicará.
- Decommissioning scheme
Las turbinas conectadas a la red después del 1 de Abril de 2001 pueden
llegar a recibir 170 DKK/MWh adicionales a otros subsidios si las nuevas
turbinas sustituyen las desmanteladas.
- Coste de la responsabilidad de balance
Hasta la liberalización del mercado en 1999, las turbinas eólicas generaban
electricidad que vertían a la red y recibían el pago reglamentario por las
compañías de las redes.
Con la introducción de las condiciones de mercado, se decidió que el TSO
fuera el responsable de vender la generación de las turbinas eólicas y que,
el pago a los propietarios de las turbinas, sería recaudado a los
consumidores mediante una tarifa PSO (Public Service Obligation), además
todos los costes de los desvíos los asumirían los consumidores eléctricos.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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Desde 2003 se posibilitó a aquellas turbinas que no están incluidas en el
sistema de subsidios asumir la responsabilidad de balance y cubrir dichos
costes con un subsidio de 20 DKK/MWh, pagado por los consumidores.
Tecnologías renovables especiales de importancia para la futura
generación renovable
Dentro de estas tecnologías se incluyen que únicamente utilizan recursos
renovables (paneles fotovoltaicos, generación a partir de las olas, …) o
aquellas plantas cuyo valor calorífico procedente de recursos renovables en
base anual, exceden del 94% de valor calorífico total del fuel que alimenta
la planta.
Hay que señalar que los paneles fotovoltaicos domésticos cuya potencia es
menor o igual a 6 kW no reciben subsidios.
Plantas conectadas antes del 21 de Abril de 2004
Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 20 años o hasta el
1 de Enero de 2019.
Plantas conectadas antes del 22/04/2004 – 31/12/2008
Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 10 años, seguidos
de 10 años con una tarifa de 400 DKK/MWh.
Plantas conectadas desde el 01/01/2009
Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 10 años, seguidos
de 10 años con una tarifa de 400 DKK/MWh.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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Plantas generadoras a partir de biomasa
Plantas conectadas antes del 01/01/2009
Reciben una tarifa fija de 300 DKK/MWh durante 10 años o hasta
Agosto de 2011. 100 DKK/MWh hasta que no se gestionen los
certificados de renovables.
Plantas conectadas desde el 01/01/2009
Reciben una tarifa fija de 150 DKK/MWh.
Plantas generadoras a partir de biogás
Plantas conectadas antes del 21 de Abril de 2004
Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 20 años o hasta el
1 de Enero de 2019.
Plantas conectadas antes del 22/04/2004 – 31/12/2008
Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 10 años, seguidos
de 10 años con una tarifa de 400 DKK/MWh.
Plantas conectadas desde el 01/01/2009
Reciben una tarifa fija de 745 DKK/MWh. En caso de que el biogás
esté mezclado con otros combustibles la parte de electricidad
generada con biogás recibe una prima de 405 DKK/MWh.
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DATOS SOBRE EL SISTEMA
Cuotas de generación por tecnologías para 2007:
Dinamarca:
Generación renovable: 28,1%
Generación eólica: 19,4%
Dinamarca del Este:
Nuclear: 3%
Fuel: 5%
Biomasa y biogás: 11%
Eólica, hidráulica y solar: 14%
Gas Natural: 19%
Carbón: 48%
Dinamarca del Oeste:
Fuel: 1%
Biomasa y biogás: 9%
Eólica, hidráulica y solar: 26%
Gas Natural: 19%
Carbón: 45%
Potencia eólica instalada en Mayo de 2008: 3147 MW.
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3.2. ALEMANIA
En 1998, con la transposición de la Directiva Europea sobre el mercado interno de
electricidad, comenzó el periodo de liberalización alemán con la Ley Energética. El
objetivo era abrir un mercado a las redes energéticas, de manera que se abolieron los
monopolios regionales.
El regulador alemán eléctrico es Bundesnetzagentur y es común para todo el país,
aunque el sistema está dividido en cuatro áreas, cada una con su TSO propio:
Transpower Stromübertragungs GMBH(antes EON.Netz GMBH)
Vattenfall Europe Transmission GMBH
EnBW Transportnetze AG
RWE Transportnetz Strom GMBH
En Alemania también encontramos que si bien su mercado mayorista de electricidad
es EEX (incluido en EPEX SPOT) la zona de KONTEK también está incluida en NordPool
(debemos recordar que las interconexiones entre países nórdicos se gestionan a través
de ofertas implícitas en NordPool).
Las zonas de entrega del mercado EPEX - Alemania son:
Transpower Stromübertragungs GMBH(antes EON.Netz GMBH)
Vattenfall Europe Transmission GMBH
EnBW Transportnetze AG
RWE Transportnetz Strom GMBH
Austrian Power Grid
Todas estas zonas forman un mercado de zona única. En el caso de que exista
congestión los precios se determinarán mediante las ofertas separadas de cada zona.
La programación del mercado EEX es de la siguiente manera:
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12:00h (día D): hora límite para los sujetos para presentar ofertas de compra o
venta.
12:15h-12:20h (días D): EEX publica los resultados de la casación
Hay que señalar como característica especial que pueden las ofertas se pueden hacer
tanto para periodos individuales como para bloque de periodos. Como en el mercado
danés, los precios también pueden ser negativos.
El mercado intradiario alemán es un mercado continuo, también se gestiona a través
de EEX. Las ofertas se pueden realizar por horas o bien por bloques de horas. Cada
hora o bloque se puede “comercializar” hasta 75 minutos antes de que comience dicho
periodo de programación. Desde las 15:00h del día D se pueden comercializar todas las
horas del día D+1.
Los TSO son los encargados de mantener el equilibrio entre generación y demanda y
gestionar la energía de balance para los grupos de balance. Desde 2001 los TSO
alemanes han conseguido control primario, control secundario y minutos de reserva
en un mercado de control primario transparente y no discriminatorio, de acuerdo con
las provisiones de la “Federal Cartel Office”. El control primario y el secundario se
obtienen en un ciclo mensual, mientras que los minutos de reserva son ofertados
diariamente. Para las ofertas existe una plataforma común para los distintos TSO
donde realizar las ofertas (www.regelleistung.com). Se han desarrollado soluciones
basadas en mercado, con las que también satisfacer los requerimientos para conseguir
una operación de sistema segura y estable.
La obtención de los servicios anteriores se consigue a través de una puja competitiva
en el mercado alemán de control de potencia, donde un gran número de sujetos
participan, especialmente para los minutos de reserva (regulación terciaria). Casi el 90%
de las plantas de generación capaces de suministrar energía de control están
cualificados para participar.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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En el sistema alemán los consumidores son suministrados dentro de grupos de balance.
Un grupo de balance (perímetro de equilibrio) se encarga de realizar aportes y/o
retiradas de electricidad. El supervisor de cada grupo es el encargado de asegurarse de
que el balance de su grupo está equilibrado cada periodo de 15 minutos en el que se
mide.
Para la liquidación de los desvíos de los grupos de balance se toma como base para la
liquidación la media en kWh que resulta de la energía de control para cubrir la
cantidad neta cada 15 minutos. Si se consume más energía de la programada el
supervisor del grupo de balance paga al TSO la cantidad de kWh predefinida.
Existe un solo precio para el desvío cada 15 minutos, no hay diferencia de precios
entre las diferencias positivas y negativas de los desvíos de los grupos de balance. Los
grupos de balance con un exceso reciben un pago del precio de los desvíos de los
grupos de balance. Los grupos de balance con un déficit tienen que pagar el precio de
los desvíos de los grupos de balance. Los precios de los desvíos de los grupos de
balance se publican en las páginas de los TSO y son accesibles para todos los
participantes en el mercado.
Alemania es el país con más tránsito de Europa, algo que se explica por el elevado
número de interconexiones internacionales que tiene: Dinamarca, Suecia, Suiza,
Austria, Polonia, República Checa, Luxemburgo, Holanda y Francia. Cada TSO se ocupa
de las interconexiones propias de su zona.
Los operadores de las redes están obligados a adquirir y transportar preferentemente
la electricidad generada a partir de energías renovables.
Los operadores de las redes están obligados a retribuir la electricidad que se haya
generado en centrales de energía renovables o metano. Dichas retribuciones se
pagarán desde la fecha de puesta en servicio y durante un periodo de 20 años desde la
misma. Para las centrales hidroeléctricas con potencia máxima superior a 5 MW, las
centrales generadoras a partir de gases de vertedero, de plantas depuradoras y
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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metano, así como las centrales generadoras a partir de biomasa, recibirán la
retribución mínima durante un periodo de 15 años más el año de puesta en servicio.
Los operadores de las redes de transporte están obligados a registrar la cantidad de
energía que retribuyen. Posteriormente se llevará a cabo una compensación entre los
distintos operadores de las redes de transporte, de manera que si una zona ha
comprado más energía de la que sería la media de todos ellos, tiene derecho a la
adquisición y retribución de la cantidad que exceda la media por los otros operadores,
hasta que estos operadores alcancen la media.
Las empresas de suministro eléctrico están obligadas a adquirir y retribuir la
electricidad que el operador de las redes les abastezca. Estas empresas tendrán en
cuenta los perfiles, que se publicarán con antelación y que se aproximarán a la
adquisición real. La cantidad que cada empresa adquirirá, será tal que el porcentaje
sea similar para todas las empresas.
Las empresas suministradoras de electricidad, que vendan a empresas del sector
industrial, podrán limitar la cantidad de energía renovable que adquieren con el fin de
reducir los costes de la electricidad.
La electricidad de varias centrales se podrá liquidar mediante un equipo de medida
común a todas ellas. La cuantía de las retribuciones mínimas se calculará en función de
cada una de ellas.
Las empresas comercializadoras adquirirán a los operadores de las redes el porcentaje
que les corresponda de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables.
Plantas hidroeléctricas
o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh
o 0,5 MW > Potencia central < 5 MW: mínimo 66,5 €/MWh
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
24
Para las plantas con potencia superior a 5MW e inferior a 150 MW, se le
retribuirá en términos de energía renovable, si ha sido modernizada entre el 1
de Agosto de 2004 y el 31 de Diciembre de 2012. Si la modernización ha
supuesto un incremento superior al 15% de la potencia de la central y si la
situación ecológica de la central ha mejorado con respecto a su situación
anterior.
Sólo se retribuirá la electricidad adicional atribuible a la modernización según la
siguiente tabla:
o Aumento de potencia de la central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh
o Aumento de potencia de la central < 10 MW: mínimo 66,5 €/MWh
o Aumento de potencia de la central < 20 MW: mínimo 61,0 €/MWh
o Aumento de potencia de la central < 50 MW: mínimo 45,6 €/MWh
o Aumento de potencia de la central > 50 MW: mínimo 37,0 €/MWh
A partir de Enero de 2005, las retribuciones mínimas se reducirán cada año
para las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un
1% con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el
año anterior.
Plantas generadoras de electricidad a partir de gases de vertedero, de plantas
depuradoras y metano
o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh
o 0,5 MW > Potencia central < 5 MW: mínimo 66,5 €/MWh
Para plantas generadoras a partir de metano y con potencia superior a 5 MW la
retribución será de 66,5 €/MWh.
Las retribuciones mínimas se incrementarán en 10 €/MWh, si para la
generación se utilizan células de combustible.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
25
A partir de Enero de 2005 ,las retribuciones mínimas se reducirán cada año
para las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un
2% con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el
año anterior.
Plantas generadoras de electricidad a partir de biomasa
La retribución para plantas con una potencia máxima de 20 MW ascenderá a:
o Potencia central < 0,15 MW: mínimo 115 €/MWh
o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 99 €/MWh
o Potencia central < 5 MW: mínimo 89 €/MWh
o Potencia central > 5 MW: mínimo 81 €/MWh
Las retribuciones mínimas se incrementarán en 25 €/MWh para centrales con
potencia máxima de 5 MW, cuando la biomasa de transforme gasificación
termoquímica o fermentación en seco o la electricidad se genere con ayuda de
células de combustible, turbinas de gas, motores de vapor, plantas de ciclo
orgánico de Rankine, plantas de ciclo Kalina o motores Stirling.
A partir de Enero de 2005, las retribuciones mínimas se reducirán cada año
para las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un
2% con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el
año anterior.
Plantas generadoras de electricidad a partir de la geotermia
o Potencia máxima 5 MW: mínimo 150 €/MWh
o Potencia máxima 10 MW: 140 €/MWh.
o Potencia máxima 20 MW: 89,5 €/MWh.
o Potencia máxima superior a 20 MW: 71,6 €/MWh.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
26
A partir de Enero de 2010 las retribuciones mínimas se reducirán cada año para
las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un 1%
con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el año
anterior.
Plantas generadoras eólicas
La retribución de las centrales eólicas ascenderá a un mínimo de 55 €/MWh.
Durante un plazo de 5 años desde la fecha de puesta en servicio, dicha
retribución se incrementará en 32 €/MWh, siempre y cuando, en ese período
hayan alcanzado un 150% del rendimiento calculado para la central de
referencia (rendimiento de referencia). El plazo para las otras centrales se
prorrogará en dos meses por cada 0,75% del rendimiento de referencia, en el
que su rendimiento se haya quedado por debajo del 150% del rendimiento de
referencia.
Este plazo será prorrogado para plantas que sustituyan o modernicen sus
centrales en la misma comarca en que hayan entrado en servicio hasta el 31 de
Diciembre de 1995 y cuya potencia instalada sea al menos el triple de la original.
Se darán 2 meses de prórroga por cada 0,6% de rendimiento de referencia,
siempre y cuando el rendimiento de la planta sea inferior al 150% del
rendimiento de referencia.
En caso de que los parques se encuentren ubicados a una distancia mínima de
tres millas mar adentro (parques eólicos marinos), la retribución ascenderá a un
mínimo de 61,9 €/MWh. Dicha retribución se verá aumentada en 29,3 €/MWh
durante un plazo de 12 años desde la puesta en servicio, para la electricidad
generada en centrales cuya fecha de puesta en servicio sea posterior al 31 de
diciembre de 2010. Para centrales ubicadas a una distancia superior a las 12
millas y en aguas con una profundidad superior a los 2 metros, este plazo se
prolongará en 0,5 meses por cada milla adicional y en 1,7 meses por cada
metro adicional de profundidad.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
27
Los operadores de red no estarán obligados a retribuir la electricidad a las
plantas generadoras que no hayan podido acreditar antes de su puesta en
servicio, un rendimiento mínimo del 65% del rendimiento de referencia.
A partir del 1 de Enero de 2005. las retribuciones mínimas aplicables a parques
en tierra, así como a partir del 1 de Enero de 2008 para parques eólicos
marinos, se reducirán cada año para las centrales nuevas cuya puesta en
servicio sea posterior a dicha fecha un 2% con respecto al mínimo aplicable a
las centrales puestas en servicio en el año anterior.
Plantas generadoras solares
La retribución ascenderá a 457 €/MWh. En caso de que la planta se encuentre
instalada exclusivamente en un edificio o sobre un edificio o bien en una pared
antirruido, la retribución se incrementará en:
o 117 €/MWh hasta una potencia máxima de 0,03 MW.
o 89 €/MWh hasta una potencia máxima superior a 0,03 MW.
La retribución mínima se incrementará en 50 €/MWh si la planta no se
encuentra instalada en el tejado del edificio o en calidad de tejado y forme una
parte constitutiva y esencial del edificio.
A partir de Enero de 2005, las retribuciones mínimas se reducirán cada año
para las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un
5% con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el
año anterior.
Las energías renovables en Alemania alcanzaron en 2007 un 14 % de la demanda.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
28
DATOS SOBRE EL SISTEMA
En 2007 las energías renovables tuvieron las siguientes cuotas:
Energía eólica: 22.247 MW instalados. 39,5 millones de MWh generados. 6,4%
consumo eléctrico.
Energía hidráulica: 4.720 MW instalados. 20,7 millones de MWh generados. 3,4%
consumo eléctrico.
Energía procedente de biocombustibles: 3.283 MW instalados. 23,8 millones de
MWh generados. 3,8% consumo eléctrico.
Energía solar: 1.100 MW instalados. 3 millones de MWh generados.
Energía geotérmica: 1000 MW. 2,3 millones de MWh generados.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
29
3.3. REINO UNIDO
La liberalización del sistema inglés data de 1989, se creó entonces un mercado
eléctrico. Sin embargo, el gran volumen de los generadores, capaces de influir en el
precio, y el gran volumen que se movía mediante contratos bilaterales (realizan
contratos por diferencias para reducir el riesgo) motivó que se cambiara el modelo de
mercado en 2001, en Marzo de 2001 nace el New Electricity Trading Arrangement
(NETA).
Hasta Abril de 2005 el mercado mayorista escocés operaba bajo unos acuerdos
diferentes a los de Inglaterra y Gales. Con el acuerdo BETTA (British Electricity Trading
and Transmission Arrangement) se introdujo un único Mercado mayorista de
electricidad para Gran Bretaña con un Operador del Sistema único National Grid
independiente de generación y demanda. BETTA, básicamente, es una extensión de los
acuerdos previos de NETA que afectaban a Inglaterra y Gales, a Escocia.
Las empresas transportistas son National Grid para Inglaterra y Gales, Scotish Hydro
Electric Transmission LTD para el norte de Escocia y SP Transmission LTD (SPLT) para el
sur de Escocia.
Según este nuevo acuerdo la menara de gestionar la compra/venta mayorista de
energía, se realizará a través de contratos bilaterales (98% gestionado mediante
contratos bilaterales, 2% gestionado mediante mecanismos de balance).
El Operador del Sistema, National Grid, asegurará el suministro y el correcto
funcionamiento del sistema, mediante la elección del servicio de balance más barato
entre los disponibles, estos servicios pueden ser divididos en tres categorías:
1. Servicios auxiliares y comerciales.
Dentro del conjunto de Servicios Auxiliares encontramos:
Frecuency Response (respuesta en fecuencia), con tres servicios separados:
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
30
o Respuesta en frecuencia obligatoria, se remunera por horas
disponibles y por la energía suministrada.
o Respuesta en frecuencia Firme: plazo mensual. Cobran por estar
disponibles, en ciertas “ventanas”.
o Control de frecuencia mediante gestión de la demanda.
Servicios de Reserva:
o Fast Reserve (equivalente a reserva secundaria). El servicio puede ser
opcional o firme, con tarifas remuneración diferente en función del tipo.
o Fast Start (control de frecuencia). El Fast Start Service se obtiene
mediante contratos bilaterales. Tiene tres componentes de pagos por
disponibilidad, arranque y duración del servicio.
o Demand Management (gestión de la demanda): se gestiona por
acuerdos bilaterales.
o Short Term Operating Reserve (reserva a corto plazo): se realizan tres
tandas anuales para este servicio. Tiene un componente de pagos por
disponibilidad y otro uso.
o BM-Start UP: este servicio sirve para mantener las centrales conectadas
a mínimo técnico.
Potencia reactiva: servicios para controlar la potencia reactiva.
2. Notificaciones de contrato después del cierre de sesión.
El operador del sistema puede comprar/vender energía después del cierre de la
hora de cierre de gestión de un determinado periodo horario. Dependiendo de la
necesidad del sistema (déficit/excedente), el operador del sistema elegirá con
quien contratar la energía en cuestión.
Hay un contrato especial llamado “Pre-Gate Closure BM Unit Transaction” (PGBT)
(contrato previo al cierre del periodo de contratación), que proporciona
electricidad de un modo determinado durante el periodo de liquidación.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
31
3. Aceptación de Ofertas.
ELEXON es la compañía de balance y liquidación (Balance Settlement Code
Company - BSCCo) de Reino Unido. Se encarga de conseguir, administrar y operar
los servicios y sistemas que permiten el balance y la liquidación de los desvíos del
mercado mayorista y de la competencia de las comercializadoras.
El Mecanismo de Balance es una de las herramientas disponibles por National Grid
para conseguir el equilibrio entre generación y demanda en el tiempo real. Cuando
National Grid predice una diferencia entre generación y demanda, aceptará ofertas
de generación o demanda para incrementar o disminuir la generación (o el
consumo).
El Mecanismo de Balance permite a los BSC Parties (Compañías que han firmado el
acuerdo del BSC – Balance Settlemente Code) realizar ofertas de compra o venta
de energía del sistema al precio que el BSC Party decida.
El proceso de liquidación de desvíos se encarga de liquidar las diferencias entre la
cantidad de energía que la compañía se ha comprometido a generar o consumir y
la realmente generada o consumida. Dos precios se calculan para cada media hora
del día y se emplean para liquidar las diferencias: precio de compra del sistema
(System Buy Price – SBP) y precio de venta del sistema (System Sell Price – SSP).
El SSP es el precio al que se paga a los BSC parties que tienen un exceso de energía
y el SBP es el precio pagado por los BSC parties que tienen un déficit de energía.
Estos precios están diseñados de manera que reflejan el precio de las ofertas de
compra y venta de energía seleccionadas por Nacional Grid para equilibrar los
flujos en el sistema.
Se emplean dos algoritmos para el cálculo de estos precios:
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
32
1. El primer algoritmo refleja el precio asociado ofertas de compra y venta del
mecanismo de balance, seleccionadas por el Operador del Sistema para
equilibrar los flujos. Así se obtiene el precio principal.
2. El segundo algoritmo refleja los precios asociados a la venta y compra de
energía (corto-plazo: 3 días – 1 hora antes) en mercados futuros y spot. Así
se obtiene el precio contrario.
Los desvíos en el mismo sentido que el Sistema se liquidan a precio principal:
- Cuando un BSC party y el sistema tienen una posición larga, al BSC party se
le paga el precio principal, el SSP para esa media hora.
- Cuando un BSC party y el sistema tienen una posición corta, al BSC party se
le paga el precio principal, el SBP para esa media hora.
Cuando los desvíos son en sentido contrarios al del Sistema se liquida al precio
contrario:
- Cuando un BSC party tiene una posición larga cuando el Sistema tiene una
posición corta, recibe el precio contrario, el SSP para esa media hora.
- Cuando un BSC party tiene una posición corta cuando el Sistema tiene una
posición larga, recibe el precio contrario, el SBP para esa media hora.
Además de aceptar ofertas de compra y venta, Nacional Grid puede llevar a cabo
contratos con los BSC Parties para que suministren energía de balance. Estos
contratos serán tenidos en cuenta a la hora de calcular los precios de SSP y SBP.
Los precios SSP y SBP se calculan mediante media ponderada (hasta 50 MWh de las
acciones), sin embargo no reflejan todos los costes, se excluyen del cálculo:
- Ofertas de compra y venta “Arbitrage Accepted”, es decir, National Grid
puede aceptar una oferta de venta a un precio y una oferta de compra a
un precio mayor. Estas ofertas se excluyen porque deberían llevar a cabo
un contrato bilateral.
- Una aceptación cuyo tiempo sea inferior a 15 minutos.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
33
- Etiquetado de volumen neto de desvíos (NIV tagging), las ofertas más
caras de compra y venta se netean las primeras y se etiquetarán como NIV.
- Ofertas de volumen inferior a 1 MWh.
El precio contrario, tanto SBP como SSP, se calcula mediante el Market Index Data
y los datos procedentes de contratos forward a corta plazo para esa media hora.
Para cada media hora los comercializadores contrataran con los generadores el
volumen de electricidad necesario. Los contratos se pueden realizar hasta una hora
antes de que comience el periodo de liquidación para el que se está haciendo el
contrato.
El Operador del Sistema (National Grid) es el encargado de gestionar las
necesidades energéticas en tiempo real para asegurar el equilibrio entre oferta y
demanda.
Los generadores con capacidad sobrante pueden hacer que dicha capacidad esté
disponible para el Operador del Sistema estableciendo el precio que desean recibir
por esa capacidad adicional. De manera análoga, el generador puede establecer un
precio para reducir su producción.
Los comercializadores que sean lo suficientemente flexibles, pueden hacer ofertas
también para reducir su demanda, de manera que el Operador del Sistema
disponga de un volumen adicional de energía estableciendo el precio que deseen
recibir por ese volumen adicional. De manera análoga, estos comercializadores
flexibles pueden incrementar su demanda por el precio que establezcan.
El Operador del Sistema, en el tiempo real, y según se requiera, equilibrará la
generación y la demanda aceptando las ofertas según el tipo, dependiendo de si la
necesidad del sistema es incrementar o reducir generación para satisfacer a la
demanda.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
34
Posteriormente, se comparan los volúmenes medidos cada media hora, tanto de
generadores como de consumidores, con los volúmenes contratados. En caso de
que no coincidan ambos volúmenes (se generen desvíos):
1. Cuando un comercializador ha consumido más electricidad de la contratada,
debe comprar la electricidad adicional de la red hasta llegar a la cantidad
real consumida.
2. Cuando un generador produce menos electricidad de la contratada, debe
comprar la electricidad adicional de la red hasta llegar a los niveles
contratados.
3. Cuando un comercializador ha contratado más electricidad de la que ha
consumido, el comercializador debe vender esa energía adicional a la red.
4. Cuando un generador ha generado más electricidad de la que ha
contratado, debe vender la electricidad adicional a la red.
La liquidación de desvíos es un sistema cerrado, de manera que si se generara un
exceso de dinero, sería repartido entre todos los sujetos, y en el que caso de que se
produjera un déficit, todos los sujetos tendrían que pagar proporcionalmente.
Para la solución de restricciones técnicas, National Grid recurre a los mercados de
balance en el caso de que exista suficiente competencia, en caso contrario, resolverá
dichas restricciones a través de contratación bilateral.
En Reino Unido, el sistema de liquidación a las renovables es diferente de los sistemas
europeos que hemos visto hasta ahora. Ellos dividen la generación de tecnologías
renovables en dos mercados: el mercado eléctrico, tal y como los conocemos, y el
mercado de los certificados verdes.
Los certificados suponen un mecanismo para reconocer la naturaleza renovable del
producto, además de incrementar el valor añadido a través de la diferenciación. Se
dividen en tres tipos: Renewable Obligation Certificates (ROCs) – Certificados de
Obligación de Renovables, Levy Exempetion Certificates (LECs) – Certificados de
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
35
Exención de Impuestos y Renewable Energy Guarantee of Origin (REGOs) – Garantía de
Origen Renovable de la Energía.
Los ROCs establecen una obligación por la cual una parte de la energía suministrada
por los comercializadores tiene que proceder de fuentes renovables. Los niveles de
obligación para 2008 -2009 (01/04/2008 – 01/03/2009) son de 9,1% de la energía
suministrada para Inglaterra, Gales y Escocia, y del 3% para Irlanda del Norte. Se ha
calculado que se suministró 25.646 GWh de energía renovable en Inglaterra y Gales,
2.773 GWh en Escocia y 256 GWh en Irlanda del Norte.
Desde el 1 de Abril, la obligación pasa de tener un porcentaje de la generación de tipo
renovable, a una obligación de presentar un número de ROCs por MWh generado,
motivado por las gamas de ROCs que han entrado desde el 1 de Abril de 2009.
Para el periodo 2009-2010 (01/04/2009 – 31/03/2010) de cada 100 MWh suministrado
por una comercializadora la obligación es de 9,7 ROCs.
Los comercializadores pueden cumplir la obligación de las renovables de una las
siguientes maneras:
Adquirir los ROCs necesarios
Pagar un precio de compra de 35,76 £/MWh para el periodo 2008 /2009: 37,19
£/MWh.
Mediante una combinación de ROCs y pagos del precio de compra.
Cuando un comercializador elige la opción del precio de compra el dinero se deposita
en un fondo. Una vez que el periodo de obligación ha terminado el fondo se recicla
para aquellos comercializadores que sí hayan presentado ROCs.
Los generadores de régimen especial pueden solicitar los ROCs correspondientes a su
generación. Los precios de los ROCs están sujetos a mercado (20-30 £), pero dependen
del contrato con el comercializador.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
36
Existen cuatro grupos:
Las tecnologías que pertenecen al grupo establecido recibirán 0,25 ROCs/MWh
(gas residual, gas de vertedero, co-combustión de biomasa de cosecha no
energética)
Las tecnologías que pertenecen al grupo de referencia recibirán 1 ROCs/MWh
(eólica terrestre, hidroeléctrica, co-combustión de cultivo energético, energía
procedente de residuos con cogeneración)
Las tecnologías que pertenecen al grupo de post demostración recibirán 1,5
ROCs/MWh (eólica marina, cierto tipo de biomasa)
Las tecnologías que pertenecen al grupo emergente recibirán 2 ROCs/MWh
(olas, mareas, tecnologías avanzadas de conversión, grupos de biomasa
dedicados a la combustión de cosecha energética, grupos de biomasa
dedicados con cogeneración, solar fotovoltaica, geotérmica).
Esta modificación de los ROCs será aplicada a sólo a los futuros proyectos (a excepción
de la co-combustión).
- Las centrales que estaban operativas antes del 11 de Julio de 2006 seguirán
recibiendo 1 ROC/MWh.
- Las centrales que entraron en operación desde el 11 de Julio de 2006 al 1 de
abril de 2009:
o Se mantienen 1 ROC/MWh para las tecnologías que se revisaran a la
baja
o Cambiar a los nuevos grupos a las centrales que vayan a ser revisadas al
alza para evitar el retraso de puesta en servicio de las centrales.
- A partir del 1 de abril de 2009 recibirán las ROCs en función de la banda en la
que se encuentren
Los generadores pueden además solicitar un Levy Exemption Certifcate (LEC) por cada
MWh producido. Las empresas agrupan LECs para eximir a los consumidores no
deomésticos del impuesto del cambio climático (4,41 £/MWh). Los generadores
pueden vender los LECS a estas empresas a un precio acordado entre ellos.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
37
Los REGOs se expiden para cada kWh. Los REGOS no tienen que tener un valor
económico como los ROCs o los LECs, y no hay acuerdo formal por el que se pueda
comercializar con los REGOs. El principal propósito de los REGOs es demostrar la
energía renovable que ha sido producida. Los REGOs tienen sentido para aquellos
generadores que no están incluidos en el régimen de obligación de las renovables
(grandes hidráulicas). Los comercializadores, a la hora de comprar energía renovable,
también solicitan los REGOs, ya que tienen que presentarlos poder publicar los datos
sobre el mix de generación.
DATOS SOBRE EL SISTEMA
La generación de tipo renovable se ha visto incrementada desde un 1,8% del consumo
total en 2002 hasta un 5,3% (22.600 GWh) en 2008.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
38
3.4. ESPAÑA
La liberalización del sector eléctrico comenzó en España con la Ley del Sector Eléctrico
de 1997. Para ello se cuenta con dos operadores Red Eléctrica de España (REE) como
TSO y OMEL (creada en 1998) como operador del mercado.
Desde 2003 todos los clientes son elegibles. Hasta 2009 los clientes habían sido
suministrados por las distribuidoras a tarifas reguladas. El 1 de Enero de 2009
desaparecen las tarifas para los clientes de alta tensión, y el 31 de julio de 2009 se
elimina las tarifas reguladas (se mantiene una tarifa de último recurso) y los clientes
dejan de ser suministrados por compañías distribuidoras para serlo por las compañías
comercializadoras de último recurso.
OMEL es el Operador del Mercado Ibérico Polo Español (OMEL y OMIP son los dos
polos de OMIE – Operador Mercado Ibérico de electricidad). El mercado spot es
gestionado por OMEL y aplica al ámbito ibérico. Existen dos zonas en las que se divide
la península, España y Portugal. En el caso de que no exista congestión el precio de
ambas zonas será el mismo. Si hubiera congestión en la interconexión se aplicará
market splitting y se dividirán los mercados, dando lugar a un precio para cada zona.
España tiene cuatro interconexiones:
Interconexión con Francia, con la que se gestiona la capacidad de la
interconexión mediante ofertas explícitas de capacidad (subastas anuales,
mensuales, diarias e intradiarias).
Interconexión con Portugal, con la que se gestiona la capacidad a través de
oferta implícita de mercado.
Interconexión con Marruecos, la capacidad de asigna en el mercado diario.
Interconexión con Andorra, la capacidad de asigna en el mercado diario.
La programación a través de OMEL es de la siguiente manera:
- 10:00h día D. Hora límite para la presentación de ofertas de compra y venta por
parte de los sujetos del mercado. Antes del cierre REE habrá enviado la
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
39
información a OMEL sobre capacidad de intercambios internacionales,
indisponibilidades y contratos bilaterales.
Se ejecuta entonces el proceso de casación, si no se generan congestiones en la
interconexión, el precio será el mismo para los dos sistemas, en caso de que
existan congestiones, se dividirán los sistemas en dos mercados y se calculará
un precio para la zona española y otro para la portuguesa.
- 10:30h día D. OMEL publica los volúmenes de energía y los precios para las 24
horas del día D + 1.
OMEL envía a REE los programas de cada unidad, a lo que se añaden los contratos
bilaterales que hayan sido nominados después de la sesión del mercado diario. A las
12:00h del día D se publica el programa básico de funcionamiento del día D+1.
Este programa se corrige en función de las restricciones y las limitaciones que haya
que introducir. Para la solución de restricciones existe un mercado específico en el que
los sujetos presentan ofertas tanto para subir como para bajar energía.
El proceso de resoluciones técnicas del programa básico de funcionamiento consta de
dos fases:
1) Fase I: en la que resuelven las restricciones y se evitan restricciones futuras.
Según el sentido de la energía que se necesite:
- Energía a subir: el uso de ofertas de venta de generación o unidades de
bombeo (reducción de consumo de bombeo) y ofertas de venta de
importaciones. El precio al que se remuneran es el precio de la oferta.
- Energía a bajar: la reducción/cancelación de energía de generación y de
unidades de bombeo (aumento de consumo de bombeo) y las
importaciones dependiendo de su influencia para resolver restricciones
técnicas. No reciben remuneración por disminuir su programa y
adquieren una obligación de pago igual al precio horario del mercado
diario.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
40
2) FASE II: en la que se cuadra la energía que se ha incrementado o retirado en la
fase I. Según el sentido de la energía que se necesite:
- Energía a subir: uso de ofertas de venta de generación y de unidades de
bombeo (reducción de consumo de bombeo) y ofertas de venta de
importaciones. El precio al que se remuneran es el precio de venta de la
oferta.
- Energía a bajar: uso de ofertas de compra de generación o de unidades
de bombeo (incremento de consumo de bombeo) y las importaciones.
El precio al que se paga es el precio de compra de la oferta.
Una vez que se dispone de un programa viable para el día D + 1 se publica, para que los
sujetos tengan acceso a sus programas para poder participar posteriormente en las
servicios de ajuste del sistema y en las sesiones de mercado intradiario.
En España, a diferencia de los sistemas que hemos visto con anterioridad, no existe un
mercado continuo sino que es un mercado de sesiones intradiarias en las que se
gestionan diferentes horizontes del día D + 1. La programación de las sesiones es de la
siguiente manera:
- 16:00h – 17:45h día D. Este es el periodo de presentación de ofertas para el
horizonte comprende los periodos 21-24 del D y los 24 periodos del día D +1.
- 21:00h – 21:45h día D. Este es el periodo de presentación de ofertas para todos
los periodos del día D+1.
- 01:00h – 01:45h del día D+1. Este es el periodo de presentación de ofertas para
el horizonte comprendido entre los periodos 5-24.
- 04:00h – 04:45h del día D+1. Este es el periodo de presentación de ofertas para
el horizonte comprendido entre los periodos 8-24.
- 08:00h – 08:45h del día D+1. Este es el periodo de presentación de ofertas para
el horizonte comprendido entre los periodos 12-24.
- 12:00h – 12:45h del día D+1. Este es el periodo de presentación de ofertas para
el horizonte comprendido entre los periodos 16-24.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
41
Tras cada sesión de casación se genera un programa intradiario básico de casación.
Este programa se envía al operador del sistema, que tras analizarlo publica el
programa horario final, en el que aparece la posición final de cada una de las unidades
de programación.
Los servicios complementarios son los siguientes:
- Regulación primaria: que es obligatoria y no remunerada.
- Regulación secundaria: el mercado de regulación secundaria presentan oferta
aquellas unidades habilitadas para ello y son adjudicadas por criterio
económico. El precio de para la remuneración de la banda es el precio marginal.
Para la energía utilizada para regulación secundaria el precio de remuneración
es el del precio marginal de la regulación terciaria que habría sido necesaria
utilizar en su lugar. El coste de la banda será pagado por la demanda
proporcionalmente.
- Regulación terciaria: en el mercado de regulación terciaria es obligatorio
presentar la reserva disponible. Las ofertas se pueden enviar desde las 22:00h
del día D hasta 25 minutos antes del comienzo del periodo. La adjudicación se
publica 15 minutos antes del comienzo del periodo horario y obedece a criterio
económico. El precio al que se remunera es el precio marginal. El sobrecoste
será soportado por las unidades de generación y demanda que se desvíen de su
programa.
En caso de que el operador del sistema prevea una diferencia entre la demanda
estimada y la programada mayor a 300 MWh para un periodo que no vuelva a ser
gestionado en un intradiario se convocará un mercado de desvíos en el que el sistema
adquirirá la energía necesaria para eliminar la diferencia entre previsión y demanda,
participan las unidades de generación y las de bombeo. La asignación de energía se
ejecuta por precedencia económica. El sobre coste lo pagan los generadores.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
42
La ley del Sector Eléctrico de 1997 en su artículo 27 establece que: “La actividad de
producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen
especial en los siguientes casos, cuando se realice desde instalaciones cuya potencia
instalada no supere los 50 MW:
a) Instalaciones que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de
electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto
rendimiento energético.
b) Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no
consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su
titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.
c) Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovable.
También tendrá la consideración de producción en régimen especial la
producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción
de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una
potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto
rendimiento energético.”
Hay dos posibilidades de vender la energía eléctrica generada en España con
instalaciones de Régimen Especial. Las plantas de régimen especial pueden elegir el
régimen retributivo entre:
a. Tarifa regulada. Ceder la electricidad al sistema a través de la red de
transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada,
expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora. La empresa
distribuidora (a partir de noviembre Comercializadora de Último
Recurso) ofertará la energía disponible en el mercado diario a precio
aceptante. Está permitida la participación en los mercados intradiarios
para ajustar los despachos. Están sujetos a la liquidación de desvíos.
b. Mercado. El precio de venta de la electricidad será el precio que resulte
en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
43
titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso,
por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora.
La prima es una cantidad adicional al precio del mercado organizado o
al precio de venta libre, en el caso de las renovables tiene un límite
superior e inferior, en caso de no renovables esta prima es fija.
En algunos casos (todas las del grupo b), la prima es variable en función
del precio horario del mercado de referencia.
En el caso de la energía eólica existe un límite superior e inferior.
La elección de venta tomada debe ser para periodos no inferiores a un año.
En el proceso de casación está todo el régimen especial, tanto Tarifa regulada como
Mercado (aprox. 8% y 92%).
En cualquiera de los dos casos, las instalaciones reciben un complemento por
eficiencia y otro por energía reactiva (si la P> 10 MW, pueden recibir instrucciones del
OS). En el caso de las instalaciones que se acojan a la opción b) y cumplan los
requisitos necesarios pueden renunciar al complemento de energía reactiva regulado y
participar en el procedimiento de control de tensión.
Las primas y la tarifa vendrán dadas en función de la clasificación de la planta
generadora:
a. Productores que utilicen la cogeneración u otras formas de régimen especial.
Esta categoría se divide en cuatro grupos:
1.º Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración siempre
que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se
determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:
Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural,
siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria
utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada cuando el
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
44
resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el anexo II;
siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el
poder calorífico inferior.
Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo, fuel-
oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan al
menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder
calorífico inferior.
Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal
biomasa y/o biogás, en los términos que figuran en el anexo II, y siempre que
ésta suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida
por el poder calorífico inferior.
Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles
combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles
de proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos anteriores.
2.º Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías
residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial
cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.
b. Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías
renovables no consumible, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre
y cuando el titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.
Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:
1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.
Dicho grupo se divide en dos subgrupos:
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
45
Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como
energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.
Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para
la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad.
2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la
energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:
Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.
Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.
3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la
geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la
oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.
4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior
a 10 MW.
5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a
10 MW y no sea superior a 50 MW.
6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o
de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones
selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran
en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:
Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de cultivos energéticos.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
46
Subgrupo b.6.2. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.
Subgrupo b.6.3. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones
selvícolas en las masas forestales y espacios verdes.
7.º Grupo b.7. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de estiércoles, biocombustibles o biogás procedente de la digestión
anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de
instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así
como el recuperado en los vertederos controlados. Dicho grupo se divide en
tres subgrupos:
Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal el
biogás de vertederos.
Subgrupo b.7.2. Instalaciones que empleen como combustible principal el
biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos:
residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o
industriales, residuos sólidos urbanos, residuos ganaderos, agrícolas y otros
para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto
individualmente como en co-digestión.
Subgrupo b.7.3. Instalaciones que empleen como combustible principal
estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos.
8.º Grupo b.8. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de instalaciones industriales. Dicho grupo se divide en tres
subgrupos:
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
47
Subgrupo b.8.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.
Subgrupo b.8.2. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa
procedente de instalaciones industriales del sector forestal.
Subgrupo b.8.3. Centrales que utilicen como combustible principal licores
negros de la industria papelera.
c. Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización
energética no contemplados en la categoría b). Esta categoría se divide en
cuatro grupos:
1.º Grupo c.1. Centrales que utilicen como combustible principal residuos
sólidos urbanos.
2.º Grupo c.2. Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos
no contemplados anteriormente.
3.º Grupo c.3. Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que
éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada,
medida por el poder calorífico inferior.
4.º Grupo c.4. Centrales que hubieran estado acogidas al Real Decreto
2366/1994.
En el Real Decreto 661/2007, las tarifas y primas publicadas fueron las siguientes:
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
48
Tabla 1. Retribución Grupos a.1 y a.2 RD 661/2007
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
49
Tabla 2. Retribución Subgrupo a.1.3 RD 661/2007
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
50
Tabla 3. Retribución Grupos b.1, b.2, b.3, b.4, b.5, b.6 y b.7 RD 661/2007
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
51
Tabla 4. Retribución Grupo b.8 RD 661/2007
Tabla 5. Retribución Grupos c.1, c.2, c.3 y c.4 RD 661/2007
En el Real Decreto 222/2008, las tarifas y primas publicadas fueron las siguientes:
Tabla 6. Retribución Grupos a.1 y a.2 RD 222/2008
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
52
Tabla 7. Retribución Subgrupo a.1.3 RD 222/2008
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
53
Tabla 8. Retribución Grupos b.1, b.2, b.3, b.4, b.5, b.6 y b.7 RD 222/2008
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
54
Tabla 9. Retribución Grupo b.8 RD 222/2007
Tabla 10. Retribución Grupos c.1, c.3 y c.4 RD 222/2008
Las tarifas y primas eléctricas de las instalaciones de Régimen Especial publicadas en la
Orden ITC/1723/2009 por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio
de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
55
Tabla 11. Retribución Grupos a.1 y c.2 Orden ITC/1723/2009
Tabla 12. Retribución tipos combustible Orden ITC/1723/2009
Los desvíos de programas generan Derechos de Cobro en el caso de que se haya
generado más energía de la programada (desvíos a subir) y Obligaciones de pago en
caso de que la energía generada sea inferior a la programada (desvíos a bajar).
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
56
Cada hora el Operador del Sistema obtiene la Necesidad Neta de Balance del Sistema,
este dato se obtiene sumando la energía utilizada en cada hora de los distintos
servicios auxiliares, obteniendo un único valor que puede ser:
>0, en este caso los desvíos a subir serán a favor del sistema (cobran el precio
del MD) y los desvíos a bajar serán contrarios al sistema (pagan el máximo
entre el precio del MD y el precio medio ponderado de las energías utilizadas a
bajar de gestión de desvíos, regulación terciaria y regulación secundaria).
<0, en este caso los desvíos a subir serán contrarios al sistema (cobran el
mínimo entre el precio del MD y el precio medio ponderado de las energías
utilizadas a bajar de gestión de desvíos, regulación terciaria y regulación
secundaria) y los desvíos a bajar serán a favor del sistema (pagan el precio del
MD).
Las instalaciones que se hayan acogido a la opción de la tarifa y que estén obligados a
tener un equipo de medida horario, tendrán que asumir el coste de los desvíos. En
caso de que no tengan obligación de medida horaria están exentas de desvíos.
En el caso de las instalaciones que se hayan acogido al sistema de primas, un mismo
sujeto podrá compensar los desvíos de todas las instalaciones que gestione.
DATOS SOBRE EL SISTEMA
Los datos de generación de régimen especial durante el año 2008 fueron los siguientes:
- Hidráulica: 4.416 GWh
- Eólica: 31.393 GWh
- Biomasa:2.437 GWh
- R.S. Industriales: 771 GWh
- R.S. Urbanos: 1.163 GWh
- Solar: 2.812 GWh
- Calor residual: 233 GWh
- Carbón: 651 GWh
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
57
- Fuel-Gasoil: 2.856 GWh
- Gas de refinería: 308 GWh
- Gas natural: 19.260 GWh
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
58
3.5. RESUMEN
En este apartado se va a realizar un resumen de los puntos que definen cada sistema
eléctrico y el mercado de las renovables.
DINAMARCA
Programación diaria a través se realiza a través de mercado diario (Elspot) y
mediante contratación bilateral.
Mercado intradiario continuo (Elbas), cierre 60 minutos antes de la entrega
física de energía para dicho periodo.
Los sujetos tienen que estar incluidos dentro de una BRP (Balance Responsible
Party). Estos perímetros de balance pueden ser de generadores,
comercializadores o traders.
Servicios de balance:
o Mercado de regulación: los sujetos presentan ofertas (regulación
secundaria y terciaria. Término por disponibilidad y por uso. El precio de
regulación es el de la última oferta asignada.
o Mercado de desvíos: el Operador del sistema compra o vende energía
dependiendo del tipo de desvío. El precio de liquidación de los desvíos
es diferente si la BRP es generadora (precio de regulación si el desvío es
a favor del sistema, precio del mercado diario si el desvío es contrario al
sistema) y en el caso de que sea una BRP de comercializadores o de
traders, el precio será el precio de regulación.
Aunque en un principio la liquidación se iba a basar en Green Certificates, se ha
pospuesto su implantación y en su lugar se están aplicando primas con techo.
Dinamarca tiene las primas más baratas de Europa.
Existe plazo temporal para algunas de las primas y plazo de producción, se
define un número de horas a plena carga.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
59
El TSO es también el BRP de las instalaciones de energía renovable, si bien,
estas pueden decidir adscribirse a otros BRP, recibiendo por ello una prima de
20 DKK/MWh.
ALEMANIA
Programación diaria a través de contratación bilateral y de mercado diario
(EEX).
Mercado intradiario continuo, cierre 75 minutos antes de que comience dicho
periodo horario (EEX).
Alemania está dividida en cuatro zonas de operación cada una con su TSO
propia.
Las instalaciones han de incluirse dentro de una zona de regulación.
Servicios auxiliares:
o Regulación primaria, ciclo mensual.
o Regulación secundaria, ciclo mensual.
o Minutos de reserva, se convocan diariamente.
El precio de los desvíos se calcula mediante el coste total que ha supuesto los
desvíos. Se asigna el mismo precio tanto si para desvíos a subir como a bajar.
La remuneración de tecnologías renovables es por tarifa regulada. Si bien la
tarifa se modifica en función del año en el que den de alta la instalaciones.
Las distribuidoras (o los TSO, en su caso) son las encargadas de la compra de la
energía generada por las plantas generadoras renovables.
La retribución de las renovables se traspasa a las comercializadoras de manera
proporcional, es decir, una vez que se conoce el volumen total generado, se
reparte la retribución de las renovables entre las comercializadoras de manera
que cada una de ellas contribuya con el mismo porcentaje sobre su volumen
total suministrado.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
60
REINO UNIDO
Programación diaria a través de contratación bilateral.
Mercado intradiario continuo, la gestión intradiaria se puede realizar a través
de contratación bilateral, hasta una hora antes del comienzo de dicho periodo
de programación.
Servicios de balance:
o Servicios auxiliares y comerciales
Respuesta en frecuencia
Reservas
o Notificaciones de contrato después de cierre sesión, el Operador del
Sistema puede comprar/vender energía después de la hora de cierre de
negociación del periodo.
o Aceptación de Ofertas: los sujetos realizan ofertas de generación o
adquisición de energía en ELEXON (plataforma de la compañía de
balance y liquidación). National Grid utiliza esta herramienta para
conseguir el equilibrio entre generación y demanda.
Los precios del los desvíos serán diferentes dependiendo de si el desvío es a
favor o en contra del sistema, en caso de ser favor se toma el precio de las
ofertas, en caso de ser en contra se obtiene el precio de un algoritmo que tiene
en cuenta los precios a los que se ha estado gestionando la energía para esa
hora en los tres últimos días.
Las primas de las renovables se gestionan vía mercado. Este mercado es
independiente del mercado eléctrico, de manera que por un lado de gestiona la
electricidad y por otro las primas.
Las tecnologías renovables venden su generación en el mercado al igual que el
resto de las tecnologías, si bien la remuneración “especial” de las tecnologías
renovable se establece mediante el mercado de los Green Certificates: los ROCs,
LECs (Levy Exemption Certificates) y REGOs (Renewable Energy Guarantee of
Origin), que son concedidos por cada MWh generado.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
61
Las comercializadoras están obligadas a comprar un número de ROCs
(Renewable Obligation Certificates) por cada 100 MWh suministrados.
En el Reino Unido existe un impuesto al cambio climático para los
consumidores no domésticos (4,41 £/MWh). Los LECs son certificados que
eximen a los consumidores no domésticos del pago de dicho impuesto, por lo
que se comercializa con ellos.
ESPAÑA
Programación diaria a través de mercado diario (OMEL) y contratación bilateral.
Mercado de restricciones tras la programación diaria.
Sesiones de mercado intradiario. A lo largo del día se convocan seis sesiones de
intradario en las que los sujetos negociaran horizontes de distinto tamaño.
Mercado de gestión de desvíos, se convoca cuando existe una diferencia
superior entre la programación y la previsión del Operador del Sistema para
una hora que no va a volver a ser gestionada en futuras sesiones de mercados
intradiarios.
Servicios auxiliares, la asignación se realiza diariamente:
o Mercado de regulación secundaria y terciaria. Toda la reserva del
sistema debe presentar oferta para terciaria.
En España se permite a las instalaciones elegir régimen venta entre tarifa y
prima.
Las primas tienen un suelo y un techo, se asegura que la retribución mínima
será ese suelo y que el techo será el precio máximo de precio mercado más
prima que recibirán, si bien en caso de que el precio del mercado diario sea
superior al techo, recibirá el precio del mercado diario.
Pueden cambiar la elección de venta, aunque dicha elección de venta tomada
debe ser para periodos no inferiores a un año.
Los desvíos se pueden compensar por sujetos.
El precio de liquidación varía si el desvíos es a favor del sistema (precio del
mercado diario) o en contra (para compra máximo entre precios servicios
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
62
auxiliares y precio mercado diario, para venta mínimo entre precios servicios
auxiliares y precio mercado diario).
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
63
4. ANÁLISIS
En este apartado se procederá a analizar los componentes de los distintos sistemas
eléctricos ya estudiados. Se elegirán los elementos para el modelo de gestión de la
energía que mejor integre las tecnologías renovables, sin perder de vista el objetivo
final de minimizar costes y maximizar beneficios.
Además se va a tener en cuenta aquellas herramientas que incentiven a las
instalaciones renovables a desarrollar la tecnología necesaria para que la
gestionabilidad de las mismas, sea un hecho y se integre en el sistema en el futuro
como una tecnología más.
Se van a analizar los distintos puntos que vertebran un sistema:
- Programación Diaria
- Solución de restricciones técnicas
- Gestión de ajustes
- Servicios auxiliares del sistema
- Tratamiento de los desvíos
- Retribución de las tecnologías renovables
4.1. PROGRAMACIÓN DIARIA
Para la programación diaria existen dos modelos que pueden coexistir, como son:
- Sesiones de Mercado Diario.
La sesión de Mercado Diario permite que las instalaciones de los sujetos
acudan a una plataforma homogénea en la que ofertar su producción
en función de sus costes variables. La adjudicación de energía a partir
de este tipo de mercado se hace mediante un proceso de casación que
consiste en una ordenación de las ofertas de compra (de mayor a
menor precio) y de venta (de menor a mayor precio) para cada periodo
horario. El punto de cruce de ambas curvas (curva de ordenación por
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
64
precio de las ofertas de compra y venta) es el punto de equilibrio del
sistema y determinará tanto el precio horario como el volumen de
energía asignado.
El precio horario obtenido a través del mercado diario tiene una
volatilidad mayor que el de la contratación bilateral, ya que, por
ejemplo, puede variar considerablemente en función del volumen de
generación eólica (coste variable cero), como ocurrió en los días 8 y 9 de
Enero de 2009 en los que se alcanzó un precio horario de 1€/MWh
debido al alto porcentaje de generación eólica 36-40% de la generación
total horaria (Fuente: Nota de prensa 19/02/2009 CNE).
Es cierto que mercado organizado permite transmitir de un modo más
rápido variaciones de precios de combustibles que los contratos
bilaterales y demás costes asociados a la electricidad. Además la señal
de mercado que ofrece es más clara, es más fácil identificar precios y
costes de las tecnologías, lo que facilitará la inversión en aquellas
tecnologías más competitivas desde el punto de vista económico.
Uno de los problemas que plantea el mercado organizado es que en
condiciones de oligarquía es fácil intervenir en el precio ejecutando
poder de mercado, si bien pueden asignarse a los organismos
regulatorios la función de velar por el buen comportamiento de los
sujetos, para evitar intervención en el precio, y en el caso de que se
produzca, sancionarlo.
El modelo que se busca es aquel que facilite a las instalaciones
renovables, por pequeñas que sean, que se integren en el mercado sin
que pesen sobre ellas su reducido tamaño. Buscamos un sistema capaz
de integrar generación pequeña, y es el mercado la mejor plataforma
para ello, ya que cuanto más atomizado sea la generación de éste mejor
funcionamiento tendrá el mismo. Es por esto, principalmente, por lo
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
65
que una plataforma de mercado se hace absolutamente necesaria en un
sistema cuyo fin sea la integración renovable.
- Contratación bilateral: La contratación bilateral es más opaca (los
precios pueden no ser públicos) que la contratación a través de
mercado organizado. Sin embargo, permite a los sujetos cubrirse frente
al riesgo de las fluctuaciones de mercado.
Mediante los contratos bilaterales se puede comprometer un volumen
que las dos partes determinen, a un precio que también definido por
ellas. Este precio queda pactado y podrá no ser modificado por
variaciones de precios de combustibles, cuotas de generación de
renovables o de otros costes asociados al sistema.
La contratación bilateral también permite a los sujetos a facilitar sus
previsiones de combustibles, mejorando la gestión de sus suministros y
asegurándose un volumen de generación y una retribución, pudiendo
ser el precio medio menor o mayor al de mercado.
El modelo que se busca es “el de las renovables”, pero se ha de tener en cuenta que
aunque el mercado organizado sea la plataforma más adecuada para ellas, puedan
existir tecnologías renovables que prefieran llevar a cabo contratación bilateral que
comprometa un volumen de generación y aseguren su economía. Por todo lo anterior,
y dado a que estos modelos son compatibles, defendemos que la programación diaria
sea a través de estas dos herramientas.
Ha de tenerse en cuenta que deben darse los mecanismos que permitan a los
Operadores de Sistema y de Mercado el control de la generación de los sujetos que
participen mediante las dos plataformas, es decir, la comunicación entre estos dos
Operadores es fundamental para evitar que un sujeto venda a través de mercado y
contratación bilateral más energía de la que permite su potencia máxima. Es cierto que
desajustes de este tipo pueden ser corregidos en los mercados de ajustes posteriores,
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
66
pero no debe ser de este modo ya que provocaría problemas al Operador del Sistema
a la hora de calcular cual serán los requerimientos de energía para restricciones o para
los servicios de auxiliares del sistema.
4.2. SOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES TÉCNICAS
Una vez que el Operador del Mercado ha generado un programa económico, el
Operador del Sistema tiene que analizar ese programa para comprobar su viabilidad
técnica. En caso de que existan restricciones técnicas (cualquier circunstancia o
incidencia de la red de transporte o del sistema, que por afectar las condiciones de
seguridad, fiabilidad y calidad del suministro que requiera a criterio técnico del
operador del sistema, la modificación de los programas), estas tendrán que ser
solucionadas para el correcto funcionamiento del sistema.
Las restricciones que se generen por la programación diaria pueden ser resueltas a
través de los servicios de balance o bien a través de un mercado de restricciones.
En el caso de que las soluciones de restricciones técnicas se realicen a través de los
servicios de balance del sistema, el Operador del Sistema realizará los cambios
oportunos para resolver dicha restricción mediante adquisición de la energía necesaria
a través dichos servicios.
El problema que se deriva de esta solución es el incremento de la probabilidad de
agotamiento de los servicios auxiliares del sistema (Agotamiento reserva terciaria a
bajar semana 19-25 de Septiembre, Fuente: Nota de prensa CNE 01/10/2009).
En el caso de que exista un mercado de restricciones se ofrece a los sujetos un
mercado adicional, con la ventaja de que un mercado más permite a los sujetos más
posibilidades a la hora de gestionar su energía e incentiva a las instalaciones
renovables a desarrollar la tecnología necesaria para ser calificados de gestionables,
viendo ellos también incrementado las plataformas de mercado en las que negociar su
energía.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
67
El mercado de restricciones se compone de dos Fases:
Fase I: que soluciona la restricción en sí:
o A subir: el precio al que se remunera es el precio de venta de la oferta.
o A bajar: no reciben remuneración por reducir su programa y tiene una
obligación de pago del precio horario del mercado diario.
Fase II: que cuadra la variación del programa que se ha llevado a cabo en la
Fase I:
o A subir: el precio al que se remunera es el precio de venta de la oferta.
o A bajar: el precio al que se paga es el precio de compra de la oferta.
La programación diaria obtenida después del mercado de restricciones va acompañada
de limitaciones, cuya finalidad es evitar futuras restricciones del sistema.
A través de este tipo de mercados también se puede ejercer poder de mercado. Tal y
como se dijo en el apartado de la programación diaria, existirá un organismo regulador
que se encargue de velar por el buen funcionamiento del sistema, así como de
penalizar a aquellos sujetos que no se comportaran de tal modo.
Por otra parte, pueden generarse restricciones técnicas en tiempo real debido a las
programaciones intradiarias e imprevistos que ocurran en el sistema, y éstas, sí serán
resueltas a partir de las ofertas de los servicios auxiliares del sistema.
Se propone por tanto un mercado de restricciones para resolver las restricciones
derivadas de la programación diaria, que permita a los sujetos disponer de una
herramienta adicional de mercado, que incentive a las renovables el desarrollo de su
capacidad para ser gestionables y que ponga las bases para evitar futuras restricciones
tras la programación de los intradiarios.
Dicho mercado será compatible con la utilización de los servicios auxiliares del sistema
para solucionar las restricciones técnicas en tiempo real.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
68
4.3. GESTIÓN DE AJUSTES
Debido a que la programación diaria se realiza el día anterior al de entrega física de la
energía, puede haber diferencias (imprevistos tipo indisponibilidades, nuevas y más
fiables previsiones de generación de tecnologías de tipo renovables, ..) entre la
generación programada y lo que será la generación real. Es necesario una plataforma
de mercado intradiario que permita a los sujetos corregir las diferencias entre su
programa y lo que será su producción real, o saldar programas aquellos sujetos que se
hayan quedado con una posición abierta y dicha posición no esté permitida.
En el estudio de los modelos anteriores hemos analizado dos herramientas para el
ajuste intradiario de los programas:
1. Sesiones de mercado intradiario:
Son similares a las sesiones del diario pero en ella se gestionan horizontes
temporales cada vez menores (según avanza el tiempo menos periodos
horarios quedan por negociar):
Figura 1. Ejemplo mercado intradiario de sesiones
Las sesiones tienen un horario de apertura y uno de cierre durante las cuales lo
sujetos introducen ofertas de venta y compra. Una vez cerrada la sesión, el
proceso de casación es igual que el de la programación diaria, obteniéndose
para cada periodo gestionado en esta sesión, un precio horario por sesión para
la energía adjudicada en dicho periodo horario.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
69
El hecho de que existan varios precios para un mismo periodo (uno por cada
sesión de mercado) es algo que plantea dudas en algunos casos a los sujetos,
además de que en ocasiones, encuentran dificultades para ver como se
construye su programación final a través de las diversas sesiones de mercado
intradiario para un mismo periodo.
Este tipo de sesiones presenta un problema fundamental: supongamos que
acaba de casarse la primera sesión del mercado anterior, el periodo horario
comprendido entre la h0 y la h6 no va a volver a ser gestionado. Imaginemos
que la demanda es más de 300MWh (volumen a partir del cual en el sistema
español, el que tiene este tipo de mercados, se convoca mercado de gestión de
desvío) inferior a las previsiones del Operador del Sistema durante todas esas
horas. ¿Cómo se solucionan estas diferencias? Se puede utilizar energía de los
servicios auxiliares del sistema, pero ¿y si se agotan? ¿cómo operar ante
imprevistos posteriores?.
El problema del mercado de gestión de desvíos español, es que este mercado
tiene menor liquidez (menor volumen de energía ofertada) que el mercado
intradiario con lo que la competencia es mucho menor en este tipo de mercado.
Además hay que tener en cuenta que habrá que corregir las diferencias entre la
programación y la previsión del Operador del Sistema para todos los periodos
horarios a través de este mercado. Cuantos más mercados intradiarios haya,
habrá un mayor número de posibilidades de gestionar la energía de un periodo
horario, además de reducirse la necesidad de convocar el mercado de gestión
de desvíos, ya que se reducen en número de horas entre sesiones. Es lógico
pensar que el número de sesiones evolucione hasta las 24, con lo que se
evitaría tener que convocar mercados de gestión de desvíos (intermedios entre
intradiarios), para solucionar diferencias entre programación y previsiones del
Operador del Sistema.
En cualquier caso, si la diferencia entre la energía programada y la prevista por
el Operador del Sistema fuera en todas las horas inferior a 300MWh se
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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resolvería haciendo uso de los servicios auxiliares, cuya función no es cubrir los
mercados de ajustes sino asegurar la seguridad del sistema.
Otra limitación que plantea el mercado de sesiones intradiarias es que cuando
existen problemas con una sesión, afecta a la programación de varias horas,
teniendo que resolverse los ajustes mediante los servicios auxiliares del sistema.
Por último hemos de tener en cuenta para las tecnologías de origen renovables
es muy importante reducir el tiempo entre su previsión para un periodo y la
programación de este, es decir, si como en el caso anterior, las seis primeras
horas sólo pueden ser gestionadas una vez mediante contratación bilateral, el
primer periodo tendrá una previsión de producción casi a tiempo real, sin
embargo, para el periodo sexto, la previsión tendrá un retardo de 6 horas, lo
que incrementa la incertidumbre de las previsiones y con ello su error.
2. Mercado intradiario continuo:
Este tipo de mercado permite durante todo el día la gestión de cada periodo
horario hasta 60 minutos antes de que comience la entrega física de dicho
periodo. Mientras el periodo de negociación todavía está abierto se introducen
ofertas, en caso de que exista alguna oferta (compra /venta) que case con una
de sentido contrario (venta/compra), se “casan” y se eliminan de la curva de
oferta y demanda.
Este tipo de mercado ofrece a los sujetos mucho más tiempo para gestionar los
periodos horarios y una respuesta más rápida ante diferencias entre energía
programada y energía prevista.
Volvamos a pensar en el caso anterior, desde la hora 0 a la hora 6 hay una
diferencia entre energía programada y la prevista por el Operador del Sistema
superior a 300MWh. Supongamos que la diferencia se descubre 30 minutos
antes de las 00:00h del día D, el Operador del Sistema actuará en consecuencia
con los servicios auxiliares del Sistema. Si las consignas las da el Operador del
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Sistema 30 minutos antes de que cierre el plazo de gestión que va desde la
01:00h-02:00h, los sujetos tienen 30 minutos para presentar y corregir ofertas
para ese periodo y por tanto la programación, que ya ha sido modificada por
los servicios auxiliares, verá esa corrección en la programación y la asumirá
para los posteriores periodos horarios.
Si se produce un problema en la casación de una de las horas este problema en
el proceso de casación sólo afectará a esa hora. Es cierto, que como en el caso
de los mercados de sesiones intradiarias, el Operador del Sistema tendrá que
compensar los desajustes mediante los servicios auxiliares, aunque sólo será
esa hora, pudiendo recuperar el sistema el funcionamiento normal para la hora
siguiente.
En el caso de este tipo de mercado como cada periodo horario se negocia hasta
60 minutos antes de la entrega física de la energía, las tecnologías renovables
pueden basar sus ofertas y su programación en previsiones mucho más fiables
y que reduzcan los errores y los desvíos.
3. Contratación bilateral:
Al igual que en la programación diaria, la negociación intradiaria también se
puede hacer mediante contratación bilateral.
Esta herramienta, en caso de ser única, sería más opaco y difícil de manejar por
los pequeños productores. Una plataforma de mercado permite que todos
aquellos que quieran negociar ajustes se encuentren en un sitio común, pero
este tipo de negociación es menos transparente.
Después de todos los argumentos que se han visto sobre gestión de ajustes parece
claro que para todas las tecnologías, y tanto más para las renovables, el modelo de
gestión de ajustes que mejor se adapta a la naturaleza de las mismas y más óptimo
para el sistema es el del mercado continuo intradiario. Sin embargo, al igual que en la
programación diaria, pensamos que la contratación bilateral tiene cabida, porque
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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recordemos que es un modelo compatible con el de mercado continuo y una
oportunidad más para los sujetos.
4.4. SERVICIOS AUXILIARES DEL SISTEMA
En los distintos sistemas analizados, aunque con distinto nombre, hemos encontrado
que los servicios auxiliares estarán compuestos por:
Reserva de regulación secundaria. La función de esta reserva es la
respuesta rápida (<100s) para el mantenimiento de la frecuencia y de
los intercambios internacionales en los valores programados.
La reserva secundaria tendrá una componente de banda, que será
retribuida por el hecho de ofrecer dicha disponibilidad y otro término
por energía secundaria utilizada.
Reserva de regulación terciaria. La función de esta reserva es una
respuesta más lenta (15 minutos en activarse) para que se pueda volver
a disponer de toda la regulación secundaria inicial.
Al igual que con la banda secundaria puede retribuirse por banda
disponible y por energía utilizada. Aunque existen modelos que obligan
a los sujetos a ofertar toda la energía disponible en el sistema y sólo
son retribuidos en caso de que se emplee esta energía. Este modelo
asegura el volumen máximo con el que el Operador del Sistema puede
contar para operar el sistema, lo cual optimiza la gestión del mismo, ya
que dispone de todos los recursos disponibles.
En algunos sistemas la asignación de reserva secundaria y terciaria se hace diariamente.
Es cierto que cada día varía la disponibilidad del sistema, y por tanto, la composición
de la reserva. Pero el Operador del Sistema bien podría asignar parte de esa regulación
mediante un mercado mensual o contratación bilateral, por el que se asegure un
volumen en todo ese periodo o en franjas horarias determinadas, de pueda gestionar
sus reservas de manera con algo más de tiempo.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
73
No se debe olvidar que es importante que parte de esas reservas se gestionen
diariamente, ya que responden a la realidad temporal del sistema. Además todas la
reserva disponible por el sistema debería ser ofertada para reserva terciaria, ya que
cuanta más liquidez energética hay mejor será tanto económica como técnicamente la
operación del sistema.
Creemos que para optimizar la gestión de las reservas es mejor tener parte de ella ya
comprometida en un plazo mayor al diario, y parte que sea gestionada diariamente
para que las modificaciones en la disponibilidad del sistema sea tenida en cuenta.
Además, pensamos que la mejor opción para la reserva terciaria es que sea obligatorio
poner a disposición del sistema la mayor cantidad de recursos y el mayor volumen de
energía para la gestión del sistema.
4.5. TRATAMIENTO DE LOS DESVÍOS
Los modelos para la gestión de los desvíos pueden aplicarse a:
Perímetros de equilibrio: los sujetos se agrupan por perímetros de equilibrio y
realizan ofertas en un mercado de desvíos para que el Operador del Sistema
acepte en función de los desvíos.
El desvío que gestiona el Operador del Sistema es el del perímetro de equilibrio.
Las instalaciones de un mismo sujeto: un mismo sujeto puede compensar
desvíos de las instalaciones que gestione.
Los perímetros de equilibrio permiten a los sujetos agruparse y compensar entre ellos
los desvíos, independientemente del volumen de sus instalaciones. Por el contrario, la
liquidación de los desvíos por sujetos es un modelo más injusto, ya que sólo se
benefician de la compensación interna de desvíos aquellos sujetos que tengan un
número considerable de instalaciones, lo que por un lado es injusto para los sujetos
con un pequeño número de instalaciones, y por otro invita a las instalaciones a ser
gestionadas por otro sujeto, con un volumen mayor, que tendrá más fácil la posibilidad
de ejercer poder de mercado.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
74
En Dinamarca, el Operador del Sistema es además el gestor de un perímetro de
equilibrio para las renovables, aunque no es obligatorio estar adscrito al mismo. El
hecho de que el Operador del Sistema disponga en todo momento de toda la
información de carácter renovable facilita la gestión y el cálculo de las reservas ante
rápidas variaciones en la generación de este tipo de tecnologías, propio de la
generación eólica. Además es probado que existen correlaciones entre los desvíos de
los programas de tipo renovables, con lo que cuanto más volumen de renovables
tenga este perímetro de equilibrio, y más diverso sea el mismo, mayor capacidad
tendrá el Operador del Sistema de compensar su desvíos.
Otro aspecto a tener en cuenta es el precio de la liquidación de los desvíos:
Existen dos precios para la liquidación en función de que el desvío sea a favor o
en contra del sistema:
o Si el desvío es a favor del sistema, el precio al que se liquidará (compra
o venta) será el precio del mercado de regulación.
o Si el desvío es en contra del sistema, el precio al que se liquidará será:
Bien para compra o venta el precio del servicio auxiliar que haya
sido requerido.
Bien según sea compra o venta:
Para compra pagan el máximo entre el precio del
mercado diario o el precio ponderado de las energías de
servicios auxiliares que hayan sido requeridas.
Para venta cobran el mínimo entre el precio del mercado
diario o el precio ponderado de las energías de servicios
auxiliares que hayan sido requeridas.
Existen otros sistemas que obtienen un único precio de liquidación que será el
mismo para desvíos a subir y a bajar, basado en el coste de los desvíos.
Otros sistemas liquidan los precios según las ofertas que se hayan aceptado
para los desvíos (para desvíos a favor del sistema) y obtienen un precio con un
algoritmo más complicado que se basa en los últimos precios de ese periodo
para obtener el precio contrario en el caso de un desvío contrario al sistema.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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Para el modelo de integración de las renovables tomaremos como grupos para
gestionar los desvíos los perímetros de equilibrio, basándonos, principalmente, en que
son más justos para sujetos con menor volumen de generación. Además adoptamos la
idea del modelo danés de que se cree un perímetro de balance para compensar los
desvíos de la generación renovables, tanto para las ventajas que supone para las
renovables, mayor volumen mejor compensación, como por los beneficios que supone
para el sistema, en todo momento tendrán toda la información de las renovables con
los que facilitará su gestión y cálculo de las reservas.
A la hora de escoger un modelo de precios para la liquidación tomamos el primero de
los expuestos, en los que hay un precio si el desvío es a favor del sistema (precio
mercado diario) y otro si es en contra (mínimo o máximo entre precio mercado diario y
el de los servicios auxiliares). Tomamos este modelo porque es el más transparente a la
hora de elegir precio y porque introduce una cierta penalización en los desvíos en
contra del sistema.
Se puede plantear un sistema que penalice el desvío independientemente del sentido
del mismo. Recordemos que en el modelo que estamos definiendo se busca la
integración de las renovables, por lo que en un principio no se penalizarán los desvíos a
favor del sistema, entendemos que el propio mercado de restricciones y los servicios
auxiliares son ya de por sí un incentivo a las renovables para invertir en mecanismos
que permitan la gestionabilidad de las mismas, será por tanto cuando dicha tecnología
esté implantada cuando se plantee el cambio hacia un modelo de penalización.
4.6. RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES
A la hora de establecer un modelo para la retribución de las tecnologías renovables
podemos elegir entre:
1. Un modelo que fije la remuneración para que de manera libre se fije la
cantidad de renovable de cada tipo (Dinamarca, Alemania, España).
2. Un modelo que fije la cantidad de renovables del sistema para que de manera
libre se fije la el precio de la prima que recibirán las renovables (Reino Unido).
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
76
ESTABLECIMIENTO A PRIORI DE LA REMUNERACIÓN
En cualquier caso hay que fijar bien el precio, bien la cantidad de energía, ya
que la libertad en ambos aspectos supone dificultar la integración de las
tecnologías de régimen especial en el sistema.
Dentro del modelo que fija la remuneración, hay dos sistemas retributivos
distintos:
Tarifa
Mediante la tarifa se define un precio por el que se retribuye a las
instalaciones generadoras de tipo renovable, independientemente del
periodo horario en el que se genere dicha electricidad renovable.
La tarifa asegura la financiación del proyecto eliminando la
incertidumbre de una retribución mediante los precios del mercado,
más variables.
Primas
Las primas son un complemento al precio del mercado. La aplicación de
las primas puede ser distintas maneras:
o Una prima fija que se suma al precio, independientemente del
precio de que el precio del mercado sea alto o bajo.
o Un sistema de primas con un suelo y un techo. Se garantiza que
la retribución mínima será la del suelo, si bien la retribución del
precio más la prima no será superior al techo. Aunque en el caso
de que el precio del mercado fuera superior al techo, se
retribuiría dicho precio de mercado.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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Con este modelo se integra el precio del mercado, con lo que la
generación ya sí, es más sensible al precio del periodo horario en
el que haya sido generada.
Este tipo de retribuciones se fijan para el largo plazo, si bien pueden ser fijadas
para años o para horas equivalentes. El hecho de que durante años se asegure
una retribución a un precio más alto que el del mercado, incentiva la instalación
de estas unidades en localizaciones que pueden no ser las más idóneas desde
un punto de vista económico. El hecho de que se pueda retribuir por un
volumen de generación (horas equivalente) es aún más injusto, ya que no
importa tanto la rentabilidad cuando se sabe que las hay un volumen de
generación que va a ser retribuido a un precio elevado, dando igual que lo
genere en 5 años que en 20.
El que los precios se fijen a tan largo plazo no permite que se generen señales
económicas claras en los mercados, los precios del mercado son falseados ya
que para el resto de las tecnologías los precios con un alto volumen de
renovables bajan, pero estas, en cualquier caso tienen asegurado una
retribución. Además no permite a las diferentes tecnologías competir en
igualdad de condiciones. Es cierto que las renovables deben ser incentivadas de
algún modo, pero ¿un cheque en blanco es lo que el sistema eléctrico se puede
permitir?
El modelo de primas asegura una retribución mínima que garantiza la
rentabilidad del proyecto, pero si un año los precios son bajos y el sistema
cubre la diferencia, ¿por qué cuando el precio es alto y supera el umbral
necesario para que el proyecto sea rentable no devuelven parte de esa prima?.
En estos sistemas los consumidores están pagando a las renovables cuando los
precios son bajos, pero cuando los precios son altos estas plantas no devuelven
ese dinero.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
78
A esto hay que añadir la burbuja que este tipo de remuneración crea en torno a
las renovables. Estas tecnologías están “aseguradas” según estos modelos, por
lo que 1) se puede instalar hasta que la ley ampare y no maximizando la
idoneidad de esa instalación y 2) la tecnología no va a abaratarse si la
remuneración de estas instalaciones continúa siendo elevada. Hay que tener en
cuenta también que, con la internalización de los costes de CO2 (lo que supone
un incremento de los precios de mercado), estas tecnologías estarán recibiendo
un beneficio tanto por no producir CO2 (una subida del precio sin que sus
costes aumenten) como por ser renovables (primas clásicas).
Este modelo además puede producir un boom de instalaciones renovables para
el que los sistemas clásicos no estén preparados.
ESTABLECIMIENTO A PRIORI DE LA CANTIDAD
El otro modelo, el de los certificados verdes, es el que fija la cantidad de
energía de origen renovable que se tiene que generar y permite establecer
mediante mecanismos de mercado las primas.
Mediante este modelo el precio de la energía de estas tecnologías y el de las
primas se negocia en mercados independientes, ya que se dispone de una serie
de certificados verdes que serán los medios por los que se obtengan las primas
y el precio de dichos certificados puede ser negociado.
Los certificados verdes están compuestos por:
ROCs (Renewable Obligation Certificates) que son certificados que se
dan a las instalaciones renovables en por MWh generado y en función
de las tecnologías (eólica 1 ROC, fotovoltaica 2 ROCs).
Las empresas comercializadoras están obligadas a adquirir un número
de ROCs por cada 100 MWh consumidos.
Dichos ROCs se gestionan en un mercado y de ahí que su precio varía en
función de la generación de ese año.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
79
LECs (Levy Exemption Certificate) que pueden solicitar también las
instalaciones cuya generación es de origen renovable, será concedido
un LEC por MWh generado,
Estos LECs eximen a los consumidores no domésticos de pagar el
impuesto del cambio climático, cuyo precio es de 4,41 £/MWh. Con lo
que dichos consumidores adquieren los LECs de las instalaciones
renovables a un precio pactado para evitar el pago del impuesto.
La introducción de los LECs supone la existencia de un impuesto previo para los
consumidores no domésticos. Puede parecer que con la internalización de los
costes del CO2 ya sea suficiente, pero este impuesto no está destinado a
reducir el volumen de CO2 generado, sino a que los consumidores reduzcan su
consumo, con lo que se entiende que este impuesto tiene cabida en el sistema.
Es cierto que este sistema presenta dudas acerca de la cantidad de energía que
se generará. Es lógico pensar que si se obliga a que las comercializadoras
compren un determinado número de ROCs (Renewable Obligation Certificates),
el sistema irá avanzando según obligue la ley a comprar más ROCs por MWh
suministrado. Es aquí donde otro de los certificados verdes cobra importancia,
los LECs (Levy Exemption Certificates). Estos certificados permiten a las
instalaciones obtener una prima adicional por la exención del impuesto, lo que
en un año en el que el precio del ROC sea bajo asegura un ingreso por LECs, ya
que hemos de recordar que el precio por MWh del impuesto, para
consumidores no domésticos, del cambio climático sobre la energía es de 4,41
£/MWh, lo que supone que se puede llegar a obtener una prima adicional
pequeña.
En cualquier caso mediante organismos internacionales ya se están publicando
cuotas de generación renovable que hay que alcanzar, por lo que desde el
exterior ya se están fijando cantidades mínimas de generación renovable que
cada país puede decidir incrementar.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
80
Merece una mención especial el planteamiento de los ROCs en función de las
diferentes tecnologías. Es un planteamiento muy inteligente a la hora de
incentivar tecnologías menos competitivas. Introduce una mayor regulación al
respecto, pero sigue en la línea del mercado a la hora de imponer las primas de
las renovables.
Este modelo, que evoluciona fijando las cantidades es más lineal y reduce la
incertidumbre del sistema de que se genere un boom de renovables.
Elegimos como modelo el de los certificados verdes, porque es la más justa desde un
punto de vista económico del sistema. Mediante este modelo las renovables también
asumen la incertidumbre del mercado, al igual que el resto de las tecnologías como en
cualquier mercado más. Además, suponen una adaptación gradual para el sistema
clásico.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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5. CONCLUSIONES
En el análisis anterior se han elegido los puntos que mejor configurarían un sistema
adaptado a las renovables. En este sistema existirá una plataforma de mercado
uniforme y transparente (mercado diario), que permita a los sujetos realizar su
programación diaria o combinarla con contratos (contratación bilateral).
Será un sistema que resuelva las restricciones mediante mecanismo de mercado
(mercado de restricciones) que pongan las bases para evitar restricciones tras la
gestión intradiaria. Dicha gestión intradiaria permitirá programar la energía en función
de las mejores previsiones disponibles (mercado intradiario continuo).
Los servicios auxiliares podrán ser de contratación diaria o mensual y con unos precios
de desvíos que incentiven a los productores a reducir sus desvíos (penalización
desvíos).
El sistema de retribución de las renovables estará basado en mecanismos de mercado
(certificados verdes) que sean sensibles a los mercados.
Es difícil la adaptación de todos los puntos anteriormente expuestos para un modelo
que ya existe. Es necesario modificar muchos aspectos regulatorios para introducir una
mínima modificación en un sistema eléctrico en funcionamiento.
Sin embargo, hay que hacer hincapié en que es necesario que los sistemas se adapten
a las tecnologías renovables, pero también debe haber un esfuerzo por parte de las
renovables para participar en el sistema del mismo modo que harían el resto de
tecnologías de régimen ordinario.
Tanto desde un punto de vista medioambiental como de dependencia de combustibles
fósiles, las tecnologías renovables son la solución de esos problemas, por lo que es
absolutamente necesario que para que estas tecnologías sean una realidad que
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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reduzcan al mínimo estos problemas, ha de solucionarse primero el problema de la
gestionabilidad de las renovables.
Es necesaria la inversión y el desarrollo, no sólo en instalación de plantas renovables,
sino también de los medios que permitan a las tecnologías renovables ser
autosuficientes en el sistema.
Deben producirse cambios en el sector, pero también en la regulación y en la dirección
de las primas. Si tanto esfuerzo y tantos recursos económicos se están dirigiendo para
la inserción de renovables en el sistema, no es absurdo decir que parte de ese volumen
económico se destine a I+D para las renovables, además de partidas gubernamentales,
ya que, el control de generación de las renovables resolverá parte del problema
medioambiental y de dependencia de los combustibles fósiles.
Uno de los pasos para que un sistema basado en renovables sea autosuficiente es la
definición de un modelo que permita a las renovables ir introduciéndose en igualdad
de condiciones en el sector. Pero es crucial para los sistemas que las autoridades
inviertan y promuevan la tecnología necesaria para que el sistema llegue a ser
autosuficiente.
Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia
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liquidaciones de los servicios de ajuste del sistema 14.1, 14.3, 14.4, 14.6,
14.7 y 14.8 y se deroga el Procedimiento P.O. 14.5 <derechos de cobro y
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