Participación de las renovables en los Servicios de Ajuste 16 de marzo de 2016

Transcripción

1 Participación de las renovables en los Servicios de Ajuste 16 de marzo de 2016 La información y documentación que se utilizará en la sesión es propiedad exclusiva de Enérgya-VM, sin que quepa la transmisión, remisión o análisis de la misma con terceros ajenos.

2 ÍNDICE 1. Introducción a los mercados de los Servicios de Ajuste 2. Análisis de las posibilidades reales de la tecnología eólica en los mercados de SSAA 2

3 1. Introducción a los mercados de los Servicios de Ajuste a) Secuencia del Mercado de Producción Eléctrico b) Restricciones Técnicas al Mercado Diario c) Mercado de Regulación Secundaria d) Gestión de Desvíos Generación-Consumo e) Mercado de Regulación Terciaria 3

4 Servicios de ajuste Mercados diario e intradiario a) Secuencia del Mercado de Producción eléctrico 4

5 b) Restricciones Técnicas al Mercado Diario Regulación. Mercado regulado en el P.O 3.2. Mecanismo. Se establecen 2 fases de RRTT: FASE 1. Resolución de restricciones al PBF: Redespachos normalmente a subir. Mercado zonal en función de la situación de la red. Retribución: al precio de oferta (no al marginal). FASE 2. Reequilibrio Generación-Demanda: Redespachos normalmente a bajar. Mercado abierto a todas las unidades habilitadas. Retribución. Al precio de oferta (no al marginal). Cuota de participación en RRTT por tecnologías en 2014 Fuente: REE 5

6 c) Mercado de Regulación Secundaria Servicio en el que agrupaciones de centrales, ZONAS DE REGULACIÓN, regulan su potencia a requerimiento del Operador del Sistema (OS), para resolver desequilibrios en los intercambios ESP-FRA y los desvíos de frecuencia. MECANISMO FASE 1. Se negocia y adquiere por el OS una reserva de capacidad a subir o bajar el día D-1. Participación a nivel de unidad de programación FASE 2. Aportación efectiva de banda y energía de regulación. La aportación se monitoriza en tiempo real a nivel de ZONA DE REGULACIÓN, no de unidad de programación. Déficits se penalizan con un 150% del valor de banda (pérdida neta del 50%). Superávits reconocidos se retribuyen igualmente al 150%. RETRIBUCIÓN FASE 1. La Banda de Regulación se liquida al precio marginal FASE 2. La Energía de Regulación efectivamente aportada se remunera al precio de la siguiente oferta de regulación terciaria que hubiera resultado casada en esa hora 6

7 c) Fundamentos técnicos de la Regulación Secundaria ESTADOS POSIBLES DE LA ZONA DE REGULACIÓN OFF: la regulación de la zona esta desactivada, bien por no tener obligaciones de regulación en la hora en curso o por problemas técnicos de comunicación con el regulador maestro de la RCP (Regulación Compartida Peninsular). ON: la regulación de la zona está activada. i. ACTIV: la respuesta de la zona está dentro de la banda de tolerancia. ii. iii. INACT: la regulación de la zona se desactiva, incumpliendo su compromiso, por emisión de señales inválidas al regulador maestro. Es equivalente al estado OFF. EMERGENCIA: la respuesta de la zona a la señal de control está fuera de la banda admisible (por exceso o defecto). Si la razón de la mala respuesta es un agotamiento de la banda comprometida por requerimiento previo de la RCP, no hay penalización económica. En caso contrario la zona tendrá las penalizaciones por incumplimiento que correspondan. 7

8 c) Fundamentos técnicos de la Regulación Secundaria Ejemplo de perturbación en el sistema eléctrico español: disparo de un grupo nuclear Regulador maestro PRR = 1000 MW Consignas de regulación en ciclos de 4 s PRR = 1000 MW Zona Regulación 1 Zona Regulación 2 Zona Regulación 3 Centrales pasivas Centrales pasivas Centrales pasivas ACE = 400 MW ACE = 300 MW ACE = 300 MW Centrales activas Centrales activas Centrales activas 8 Error de control de área (ACE) = CRR + 1/ G * NID 10 B ZONA * f

9 c) Pruebas internas de Regulación Secundaria Pruebas realizadas desde el AGC-EVM con instalaciones hidráulicas durante 3 horas el 16 de diciembre ACE = CRR + 1/G * NID 10*B ZONA *Δf

10 d) Gestión de Desvíos Generación-Consumo Servicio habilitado para compensar los desvíos entre oferta y demanda que puedan identificarse en los periodos horarios que ya no van a ser gestionados por ningún mercado intradiario. El OS monitoriza los desvíos surgidos por: i. Indisponibilidades del equipo generador. ii. Modificaciones en la previsión de la demanda. iii. Modificaciones de las entregas de producción renovable respecto a su programa o previsión. iv. Diferencias entre la demanda prevista y la contemplada en los programas resultantes del mercado. Cuando el desvío previsto para una hora supera los 300 MW se convoca una sesión del mercado. 10

11 d) Gestión de Desvíos Generación-Consumo MECANISMO i. Cada convocatoria abarca como máximo hasta la hora de inicio del horizonte de aplicación de la siguiente sesión del mercado intradiario. ii. REE comunica el requerimiento total de energía y su sentido (a subir o a bajar) para cada hora. iii. Asignación en función de las ofertas de incremento o reducción de generación. RETRIBUCIÓN i. El precio de cada periodo horario es el precio marginal de las ofertas asignadas. 11

12 d) Regulación Terciaria Servicio que tiene por objeto la restitución de la banda secundaria que ha tenido que ser utilizada. También se aplica para resolver desequilibrios de menor magnitud para los que no se ha convocado una sesión de Gestión de Desvíos, y para resolver restricciones técnicas en tiempo real. MECANISMO i. Exige una respuesta en 15 min y un mantenimiento de la consigna durante al menos 2 horas. ii. iii. Se debe presentar una oferta de toda la reserva de regulación terciaria disponible, tanto a subir como a bajar, para cada uno de los periodos de programación del día siguiente. Necesidad de actualizar las ofertas de Regulación Terciaria, si su reserva se ha visto modificada por una de las siguientes causas: o Asignación en los Mercados Intradiarios o en el mercado de Gestión de Desvíos. o Variación de la disponibilidad de la planta. o Aportación de banda de regulación secundaria. o Otras causas justificadas. RETRIBUCIÓN i. Se remunera la precio de la oferta asignada 12

13 Energía de los mercados de Servicios de Ajuste Informe REE. Resultados de los mercados de operación de nov oct

14 Ingresos por participación en SSAA (energía a subir) Informe mensual de los servicios de ajuste (sep-2015). Red Eléctrica de España. 14

15 Coste de los mercados de Servicios de Ajuste 15 Informe mensual de los servicios de ajuste (sep-2015) Red Eléctrica de España.

16 16 2. Análisis de las posibilidades reales de la tecnología eólica en los mercados de SSAA

17 CUADRO RESUMEN DE VIABILIDAD MERCADO SUBIR BAJAR RENTABILIDAD ESPERADA Restricciones Técnicas PDBF RPAS Regulación Secundaria Precio de banda > PMD Precio de banda > PMD Gestión de Desvíos (FIN 2º semestre 2017) Regulación Terciaria Restricciones Técnicas TR Si PMD < costes variables Si precio de recompra es inferior al valor unitario de los costes variables 17 >

18 RESTRICCIONES AL PDBF Simulación de participación de un P.E. 50 MW Año Resultado ( ) PMD ( /MWh) k 44, k 42, k 50,32 Escenario de máximos. Cálculo sin tener en cuenta aumento de oferta tras las nuevas habilitaciones. Importante variabilidad del resultado en relación inversa a las condiciones de hidraulicidad y viento. 18 < >

19 PENALIZACIÓN POR INCUMPLIMIENTO DE GESTIÓN DE DESVÍOS Y REGULACIÓN TERCIARIA Asignaciones a SUBIR Asignaciones a BAJAR Desvío largo: Medida > P48 Penalización = 0 Desvío corto: Medida < P48 Penalización = 0 19 Desvío corto: Medida < P48 Penalización = Desvío * PEBAL * 0,2 Desvío largo: Medida > P48 Penalización = Desvío * PMD < >

20 VIABILIDAD DE LA PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN EL MERCADO DE REG. SECUNDARIA Necesidad de verter recurso eólico para evitar penalizaciones por incumplimiento de banda 20 < >

21 BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA Simulación de participación de 50 MW activos Año Resultado ( ) PMD ( /MWh) Horas k 44, k 42, k 50, Cálculo sin tener en cuenta aumento de oferta. Importante variabilidad del resultado en relación inversa a las condiciones de hidraulicidad y viento. < >

22 BANDA DE REGULACIÓN SECUNDARIA Cobertura natural Operativa interna 22 >

23 Muchas gracias por su atención Ignacio Sánchez Perea < >