R ED ELÉC T RIC A DE ESPAÑA. Novedades regulatorias y estado de propuestas de procedimientos de operación

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Enrique Villanueva Carrizo
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1 R ED ELÉC T RIC A DE ESPAÑA y estado de propuestas de procedimientos de operación MARZO 2010

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3 RD 134/2010: generalidades d Real Decreto 134/2010 por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica Aprobado el 12 de febrero de 2010 Establece un nuevo servicio de ajuste del sistema: proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro Establece modificaciones al despacho de las centrales para introducir la generación con carbón autóctono y adecuar la producción del resto de centrales para equilibrar la generación con la demanda La generación con carbón autóctono lleva asociada una cuantía máxima anual de producción junto con una retribución regulada Las modificaciones de programa necesarias para equilibrar la producción con la demanda son retribuidas a un precio calculado en función del precio del mercado y de unas referencias reguladas de costes de los combustibles 3

4 Ubicación del nuevo proceso en los plazos del mercado Día D-7 Intervalo de tiempo de ejecución de cada proceso Dia D-1 Horizonte de tiempo que abarca la programación Dia D RED ELECTRICA DE ESPAÑA OPERADOR DEL MERCADO (OMEL) Mercado diario Intradiario 1 Intradiario 2 RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA Información previa publicada por REE Intradiario 3 Intradiario 4 Intradiario 5 Intradiario 6 Plan funcionamiento semanal Subasta diaria de capacidad E-F (RTE) Recepción nominaciones programas Elaboración PBF Recepciónofertas restricciones Solución de restricciones MD Mercado reserva secundaria Subasta intradiaria capacidad (I) E-F (REE) Plan funcionamiento semanal actualizado Solución de restricciones MI Gestión de desvíos Uso de reserva terciaria Solución de restricciones en tiempo real Subasta intradiaria capacidad (II) E-F (REE)

5 Ubicación ió del nuevo proceso en la programación Operador del Mercado Operador del Sistema Información previa MD < 9.00 h Mercado Diario < h PBC Restricciones garantía suministro Recepción Nominaciones Solución Restricciones MD < h h PBF PVP Regulación Secundaria h Mercado Intradiario : Sesiones 1 a 6 Solución Restricciones MI h h PHF Gestión de Desvíos h Reserva Terciaria 15 min antes de h Solución Restricciones TR T. real P48

6 Aspectos económicos Los aumentos de energía programados y efectivamente realizados, serán retribuidos a un precio determinado por cada instalación en base a una metodología de cálculo Las reducciones netas del PBF, como consecuencia de este nuevo proceso, tendrán derecho a una compensación. Las instalaciones que podrán tener una reducción de programa serán todas las térmicas de régimen ordinario emisoras de CO2 y tendrán un derecho de cobro La reducción se efectuará según orden de mérito descendiente de los niveles de emisión de CO2. La liquidación de los costes del proceso será realizada por el operador del sistema. La CNE supervisará y hará públicos los valores de emisión de CO2 de estas instalaciones. 6

7 Centrales de carbón participantes i t Las centrales obligadas a participar en este proceso son: Soto de Ribera 3 Narcea 3 Anllares La Robla 2 Compostilla Teruel Guardo 2 Puentenuevo 3 Escucha Elcogás Los precios y el volumen máximo de producción anual serán fijados para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía. Se permitirán trasvases de carbón entre centrales. El precio de la retribución para cada hora será la diferencia entre el coste unitario de generación del grupo menos el precio horario del mercado diario Coste de generación: CG (i) = CC i +Cf i +CVOM i +CF i +CO 2i. CC i : Coste de combustible expresado en Euros/MWh Cf i : Coste financiero unitario, expresado en Euros/MWh. Es el coste del carbón autóctono almacenado superior al stock de seguridad CVOM i : Coste variable de operación y mantenimiento unitario, expresado en Euros/MWh. 2 /MWh para las centrales de lignito negro;1,5 /MWh para las hullas y antracitas. Si cuenta con planta de desulfuración estos costes se incrementarán en 0,5 /MWh. CF i : El coste fijo unitario, expresado en Euros/MWh, incluirá el coste de operación y mantenimiento fijo y, en su caso, la anualidad del coste de inversión CCO 2i : El coste unitario de emisión del CO 2 en /MWh, para lo que se aplica a los últimos factores de emisión disponibles de cada grupo generador (en ton CO 2 por MWh generado). 7

8 Derecho de cobro de centrales afectadas Centrales que utilizan carbón importado y fuel: [ ED ( MAX ( PMD PR ;0 m )] i i RS = j j ic ) + j RS i : Derecho de cobro del servicio prestado por la central i, en. ED i j: Energía programada en el programa diario base de funcionamiento de todos los grupos de la central i en la hora j que ha resultado reducida por el operador del sistema. PMD j : Precio resultante de la casación del mercado diario hora j. PR ic : Precio de referencia del combustible c utilizado por la central i, basado en la cotización internacional CIF en el mercado spot del precio del combustible utilizado y del precio de los derechos de emisión de CO 2. m i : Margen comercial unitario a reconocer a la central i. Aplicará a las centrales i que a la entrada en vigor del Real Decreto tengan suscritos contratos a largo plazo de suministro de combustible. Centrales que utilicen gas natural Derecho de cobro igual al precio resultante de las subasta de resolución de restricciones por garantía de suministro realizado por la CNE mensualmente. i 8

9 Nuevo PO y modificaciones i POs debidas a RD 134/2010 P.O Resolución de restricciones por garantía de suministro (P.O. Nuevo): Versión completa del P.O. en el que se desarrolla el RD de restricciones por GS. PO P.O Programación de la generación : Recoge los cambios motivados por el RD de restricciones por GS, y modificaciones derivadas de su adaptación al Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, a la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio y a otros cambios normativos. P.O. 3.2 Resolución de restricciones técnicas : Incluye los cambios motivados por el RD de restricciones por GS y cambios formales. P.O. 9 Información intercambiada por el operador del sistema : Incluye los cambios motivados por el RD de GS y el cambio de unidades a /MWh, además de otros cambios formales. P.O Derechos de cobro y obligaciones de pago por los servicios de ajuste del sistema. P.O Saldos de las liquidaciones del operador del sistema a los efectos del real decreto 2017/1997 9

10 Procedimientos de operación en desarrollo 10

11 PO P.O Garantías de Pago Enviado a MITYC el 26 de febrero tras la fase de comentarios previa de los agentes Modificaciones propuestas: Incluir el certificado de seguros de caución como instrumento adicional para la formalización de garantías. Incluir la pérdida de la calificación crediticia mínima exigible a la entidad avalista como causa para sustituir un aval. Reducir de doce a tres meses el número de meses con liquidación id ió definitiva necesarios para que las garantías de operación adicionales de la demanda se calculen según el histórico de desvíos del sujeto. 11

12 P.O y PO SEIE Propuesta de modificación del P.O y del P.O SEIE "Instalaciones conectadas a la red de transportet y equipo generador: requisitos iit mínimos de diseño, equipamiento, funcionamiento, puesta en servicio y seguridad Objetivo: introducir modificaciones y actualizar los PO actualmente en vigor así como incorporar un nuevo capítulo de requisitos técnicos para las instalaciones de producción como consecuencia del cambio experimentado y previsto en el parque generador de nuestro sistema favoreciendo un mayor y seguro desarrollo de las energías renovables. Hitos En aplicación de lo establecido en la D. A 3ª del RD 485/2009, estas propuestas fueros enviadas para comentarios de los Sujetos del Mercado, con fecha 13/11/09. Se han recibido numerosos comentarios, alguno de ellos fuera de plazo (fecha límite de comentarios 4/12/2009) Actualmente el OS está en fase de análisis de los comentarios recibidos

13 P.O. Contratación y gestión de reserva de potencia adicional en el sistema eléctrico peninsular español Se trata de un nuevo procedimiento de operación Finalizado el plazo de consulta a los SM con fecha 18/7/09 Comentarios de 4 Sujetos del Mercado y 2 Asociaciones Con fecha 17/9/09 se ha hecho llegar a los SM y Asociaciones la respuesta a sus comentarios Se elaboró una nueva versión revisada que tiene en consideración los comentarios recibidos de los SM y Asociaciones Se ha enviado formalmente a la Secretaría de Estado de Energía el 30 de septiembre Finalizado fase de comentarios del Consejo Consultivo de electricidad

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