NUESTRA EXPERIENCIA TU ENERGÍA.

Transcripción

1 NUESTRA EXPERIENCIA TU ENERGÍA

2 NUEVA LEGISLACIÓN 2014 Ley 24/2013 del Sector Eléctrico Propuesta de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía Renovables, Cogeneración y Residuos Propuesta de Orden por la que se aprueban los Parámetros Retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos NUEVOS RETOS NUEVAS OPORTUNIDADES

3 Nuevos Retos NUEVOS RETOS PARA LA OPERACIÓN DE PLANTAS DE COGENERACIÓN El Real Decreto-ley 9/2013, la nueva Ley del sector Eléctrico actualmente en trámite, así como el nuevo Real Decreto a aprobar por el que se regula la actividad de producción de Energía Eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, establece nuevos retos para la operación, entre los que cabe destacar: 1. Operación en el mercado eléctrico. Las plantas dejan de funcionar bajo un régimen de funcionamiento basado en una tarifa fija, para pasar a operar en el mercado eléctrico, el cuál se estima que cada vez sea más volátil. Es preciso por tanto realizar correctas evaluaciones del mercado, así como de disponer de herramientas de previsión, a fin de optimizar el funcionamiento de las plantas. 2. Volatilidad de precios de mercado diario. Dicha volatilidad puede provocar que el modo de funcionamiento de la planta no se adapte a las necesidades del proceso fabril. Para reducir este riesgo proponemos la gestión en mercados de futuros de la energía. 3. Horas de funcionamiento. La fijación en borrador de Real Decreto de un límite máximo para la percepción de la retribución a la operación, así como las condiciones del propio mercado eléctrico, hacen prever que las plantas de cogeneración no podrán seguir funcionando a carga base, como actualmente, sino que será necesario en determinados periodos, bien el funcionamiento a cargas parciales, o bien la parada total de la planta unos determinados días al año. Será por tanto necesario un seguimiento continuo de los mercados y previsiones a fin de optimizar la generación de la planta. 4. Mercado interior Europeo de la Electricidad. La creación del mercado interior de la energía en la Unión Europea, previsto para el año 2014 supondrá una complejidad adicional para la operación delas plantas en el mercado eléctrico.

4 Nuevos Retos NUEVOS RETOS PARA LA OPERACIÓN DE PLANTAS DE COGENERACIÓN 5. Seguimiento y Análisis de mercados. Al pasar las plantas a funcionar en mercado es necesario la realización de un seguimiento constante de dichos mercados, histórico, actual y futuro, así como de los parámetros que influyen en la fijación de dichos precios: producciones por tecnologías, indisponibilidades, demandas, diferencias en interconexiones internacionales, etc. Por término general las plantas no tienen acceso a dicha información, ni disponen de la capacidad de análisis para el seguimiento de mercados. 6. Obligación de cumplir con las instrucciones del Operador del Sistema. Dicha obligación, que se empezó aplicar a las plantas mayores de 10 MW en septiembre de 2013, y que en el borrador de nuevo Real Decreto se hace extensiva a las plantas mayores de 5 MW, consiste en la obligación de las plantas de seguir las instrucciones emitidas por el Control de Régimen Especial (CECRE). Dichas instrucciones habitualmente son consignas de reducción de potencia de las plantas, habitualmente al mínimo técnico, habitualmente por excesos de generación no integrables en el sistema (excesos de producción de renovables). Dichas situaciones, que se producen habitualmente en las horas de menor demanda, es necesario su previsión, a fin de que no afecte al proceso industrial al que está ligado la planta.

5 /MWh Operación en el mercado eléctrico 115,00 110,00 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Comparación precios Pool últimos tres años Horas/año Marzo 2011-Febrero 2012 Marzo 2012-Febrero 2013 Marzo 2013-Febrero 2014

6 Horas de Funcionamiento Horas equivalentes de funcionamiento: Cociente de la energía vendida en mercado en cualquiera de sus formas de contratación en el mismo periodo, expresada en kwh, entre la potencia instalada, expresada en kw. El Borrador de Real Decreto establece tres límites en cuánto a las horas equivalentes de funcionamiento de las planta: 1) Umbral de funcionamiento: Horas equivalentes de funcionamiento por debajo del cual se perderá el derecho a la retribución específica para ese año. 2) Horas mínimas de funcionamiento: Horas equivalentes de funcionamiento por encima del cual dará derecho a la percepción de la totalidad de la retribución específica. 3) Horas máximas de funcionamiento: Número de horas de funcionamiento máximas a efectos de percepción de la retribución a la operación. De acuerdo a lo establecido en el borrador, si las horas de funcionamiento equivalentes no alcanzan el umbral de funcionamiento, no existirá derecho a la percepción de retribución específica (retribución a la inversión y a la operación). Si las horas de funcionamiento equivalentes están entre el umbral de funcionamiento y las horas mínimas se prorrateará la retribución específica (retribución a la inversión y a la operación). Si las horas de funcionamiento equivalentes se encuentran entre las horas mínimas y máximas se tendrá derecho a percibir íntegramente la retribución específica (retribución a la inversión y a la operación). Si las horas de funcionamiento equivalentes sobrepasan las horas máximas, la energía producida por encima de las horas equivalentes máximas no tendrá derecho a la percepción de la prima de operación.

7 Horas de Funcionamiento Las horas de funcionamiento de la planta, basado en el borrador del nuevo Real Decreto, nos vendrá determinado por dos criterios distintos: Límites para las horas equivalentes mínimas y máximas de la planta tipo que corresponda: Horas mínimas: Por debajo de las cuales se prorratearán los ingresos específicos (retribución a la inversión y a la operación). Para las horas equivalentes por debajo de las horas mínimas, se perderá la retribución de operación para al menos el mismo número de horas que no se haya alcanzado ese valor, por lo que resultará económicamente inviable a cualquier planta de cogeneración funcionar por debajo de las horas mínimas de operación. Horas máximas: Por encima de las cuales no se percibirá la retribución de la operación. Los costes operativos de generación de las plantas dependerán del precio del combustible, rendimiento de los generadores, recuperación térmica, costes de mantenimiento, etc. pero por término general será inviable económicamente el funcionamiento para precios de pool inferiores al rango de /MWh, por lo que salvo unas pocas horas excepcionales, resultará inviable económicamente funcionar por encima de las horas máximas equivalentes. Horas de funcionamiento con resultado operativo positivo La energía exportada por las plantas se valorará al precio del mercado diario o intradiario, más adicionalmente y en caso de que hubiese lugar la retribución a la operación, o retribución a la operación extendida. Debido a ello, habrá un de terminado número de horas, dependiendo del tipo de planta, del precio de combustible, del rendimiento eléctrico de la generación, de la recuperación térmica, de los costes variables de operación y mantenimiento, del precio del mercado eléctrico y del valor de la retribución en la operación, en los que el resultado operativo, para dichas horas, será negativo, por lo que será económicamente más rentable, la generación por medios convencionales. En función del tipo de planta, será necesario optimizar las horas de funcionamiento, para maximizar el resultado operativo. A continuación se muestran los valores del pool acumulados en los últimos 365 días. El límite de precios de pool por debajo del cual, el resultado de operación será negativo, se estima entre 25 y 45 E/MWh, el cual se determinará para cada planta, una vez fijadas las retribuciones específicas. Por debajo de dichos valores, salvo ausencia de generación alternativa, se parará la planta.

8 Uf: Umbral de funcionamiento Nhmin: Número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo Nhmax: Número de horas equivalentes de funcionamiento máximo Horas de Funcionamiento 120 Mercado Diario Precio Mercado Diario Media Valores pool por encima Media valores del pool por debajo horas funcionamiento. Pool medio 55 /MWh Pool de indiferencia 40 /MWh horas horas parada. Pool medio 19 /MWh

9 Uf: Umbral de funcionamiento Nhmin: Número de horas equivalentes de funcionamiento mínimo Nhmax: Número de horas equivalentes de funcionamiento máximo Horas de Funcionamiento 120 Mercado Diario Precio Mercado Diario Media Valores pool por encima Media valores del pool por debajo horas funcionamiento. Pool medio 55 /MWh Pool de indiferencia 30 /MWh horas horas a parar. Pool medio 35 /MWh

10 Nuevas Oportunidades NUEVAS OPORTUNIDADES PARA LA OPERACIÓN DE PLANTAS DE COGENERACION Las principales oportunidades que ofrecen el Real Decreto-ley 9/2013, la nueva Ley del sector Eléctrico actualmente en trámite, así como el nuevo Real Decreto a aprobar por el que se regula la actividad de producción de Energía Eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, para las plantas de cogeneración son las siguientes: 1. Participación en los servicios de ajuste del sistema. Las plantas de cogeneración, en cuanto a su carácter gestionable, podrán participar en los mercados asociados a los servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo. El valor mínimo de las ofertas será de 10 MW, pudiendo alcanzarse dicho valor como oferta agregada de varias instalaciones. Los ingresos que se obtengan por la participación en dichos servicios serán adicionales a los obtenidos por la retribución específica. 2. Servicio complementario de control de tensión. Las instalaciones cuya potencia instalada sea igual o superior a 5 MW podrán participar voluntariamente en el servicio complementario de control de tensión aplicable a los productores a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos siguiendo las consignas de un determinado nudo del sistema dadas por el operador del sistema. Pendiente de desarrollo normativo. Este procedimiento será adicional al actualmente existente de control de tensión de la red de transporte. 3. Retribución a la operación. La retribución a la operación por unidad de energía a la instalación se calculará de forma que adicionada a la estimación del precio medio anual del mercado diario e intradiario iguale a los costes estimados de explotación por unidad de energía generada para dicha instalación tipo. 4. Retribución a la operación extendida. Una vez superado el periodo en el que una instalación tipo tiene derecho a la retribución, mediante Orden del Ministerio de Industria Energía y Turismo se podrá establecer, durante un periodo limitado, una retribución a la operación extendida que permita desde el punto de vista económico, mantener en operación la instalación.

11 Servicios de Ajustes del Sistema Los Servicios de Ajuste del Sistema a los que, una vez habilitados por el operador del sistema, pueden acudir las plantas de producción de Energía Eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, cogeneración y residuos, de carácter gestionables son los siguientes: 1. Resolución de Restricciones Técnicas (P.O. 3.2): El objeto es resolver las restricciones técnicas identificadas en el sistema eléctrico peninsular español en el programa diario base de funcionamiento (PDBF). Existen dos Fases.: Fase I: Sujetos: Plantas de producción de régimen ordinario y de régimen especial gestionable no renovable. Obligación en todo caso de presentación de oferta para toda la potencia disponible. Las ofertas se han de presentar hasta 30 min después de la publicación del PDBF. El Operador del Sistema asignará o retirará las unidades de producción necesaria para la resolución de las restricciones técnicas. Fase II: El OS procederá en su caso, a realizar las modificaciones necesarias para obtener un programa equilibrado en generación y demanda. 2. Contratación y gestión de reserva de potencia adicional a subir (P.O. 3.9). El objeto es establecer el proceso para la contratación y gestión de la reserva de potencia adicional a subir, que pueda ser necesaria con respecto a la disponible en Programa Viable Provisional (PVP) para garantizar la seguridad en el sistema eléctrico peninsular español. Proveedores del servicio: Unidades térmicas de programación de régimen ordinario y/o especial de carácter gestionable que dispongan de la habilitación del Operador del Sistema y que tengan un programa nulo en las 24 h de programación. La capacidad de oferta de éste servicio no debe ser inferior a 10 MW. 3. Regulación Secundaria (P.O. 7.3). El objeto es reglamentar el servicio complementario de regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español, con el objeto de mantener la frecuencia del sistema en su valor de referencia y de anular los desvíos en cada instante respecto a los programas de intercambio.

12 Servicios de Ajustes del Sistema Proveedores del servicio: Zonas de regulación en respuesta a los requerimientos del regulador maestro del Operador del Sistema. Las zonas de regulación son agrupaciones de unidades de producción, que tienen capacidad de regular a las órdenes de un sistema de Control Automático de Generación, cumpliendo con los requisitos establecidos. 4. Regulación Terciaria (P.O. 7.3). El objeto es reglamentar el servicio complementario de regulación de terciaria del sistema eléctrico peninsular español, con el objeto de restituir la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada. Proveedores del servicio: Unidades habilitadas por el Operador del Sistema que aporten una capacidad de oferta para la prestación de éste servicio no inferior a 10 MW. Obligación de presentar oferta para las unidades habilitadas. 5. Gestión de Desvíos Generación-Consumo (P.O. 3.3). El objeto es establecer el proceso de resolución de los desvíos entre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesión de mercado intradiario y hasta la hora de inicio del horizonte de programación de la siguiente sesión. Proveedores del servicio: Instalaciones de producción de régimen ordinario y de régimen especial de carácter gestionable habilitadas para su prestación por el Operador del Sistema. La Capacidad no ha de ser inferior a 10 MW. Plazos de presentación de ofertas (P.O. 3.1) y tiempos de respuesta. Mercado Diario: Hasta las 12:00 del día n-1 Mercados Intradiarios: MID 1 17:00 18:45 día n-1. MID 2 21:00-21:45 día n-1. MID 3 01:00-01:45 dia n. MID 4 04:00-04:45 dia n. MID 5 08:00-08:45 dia n. MID 6: 12:00 12:45 dia n. MID 7: 17:00-18:45 dia n. Restricciones Técnicas: 30 minutos desde la publicación del PDBF del día n-1. Como máximo las 14:30 día n-1 Gestión de Reserva de Potencia Adicional a subir: 30 minutos desde comunicados los requerimientos. Como máximo las 17:00 (n-1) Reserva Secundaria: 30 minutos desde la publicación del PDVP o tras la publicación de la asignación de reserva. Como máximo 17:30 Tiempo de respuesta. 4 segundos Reserva Terciaria: Antes de las 23:00 horas del día n-1. Tiempo de respuesta: 15 min Gestión de Desvíos Generación Consumo: 30 minutos desde la comunicación de los requerimientos. Tiempo de respuesta: 15 min.

13 /MWh Reserva de Potencia a subir Reserva de Potencia a Subir. Marzo Febrero ,00 115,00 110,00 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0, Horas/año Precio Pool Reserva de Potencia

14 /MWh Banda Secundaria 115,00 110,00 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Monótona Precios Banda Secundaria. Marzo Febrero 2014 Horas/año Precio Pool Banda Secundaria Polinómica (Precio Pool)

15 /MWh Terciaria a Subir 115,00 110,00 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 Monótona Precios Terciaria Subir. Marzo Febrero 2014 Horas/año Precio Pool Tercairia Subir Polinómica (Precio Pool)

16 /MWh Terciaria a Bajar Monótona Precios Pool - Terciaria Bajar. Marzo Febrero ,00 110,00 105,00 100,00 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 60,00 55,00 50,00 45,00 40,00 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00-5,00-10,00-15,00-20,00-25,00-30,00-35,00-40, Horas/año Precio Pool Pool - Terciaria bajar

17 Como adaptar las plantas COMO ADAPTAR LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN A LA NUEVA SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO 1. Participación en mercados de futuros: Contratación de futuros (diarios, semanales, mensuales, trimestrales o anuales) que permita asegurar una rentabilidad razonable para la planta de cogeneración. Incertidumbres: * Limitación del mercado. Volúmenes muy reducidos. Actualmente 5% de la demanda anual. * Spread entre el mercado diario y el futuro muy alto (precios poco creibles).

18 /MWh Precios del Mercado Eléctrico 100,00 90,00 Medias diarias de precios eléctrcicos de mercados europeos España: 40,79 /MWh Francia: 41,21 /MWh Alemania: 36,34 /MWh 80,00 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 28/02/ /03/ /04/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ /01/2014 OMIE Spain Day Base France Day Base PHELIX Day Base

19 /MWh Futuros a 1 año en el mercado de F Evolución de los precios de futuros para carga base del próximo año en España, Francia y Alemanis OMIP Spain Baseload 2014 Futures EEX Phelix Baseload 2014 Futures OMIP Spain Baseload 2015 Futures EEX Phelix Baseload 2015 Futures French Base Year Futures, Cal-14 French Base Year Futures, Cal-15

20 Como adaptar las plantas COMO ADAPTAR LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN A LA NUEVA SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO 1. Participación en mercados de futuros: Contratación de futuros (diarios, semanales, mensuales, trimestrales o anuales) que permita asegurar una rentabilidad razonable para la planta de cogeneración. Incertidumbres: * Limitación del mercado. Volúmenes muy reducidos * Spread entre el mercado diario y el futuro muy alto (precios poco creibles) 2. Adaptación del funcionamiento de las plantas a los precios de mercado: Funcionar únicamente en aquellas horas en que el resultado operativo variable de la planta de cogeneración sea positivo, y parar en aquellas horas en que sea negativo. Necesidades: * Seguimiento de mercados (previsiones de precios de mercado y precios de casación) * Respaldo en la generación térmica y en la generación eléctrica (capacidad de la acometida).

21 Funcionamiento de plantas en mercado

22 Como adaptar las plantas COMO ADAPTAR LAS PLANTAS DE COGENERACIÓN A LA NUEVA SITUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO 1. Participación en mercados de futuros: Contratación de futuros (diarios, semanales, mensuales, trimestrales o anuales) que permita asegurar una rentabilidad razonable para la planta de cogeneración. Incertidumbres: * Limitación del mercado. Volúmenes muy reducidos * Spread entre el mercado diario y el futuro muy alto (precios poco creibles) 2. Adaptación del funcionamiento de las plantas a los precios de mercado: Funcionar únicamente en aquellas horas en que el resultado operativo variable de la planta de cogeneración sea positivo, y parar en aquellas horas en que sea negativo. Necesidades: * Seguimiento de mercados (previsiones de precios de meracdo y precios de casación) * Respaldo en la generación térmica y en la generación eléctrica (capacidad de la acometida). 3. Funcionamiento en los mercados de regulación : Acudir a los mercados de regulación (reserva de secundaria, reserva de terciaria, gestión de desvíos, reserva de potencia a subir, restricciones técnicas) cuando los precios o beneficio obtenidos en dichos mercados sean mayores que los de la explotación de las plantas en carga base o en régimen de funcionamiento/parada. Necesidades: * Seguimiento de mercados: - Previsiones de precios. - Seguimiento en continuo de mercados * Respaldo en la generación térmica. * Capacidad de regulación de carga: - En tiempos cortos (15 min) - En tiempos muy cortos (150 seg) * Vigilancia en continuo de la planta

23 Funcionamiento de plantas en 120 mercado Semana del 04/02/2014 (Motor) MD_PREC_DD_ESP OPERACIÓN BÁSICA - MERCADO DIARIO (CON OFERTA A POOL DE INDIFERENCIA) BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA 120 Semana del 04/02/2014 (Turbina) 60, , , , , , MD_PREC_DD_ESP OPERACIÓN BÁSICA - MERCADO DIARIO (CON OFERTA A POOL DE INDIFERENCIA) BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA