Mercado de Producción Peninsular

Transcripción

1 Mayo 2012 María Luisa Lloréns Jefe del Dpto. de Mercados de Operación

2 Introducción Principales características del Sistema Eléctrico Peninsular Organización del Mercado de Producción Mercados Diario, Intradiario y de Servicios de Ajuste del Sistema 2

3 Evolución del mercado de producción : Marco Legal y Estable Directiva 96/92/CE sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad Protocolo Ministerio de Industria y Energía y principales empresas del sector (12/1996) 1998: Mercado eléctrico peninsular español liberalizado Julio 2007: Creación del Mercado MIBEL 2014: Mercado Interior de la Energía 3

4 Actividades del sector eléctrico Antes de la Ley 54/1997 Ley 54/ Ley 17/2007 Intercambios internacionales Producción Despacho Transporte Distribución y suministro Intercambios internacionales Producción MD MD + MID MI Operación del sistema Transporte Distribución Comercialización o Libre mercado o Se requiere autorización administrativa previa o Mercado spot (OMIE) + mercado de futuros (OMIP) o Nominación de programas de energía + servicios de ajuste o Gestión de la red de transporte y gestión del acceso a terceros o Gestión de la red de distribución y acceso a terceros o Se liberaliza el suministro de energía + Comercialización de Último Recurso Consumidores a tarifa Consumidores en mercado Consumidores con Tarifa de Último Recurso (TUR) o Elegibilidad total y Tarifa de Último Recurso (TUR) Actividades reguladas Actividades liberalizadas 4

5 Introducción Principales características del Sistema Eléctrico Peninsular Organización del Mercado de Producción Mercados Diario, Intradiario y de Servicios de Ajuste del Sistema 5

6 Potencia bruta instalada a 31 de diciembre 2011 ( MW) Cobertura de la demanda anual de energía eléctrica Año 2011 Eólica 21% Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica 1% 4% Térmica renovable 1% Hidráulica (1) 20% Eólica 16% Solar fotovoltaica Solar termoeléctrica 1% 3% Termica renovable 2% Hidráulica (3) 11% Cogeneración y resto no renovable (2) 8% Nuclear 8% Carbón 12% Cogeneración y resto no renovable (2) 12% Nuclear 21% Ciclo combinado 25% Ciclo combinado 19% Carbón 15% 6

7 MW MW MW Potencia instalada (MW) Evolución de la demanda y de la nueva potencia instalada TWh Peninsular Extrapeninsular Total Nacional Evolución potencia instalada ciclos combinados Evolución de la potencia fotovoltaica instalada Operación comercial (MW) Evolución de la potencia eólica instalada (*) Evolución de la potencia solar térmica instalada (*) (*) (*) Valor a

8 Participación del Régimen Especial en el mercado de producción Característica Fuente Primaria UPs No Renovables 2% Tipo de Instalación Potencia Eólica Mercado 83% UPs Renovables 98% Solar Térmica 4% Potencia térmica no renovable 2% Potencia minihidráulica Potencia térmica 6% renovable 5% Potencia eólica total instalada en servicio ( MW) Pot eólica No Mercado (Incluye instalaciones con inscripción provisional en RAIPRE) 27% Pot eólica Mercado 73% Total RE Mercado: MW A 01/05/2012: El 73% de la potencia eólica total instalada ( MW) participa en opción mercado 8

9 Interconexiones internacionales con el sistema eléctrico español (*) Información indicativa: (*) Información detallada de la capacidad transfronteriza: 9

10 Introducción Principales características del Sistema Eléctrico Peninsular Organización del Mercado de Producción Mercados Diario, Intradiario y de Servicios de Ajuste del Sistema 10

11 Organización del mercado de producción Operador del mercado (OMIE) Gestión mercados diario e intradiario MIBEL Liquidaciones de la contratación en mercados diario e intradiario Operador del sistema (REE) Operación del sistema de producción-transporte Gestión y liquidación de los mercados de servicios de ajuste del sistema y de los desvíos respecto a programa Gestión de la capacidad de intercambio con los sistemas vecinos Agentes del mercado Generadores (624) 1 Comercializadores (119) 1 Consumidores directos (12) 1 Empresas distribuidoras Empresa transportista y Gestor de la Red de Transporte (REE) Gestores de cargas (1): Número de agentes del mercado a 15/05/2012 (Fuente OMIE) 11

12 Esquema general del mercado de producción español (I) Productores (Régimen Ordinario) Productores (Régimen especial) Comercializadores vendedores Comercializadores autorizados para importar MERCADOS Y CONTRATACIONES A PLAZO (OMIP, CESUR) CONTRATOS BILATERALES (OTCs & OTROS) MERCADOS DIARIO E INTRADIARIO (OMIE) MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA (REE) Operación del Sistema SUBASTAS DE CAPACIDAD DE INTERCAMBIO (REE, RTE) Comercializadores de Último Recurso (CUR) Consumidores directos en mercado Comercializadores compradores Comercializadores autorizados para exportar Consumidores con tarifas de último recurso (TUR) Leyenda: Sujetos del mercado 12

13 Esquema general del mercado de producción español PLATAFORMAS CONTRATACIÓN A PLAZO CONTRATACIÓN BILATERAL (OTCs Y OTROS) MERCADO DIARIO E INTRADIARIO (OMIE) MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE (REE) ASIGNACIÓN CAPACIDAD INTERCONEX. (REE) Gestión sistema eléctrico: REE PROGRAMAS DE ENERGÍA Demanda Programa PDBF ENERGÍA TOTAL ANUAL (GWh) Mercado Diario (%) Contratación Bilateral (%) Demanda Programa P DIFERENCIA (%) 4,6 Demanda Final Servida* *Incorpora corrección eólica, corrección solar y corrección de demanda de REE Energía gestionada en Servicios de Ajuste GWh Porcentaje sobre P ,8% 13

14 Programación del Mercado de Producción PDVP PHF (1 a 6) P48 14

15 Programación del Mercado de Producción (II) Operador del Mercado Operador del Sistema Información previa MD 9.00 h Mercado Diario (MD) h PDBC Recepción Nominaciones h PDBF Solución Restricciones PDBF (Técnicas + Garantía de Suministro) h PDVP Mercado de Reserva de potencia adicional a subir h Regulación Secundaria h Mercado Intradiario (MI): Sesiones 1 a 6 Solución Restricciones Técnicas MI h h PHF Gestión de Desvíos h Reserva Terciaria 15 min antes de h Solución Restricciones Técnicas TR T. real P48 15

16 Introducción Principales características del Sistema Eléctrico Peninsular Organización del Mercado de Producción Mercados Diario, Intradiario y de Servicios de Ajuste del Sistema 16

17 Mercados de Producción MD SOLUCION RESTRICCIONES GdS ASIGNACION RESERVAS DE POTENCIA Reserva Potencia Adicional Subir USO DE REGULACION Y BALANCE RR.TT. TR CB PDBF RR.TT. PDBF PDVP Banda Regulación Secundaria MI PHF GdD Regulación Terciaria P48 17

18 Mercado Diario General Mercado organizado en el que se realizan transacciones de compra y venta de energía eléctrica para cada una de las horas del día siguiente. Las ofertas incluyen volúmenes de energía (MWh) y precios ( /MWh) El algoritmo de casación asegura que el resultado del proceso de casación respeta las capacidades de intercambio comunicadas por el OS Ofertas de venta Obligatoriamente: Unidades de producción disponibles, por la potencia no vinculada a CBF. Potestativamente: Sujetos autorizados para importar, comercializadores y productores de Régimen Especial a mercado o a tarifa Ofertas de compra Comercializadores de último recurso, consumidores directos en mercado, comercializadores, sujetos autorizados para exportar y productores para el suministro de sus servicios auxiliares Casación y precio /MWh Precio Marginal Horario Hora H Energía Casada PRECIO MARGINAL HORARIO Precio de la última oferta de venta casada Ofertas de venta Ofertas de compra MWh 18

19 2009 Enero 2009 Febrero 2009 Marzo 2009 Abril 2009 Mayo 2009 Junio 2009 Julio 2009 Agosto 2009 Septiembre 2009 Octubre 2009 Noviembre 2009 Diciembre 2010 Enero 2010 Febrero 2010 Marzo 2010 Abril 2010 Mayo 2010 Junio 2010 Julio 2010 Agosto 2010 Septiembre 2010 Octubre 2010 Noviembre 2010 Diciembre 2011 Enero 2011 Febrero 2011 Marzo 2011 Abril 2011 Mayo 2011 Junio 2011 Julio 2011 Agosto 2011 Septiembre 2011 Octubre 2011 Noviembre 2011 Diciembre 2012 Enero 2012 Febrero 2012 Marzo 2012 Abril /MWh GWh Precio medio aritmético y energía gestionada en el MD Enero 2009 a Abril Precio medio aritmético Energía gestionada

20 Precios medios en los MD europeos *Precio Medio S. Nórdico compuesto por 13 áreas de precios Fuente: Webs de los respectivos PXs 20

21 Precios Máximos y Mínimos en MD europeos en Abril /MWh Precios Máximos de los MD /MWh 20 Precios Mínimos de los MD 17, , ,5 10,5 11,5 12, ,5 70,5 90,0 81,2 90,0 81,2 70, ,0 0,1-0, MIBEL (ES) MIBEL (PT) EPEX SPOT (FR) EPEX SPOT (AL) BELPEX (BE) APX (HL) NORD POOL SPOT* GME (IT) -10 MIBEL (ES) MIBEL (PT) EPEX SPOT (FR) EPEX SPOT (AL) BELPEX (BE) APX (HL) NORD POOL SPOT* GME (IT) Rango de Precios Máximos: Nord Pool Spot y MIBEL (70 /MWh) GME (It) (152,8 /MWh) Rango de Precios Mínimos: EPEX Spot Alemania (-0,1 /MWh) Nord Pool Spot (17 /MWh) El área española del MIBEL ha registrado 18 periodos horarios con precio 0 /MWh, : - D 15/4/12 de H7 a H10 y de H16 a H19. - L 16/4/12 de H3 a H6 - J 19/4/12 de H3 a H6 - X 25/4/12 en H5 y H6 21

22 Mercado Intradiario General Es un mercado de ajustes La participación no es obligatoria Existen 6 sesiones de mercado intradiario al día, aproximadamente cada tres horas. Cada periodo horario de programación es objeto de varias sesiones Se rechazan las ofertas que no cumplen los límites establecidos por seguridad Ofertas de venta y de compra Participantes tanto con ofertas de compra como de venta: Of. Venta: Cualquier agente autorizado a operar en el mercado de producción Of. Adquisición: Deberán haber participado en la sesión correspondiente del mercado diario o haber ejecutado un CBF Casación y precio /MWh PRECIO MARGINAL HORARIO INTRADIARIO Precio de la última oferta de venta casada Ofertas de venta Precio Marginal Horario Intradiario Ofertas de compra 22 Hora H Energía Casada MWh

23 2009 Enero 2009 Febrero 2009 Marzo 2009 Abril 2009 Mayo 2009 Junio 2009 Julio 2009 Agosto 2009 Septiembre 2009 Octubre 2009 Noviembre 2009 Diciembre 2010 Enero 2010 Febrero 2010 Marzo 2010 Abril 2010 Mayo 2010 Junio 2010 Julio 2010 Agosto 2010 Septiembre 2010 Octubre 2010 Noviembre 2010 Diciembre 2011 Enero 2011 Febrero 2011 Marzo 2011 Abril 2011 Mayo 2011 Junio 2011 Julio 2011 Agosto 2011 Septiembre 2011 Octubre 2011 Noviembre 2011 Diciembre 2012 Enero 2012 Febrero 2012 Marzo 2012 Abril /MWh GWh Precio medio aritmético y energía gestionada en el MI Enero 2009 a Abril Precio medio aritmético Energía gestionada

24 Mercados de Servicios de Ajuste del Sistema Solución de restricciones: Garantía de suministro (GdS) Técnicas (RR.TT) Servicios complementarios Reserva de potencia adicional a subir (opcional, oferta obligatoria) (Inicio 10/5/2012) Regulación frecuencia/potencia o Regulación secundaria (opcional) o Regulación terciaria (opcional, oferta obligatoria) Control de tensión (en parte obligatoria, en parte opcional) Gestión de desvíos (opcional) 24

25 Solución de restricciones por garantía de suministro Objetivo y operativa Garantizar el suministro de energía a partir de la capacidad instalada en el territorio nacional, manteniendo abierta la opción de los combustibles de origen autóctono Publicación de un plan semanal de funcionamiento con actualización diaria Fases del proceso, unidades participantes y valoración FASE I: Solución de restricciones garantía de suministro Incremento de la energía programada en el PDBF hasta los valores del plan Participación de unidades que utilizan carbón autóctono como combustible (Anexo II RD 134/2010) Valoración al coste unitario establecido mediante Resolución FASE II: Solución de los desequilibrios de la generación Mediante la reducción de energía programada en PDBF de instalaciones emisoras de CO2 Participación de las instalaciones térmicas de producción de régimen ordinario que utilicen como combustible carbón, fuel o gas natural, excepto con función de cogeneración o derecho de prima. Sin remuneración (obligación de pago al PMHMD) Imputación: Con cargo a los pagos por capacidad 25

26 Solución de restricciones técnicas Objetivo: Viabilizar los programas establecidos en cada hora para garantizar la cobertura de la demanda prevista y el cumplimiento de los criterios de fiabilidad y seguridad establecidos en los P.O. Tipos de restricciones: Sobrecargas en elementos de la red de transporte Subtensiones en la red de transporte Medios de resolución: Modificación de los programas de energía previstos Presentación de ofertas específicas para la solución de restricciones técnicas en el PDBF Aplicación de limitaciones sobre los programas 26

27 Proceso de solución de restricciones técnicas (II) FASE 1 (PDBF, Mercado Intradiario y Tiempo Real) FASE 2 (PDBF y Mercado Intradiario) IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES: CRITERIOS DE SEGURIDAD RESTABLECIMIENTO EQUILIBRIO GENERACIÓN - DEMANDA /MWh ENERGÍA Ofertas de venta /MWh ENERGÍA P. Oferta 1 Ofertas de compra P. Oferta 2 Unidad limitada en la FASE 1 P. Oferta 1 P. Oferta 2 Hora H Energía total programada MWh Hora H Energía total programada MWh Criterio técnico - económico Criterio económico, sin provocar restricciones técnicas 27

28 Servicios Complementarios Servicio Definición Carácter Proveedores Reserva de potencia adicional a subir Regulación primaria Regulación secundaria Regulación terciaria cesaria Contratación con respecto y gestión de a la reserva disponible de potencia el adicional PVP para a subir, garantizar necesaria la con respecto seguridad a la disponible en el sistema en el PDVP Actuación de los reguladores de Actuación velocidad de los reguladores de los grupos de velocidad de los grupos generadores ante generadores ante variaciones de variaciones de frecuencia (<30 seg) frecuencia (<30 seg) Actuación de la RCP y de los AGC sobre los reguladores de grupos ante variaciones de frecuencia y del desvío respecto al programa con Francia ( 100 seg) Variación de potencia respecto a Variación programa de potencia tiempo respecto no superior a programa a en tiempo no superior a 15 minutos que 15 minutos que puede mantenerse puede mantenerse hasta 2 horas hasta 2 horas Potestativo y remunerado, de oferta obligatoria Obligatorio y no remunerado Potestativo y remunerado Potestativo y remunerado, de oferta obligatoria Grupos generadores térmicos habilitados por el OS Todos los grupos generadores Grupos generadores habilitados e integrados en zonas de regulación Generadores y grupos de bombeo habilitados por el OS Requerimientos Reserva P.O.3.9 Requerimientos ENTO-E P.O.1.5 P.O. 1.5 P.O.1.5 Control de tensión Mantenimiento perfil tensiones nudos RdT: Tensión en los nudos de alta de las centrales de generación, Factores de potencia en nudos de distribución y consumo, Gestión de los elementos discretos Parte obligatoria Parte potestativa (pendiente de implantación) G: P 30 MW C: s P 15 MW Distribuidores Transportista G: Reactiva +/- 15% Pn a tensión nominal C: Reactiva según periodos 28

29 Reserva de potencia adicional a subir Objetivo: Garantizar la disponibilidad de la reserva de potencia a subir requerida en el sistema de forma adicional a la disponible en el PDVP Proveedores: Centrales térmicas habilitadas por el OS (R.O. y R.E. gestionable) Requerimientos: Publicación tras comunicación del PDVP, cuando sea necesario Asignación: Según orden de mérito de las ofertas presentadas hasta cubrir requerimientos, sin provocar restricciones técnicas Provisión del servicio: En función del tiempo de arranque y programación, deberán participar en el Mercado Intradiario para garantizar la provisión al sistema de la reserva comprometida Obligación de ofertar un aumento del programa de producción hasta la reserva de potencia comprometida siempre que el OS convoque gestión de desvíos a subir Valoración: Al precio marginal horario resultante de la asignación 29

30 Regulación Secundaria General Ofertas: Banda de potencia (MW) y precio de banda ( /MW) - Unidades habilitadas Asignación: Según orden de mérito económico, cumpliéndose por zona de regulación, la relación RS/RB establecida Operación: Los desvíos se miden en la RCP que distribuye (cada 4 segundos) el requerimiento a cada zona de regulación Control del cumplimiento por zona de regulación Valoración: Banda: Al precio marginal horario de la banda Penalización / Bonificación según cumplimiento en tiempo real Energía: Al precio marginal horario de la energía de regulación terciaria que hubiese sido necesario programar Asignación de banda /MW PRECIO MARGINAL BANDA Ofertas de banda de regulación secundaria Precio Marginal Banda 30 Hora H Requerimiento MW

31 Regulación Terciaria Objetivo: Hacer frente a desvíos imprevistos o previstos de corta duración Provisión Obligación de ofertar la totalidad de la reserva terciaria disponible a subir y a bajar: Variación máxima de potencia en un tiempo de 15 minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante 2 horas consecutivas Las ofertas se envían antes de las 23:00 del día D-1. Se pueden actualizar en cualquier momento: Buzón de terciaria Asignación Según orden de mérito económico (sin producir restricciones técnicas) 15 minutos antes del inicio de cada periodo de programación y dentro de cada período horario Asignación de energía terciaria /MWh Precio Marginal secundaria Ofertas de terciaria a subir Valoración Al precio marginal horario de la energía de regulación terciaria asignada (tanto a subir como a bajar) La reserva terciaria sustituye el uso neto de regulación secundaria Precio Marginal terciaria Hora H Asignaciones terciaria en hora H Uso secundaria a subir MWh 31

32 Gestión de desvíos Solución de los desvíos generación-consumo General Es un proceso posterior al MI y previo a la programación horaria, con horizonte hasta el inicio del período de programación del siguiente MI. Se convoca ante desvíos horarios previstos (comunicados y/o estimados) > 300 MWh Ofertas: Potestativas tras publicación de requerimientos por el OS Pueden ofertar productores y consumos de bombeo Asignación: Según orden de mérito económico, sin provocar restricciones técnicas Asignación de energía de gestión de desvíos PRECIO MARGINAL /MWh GESTIÓN DE DESVÍOS Valoración: Al precio marginal horario de las ofertas asignadas en cada periodo horario Precio Marginal gestión desvíos Hora H Ofertas de g. desvíos Requerimiento a cubrir MWh 32

33 Control de Tensión Proveedores: Generadores conectados a la RdT ( Pn 30 MW) Transportistas Gestores de las redes de distribución y consumidores conectados a la RdT ( 15 MW) Carácter: Parte obligatoria: Requisitos mínimos o No remuneración Parte voluntaria: Excedentes ofertados o Pendiente de la publicación por el Ministerio de los precios regulados Prestación del servicio: Grupos: Rango consignas de tensión comunicadas por OS el día D-1 en nudo frontera con RdT Distribuidores y Consumidores cualificados: Rango consignas de factor de potencia comunicadas por el OS el día D-1 en puntos frontera Transformadores 400/220 kv: Consigna de tensión en nudo controlado Reactancias y Condensadores: Instrucciones de acoplamiento / desacoplamiento M.E.R (Mecanismo Excepcional de Resolución): El operador tiene potestad para cambiar en tiempo real el valor de las consignas programadas el día D-1 Requisitos obligatorios: Grupos: Capacidad de reactiva (+/- 15% Pn a tensión nominal) Consumos: Factor de potencia en puntos frontera ( >0.95 en punta, no capacitivo en valle) 33

34 Pago de los servicios de ajuste del sistema RESTRICCIONES TÉCNICAS RESERVA SECUNDARIA Demanda final proporcionalmente a la energía medida (excepto unidades de bombeo y exportaciones) RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR Demanda final proporcionalmente a la energía medida (excepto unidades de bombeo y exportaciones) y unidades de venta que se desvían respecto a programa ENERGÍA SECUNDARIA ENERGÍA TERCIARIA GESTIÓN DE DESVÍOS Unidades de programación (generadores y cargas) que se desvían respecto a sus programas 34

35 /MWh Precio final de la electricidad para la demanda Año COMPONENTES PRECIO FINAL AÑO 2011 AÑO 2011 DEMANDA NACIONAL /MWh % PFD MD 50,91 84,72% MI -0,06-0,10% TOTAL SERVICIOS DE AJUSTE 3,21 5,34% PAGO POR CAPACIDAD 6,06 10,08% SALDO P.O ,00 0,00% TOTAL 60,09 100% AÑO 2011 AÑO 2011 SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA /MWh % PFD RR.TT. PBF 1,84 57,32% 0-10 Mercado Diario Servicios de Ajuste del Sistema Saldo PO AÑO 2011 Mercado Intradiario Pago por capacidad RR.TT. TR 0,24 7,48% BANDA REG. SEC. 0,76 23,68% DESVÍOS 0,44 13,71% EXCEDENTE DESVÍOS -0,08-2,49% TOTAL SERVICIOS DE AJUSTE 3,21 100% 35

36 /MWh Año 2011: 10% Energía Gestión Sistema Eléctrico: GWh 8,8% Demanda total servida 8% 6% 4% 0,5% 1,1% 1,5% 2,1% RR.TT TR E. REG. SEC GEST. DESV. REG. TERC Demanda P TWh 2% 0% ,8% RR.TT PBF Repercusión SAS en Precio Final Energía 3,21 /MWh 5,3% Precio final ,09 5,3% Saldo PO Pago por Capacidad Servicios de Ajuste Precio Final Energía 60,09 /MWh Mercado Intradiario Mercado Diario 36

37 /MWh Precio Final de la Energía para la Demanda Nacional ( /MWh) Marzo Abril /MWh /MWh Mercado Diario 48,92 42,13 Mercado Intradiario -0,05-0,03 Servicios de Ajuste del Sistema 4,56 5,63 Pago por Capacidad 5,58 5,41 Saldo PO -0,01-0,01 Precio Final 59,00 53,13 Servicios de Ajuste del Sistema Marzo Abril /MWh /MWh Restricciones 2,71 3,19 Banda Secundaria 1,39 2,01 Desvíos 0,63 0,62 Excedente de Desvíos -0,17-0,19 Total 4,56 5, Año 2007 Año % 80% 60% 40% 20% 0% -20% Mercado Diario Mercado Intradiario Sevicios de Ajuste del Sistema Pagos por capacidad Saldo PO 14.6 COMPONENTES DEL PRECIO FINAL DE LA ENERGÍA PARA LA DEMANDA NACIONAL Año 2009 Año 2010 Año Mercado de Producción Mercado Peninsular Diario Mercado Intradiario Sevicios de Ajuste del Sistema Pagos por capacidad Saldo PO 14.6

38 R E D E L É C T R I C A D E E S P A Ñ A 38