LOS MERCADOS DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ...hrudnick.sitios.ing.uc.cl/creg/relano.pdf→El reparto...

IBERDROLAGENERACIÓN

LOS MERCADOS DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS:

LA EXPERIENCIA ESPAÑOLA

Gregorio Relaño CobiánJefe de la Unidad de Análisis de Mercados y Procesos

Iberdrola Generación

Seguridad y suficiencia en el suministro de energía eléctrica

Programa C R E G- A L U R ESantiago de Chile, 25 - 27 Marzo 2002


CONTENIDO

• INTRODUCCIÓN

• SITUACIÓN PREVIA

• SITUACIÓN ACTUAL

• SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

• CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE

• EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS


SPAIN´S MAIN FIGURES

Population: 40 M

Area: 500 000 km2

Income per capita : 13 300 US$

GDP 540 billion US$

Maximum demand: 33 500 MW

Consumption per capita: 4 900 kWh

0

20

40

60

80

100%Installed capacity 44.080 MW

37.5

26.2

18.6

17.7

Hydro

Coal

Oil-Gas

Nuclear

0

20

40

60

80

100%

Demand 196 TWh

31.7

32.2

14147

5.3 2.3

NuclearDomestic Coal

HydroNon utilities

Imported Coal

Oil-GasNet Interchanges

euro/MWh

Electricity market:Average price composition (2000)

39,13

31,84

1,18 0,32 0,22 5,57

0,005,0010,0015,0020,0025,0030,0035,0040,0045,00

Average market price

Day ahead market

Congestion management

Regulation

Other markets

Capacity payment


I B E R D R O L A es líder en los mercados de SS.CC. En España

PARTICIPACIÓN EN LOS MERCADOS

-10.00%

0.00%

10.00%

20.00%

30.00%

40.00%

50.00%

60.00%

DIARIO RESTRICCIONES SS. CC. GESTION DEDESVIOS

G A R A N T I A D EPOTENCIA

TOTAL

IBERDROLA


INTRODUCCIÓN

→La ley del sector eléctrico de 1997 (LSE) introdujo el concepto de Servicios

Complementarios. Diferenciados de la producción de energía.

→Aquellos SS.CC. No considerados obligatorios son ahora remunerados.

→Toda la gestión de los SS.CC. Es una función específica del OPERA DOR

DEL SISTEMA.

→En 1996 y 1997 CNE, la Comisión Nacional de la Energía, organizó una

serie de grupos de trabajo sobre servicios complementarios. En la actualidad,

no todos los servicios han sido completamente desarrollados.

→→DificultadDificultad en alcanzar acuerdos sobre qué debe dejarse a los mercados y

qué debe ser considerado obligación: Seguridad vs Mercados. (Sin embargo,

un buen diseño de mercadomercado funciona mejormejor que las obligaobligaccionioneess. )


SITUACIÓN PREVIA

→La regulación anterior en España nono reflejaba ninguna consideración

especial para los servicios complementarios. Costes estándarespara cada actividad ⇒ pago implícito de los SS.CC.

→Regulación de potencia activa: REE tenía la capacidad de redespachar las fuentes de generación en cuanto lo considerara necesario. No existían programas firmes para el día; no existía el concepto de desvío. Únicamente estaba contemplado una compensación fija para el servicio de regulación de AGC.

→Control de tensiones: Los procedimientos de control de tensionesen la red de transporte fueron establecidos. Todo el equipo disponible estaba obligado a seguir las instrucciones del operador del sistema sin ninguna remuneración especial o compensación.


SITUACIÓN ACTUAL(1): CAMBIOS LEGALES

→Desde enero 1998 los servicios complementarios son considerados productos separados, bien sujetos a obligación o en condiciones de mercado, con una remuneración basada en el precio marginal del servicio.

→El Operador del Mercado (OM) es el responsable de la gestión de los mercados del día anterior e intradiarios. El OM es también responsable de las liquidaciones económicaseconómicas de todas las subastas implantadas.

→El Operador del Sistema (OS) es el responsable de la gestión técnicatécnicade los aspectos de seguridad de la operación. El OS compra los servicios complementarios.

→Instituciones regulatorias. La Comisión Nacional de la Energía (CNE) actúa como cuerpo técnico consultivo y es también responsable de la liquidación económica de las actividades reguladas (transmission and distribution). El Ministerio de Economía (MINECO) es la autoridad reguladora.


SITUACIÓN ACTUAL (2): PRÓXIMOS PASOS

→Después de cuatro años de operación, el mercado español de electricidad todavía tiene que desarrollar mecanismos para algunos servicios complementarios.

→Las reservas de potencia activa están totalmente desarrolladas y en operación. Aceptadas unánimemente como un servicio de valor diferente que tiene que ser reconocido.

→El servicio de tensión/potencia reactiva está plenamente desarrollado pero no ha comenzado su aplicación.

→Otros servic ios como el arranque de ceros están todavía en fase de estudio.

→La gestión diaria de los servicios complementarios requiere de un sistema de información potente y fiable.


EL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

El Mercado de Ofertas (pool)/La Operación del Sistema

Pago por garantía de potencia en función de la disponibilidad real

Mercadointradiario de

energía

Mercado diario de energía

Gestión de restricciones

de red

Mercados de Serv. Comp. (SSCC)

•Regulación se-cundaria

•Reserva terciaria•Regulación prima-ria, control de ten -siones, reposición del servicio

Operación y despacho en tiempo real

Operador del Mercado(OM)

La Gestión de Riesgos

Contratos bilaterales físicos y financieros (gestión de riesgos)

Operador del Sistema(OS)


FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN

OPERADOR MERCADO OPERADOR SISTEMA

ResultadoCasación

MERCADO DIARIO

Contratos

Bilaterales

Internacionales+

ProgramaBase de

FuncionamientoContratos Bilaterales Nacionales

ProgramaDiario Viable

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

OTROS PROCESOS DE GESTIÓN TÉCNICA

SOLUCIÓN RESTRICCIONES TÉCNICAS

ProgramasHorarios

Operativos

6 MERCADOS INTRADIARIOSProgramas

Horarios Finales


H 0 8 H 0 9 H 1 0 H 1 1 H 1 2 H 1 3 H 1 4 H 1 5 H 1 6 H 1 7 H 1 8 H 1 9 H 2 0 H 2 1 H 2 2 H 2 3 H 2 4

Mercado Diario del día DC i e r r e

Restricciones del día DMercado de Regulación secundaria del día DMercado de Regulación terciaria del día D

1ª Sesión Mercado Intradiario A p e r t u r a :C i e r r e :

2ª Sesión Mercado Intradiario A p e r t u r a :

C i e r r e :

3ª Sesión Mercado Intradiario A p e r t u r a :C i e r r e :

4ª Sesión Mercado Intradiario

Mercado Diario del día D+1 C i e r r e :

Restricciones del día D+1Mercado de Regulación secundaria del día D+1Mercado de Regulación terciaria del día D+1



Última oportunidad de comprar / vender en el mercado intradiario

H 0 8 H 0 9 H 1 0 H 1 1 H 1 2 H 1 3 H 1 4 H 1 5 H 1 6 H 1 7 H 1 8 H 1 9 H 2 0 H 2 1 H 2 2 H 2 3 H 2 4

1ª Sesión2ª Sesión3ª Sesión

4ª Sesión5ª Sesión6ª Sesión

Día D-1

1 0 : 0 0

1 6 : 0 01 7 : 4 5

2 1 : 0 02 1 : 4 5

Día D-1

1 0 : 0 0

H 0 1 H 0 2 H 0 3 H 0 4 H 0 5 H 0 6 H 0 7 H 0 8 H 0 9 H 1 0 H 1 1 H 1 2 H 1 3 H 1 4 H 1 5 H 1 6 H 1 7 H 1 8 H 1 9 H 2 0 H 2 1 H 2 2 H 2 3 H 2 4

A p e r t u r a :

A p e r t u r a :C i e r r e :

A p e r t u r a :C i e r r e :

A p e r t u r a :

C i e r r e :

H 0 1 H 0 2 H 0 3 H 0 4 H 0 5 H 0 6 H 0 7 H 0 8 H 0 9 H 1 0 H 1 1 H 1 2 H 1 3 H 1 4 H 1 5 H 1 6 H 1 7 H 1 8 H 1 9 H 2 0 H 2 1 H 2 2 H 2 3 H 2 4

1 2 : 4 5

Día D

8 : 0 08 : 4 5

1 2 : 0 0

1 : 0 01 : 4 5

4 : 0 04 : 4 5

Día D

Sesiones del Mercado Diario e Intradiario


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA

→Los servicios de regulación de potencia activa proveen la potencia que en todo momento iguala el consumo con la generación. Existen dos tipos de mercadosmercados:

→Proveer potencia en menos de 300s.

=La potencia en control bajo un AGC provee este servicio.

→Proveer la energía que iguala consumo y generación.

→ Existen tres fuentes de esta energía de regulación. Cada una de las cuales tiene su precio marginal que le aplica a ella sóla.

=Energía de regulación secundaria.

=Energía de reserva o regulación terciaria.

=Gestión de desvíos.


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA

→El repartoreparto del costedel coste de los servicios de regulación responde a

dosdos aproximaciones diferentes.

→El coste de la banda (regulación secundaria a subir y a bajar) es

repartida entre todos los consumidorestodos los consumidores de energía, de forma

proporcional a la energía consumida.

→El coste de la energía de regulación se reparte únicamente entre

los agentes cuya energía horaria medida difiera de la programada,

i.e. Aquéllos que tengan desvíosdesvíos.



→¿Por qué el coste de la banda (regulación secundaria a subir y a bajar) se reparte entre todostodos los los consumconsumidoresidores de energía, proporcionalmente al consumo?

• La regulación secundaria proporciona una corrección rápida y automática de las desviaciones en el intercambio con Francia. La pérdida de dicha interconexión constituye una seria amenaza contra la seguridad del sistema. Todos los costes añadidos por mor de la seguridad son pagados por los consumidores.

•La regulación secundaria también proporciona el servicio de seguimiento de carga. Los mercados determinan 24 programas horarios de energía. Es necesario un seguimiento más fino de la carga. Así, es pagado por los clientes.



→¿Por qué el coste de la energía de regulación se reparte únicamente entre los agentes cuya energía horaria medida difiera de la programada, i.e. aquéllos que tengan desvíosdesvíos?

• Las transacciones fruto de los mercados diario e intradiarios son

firmes y deben ser satisfechas .

• El coste debe ser repartido proporcionalmente al valor absolutovalor absoluto de la desviación, i.e. Ningún desvío es considerado beneficioso para el sistema y, por tanto, todos deben pagar.

⇒El miedo a los desvíos voluntarios previno la adopción de un precio único para la energía de regulación pagada y cobrada por todos, aunque sería más simple y económicamente lógico.


REGULACIÓN PRIMARIA

→Regulación primaria: incremento o reducción de potencia como consecuencia de las alteraciones de frecuencia en la redalteraciones de frecuencia en la red.

→Obligatorio. (no se considera remuneración) Todo generador debe tener instalado un regulador. Razón de esta medida: la dificultad de medición de este servicio de forma separada.

→Definición del servicio: 1.5 % de la potencia nominal debe poder ser variado en menos de 15s para perturbaciones inferiores a 100 mHz y linealmente entre 15s y 30s para perturbaciones entre 100 mHz y 200 mHz. Todo regulador ha de tener una banda muerta inferior a 10 mHz.

→Aquellos generadores que no cumplan pueden contratarcontratar a otros que provean el servicio que ellos no tienen.

→El operador del sistema podrá realizar inspecciones.

→No se ha considerado la existencia de energía de regulación primaria.


MERCADO DIARIO DE RESERVA SECUNDARIA (I)Zonas de regulación

→Éste es el únicoúnico servicio de capacidadcapacidad desarrollado hasta ahora como mercado.

→El servicio es prestado por el conjuntoconjunto de generadores denominado zona de regulación. El cual debe estar englobado dentro de un único AGC (Automatic Generation Control).

→No todos los generadores englobados en una zona de regulación deben de tener la posibilidad de regulación automática. Este hecho beneficia tanto a las empresas generadoras como al OS:

→Internamente se compensan los pequeños desvíos que los grupos individuales puedan sufrir.

→Permite a la empresa de generación sustituir la reserva secundaria utilizada mediante mecanismos económicos (Despacho Económico)

→El OS no necesita realizar inspecciones de grupos individuales.

→El OS no necesita operar directamente los medios de generación.


MERCADO DIARIO DE RESERVA SECUNDARIA (II)Cantidad de reserva

Tras la publicación del programa viable, el operador del sistema publicalas necesidades de reserva secundaria de subir y bajar. Este dato es conocidoconocido por las empresas de generación antes de realizar las ofertas.

Si bien el OS dispone de gran flexibilidad a la hora de determinar la cantidadcantidad necesaria de banda de regulación secundaria, el valor de referencia para la reserva de subir en horas de transición es el resultado de la fórmula:

• Donde Pmax es la demanda máxima prevista.

• Para el resto de horas el valor es aproximadamente la mitad.

La reserva de bajar oscila entre un 50% a un 100% de la reserva de subir.

Pmax*6


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. Estructura de ofertasCampo Unidad Comentario

Unidad de Producción

Aunque el seguimiento del servicio se realiza en el ámbito de la zona de regulación, las ofertas deben ser enviadas individualmente por cada unidad de oferta. Esto permite al OS realizar un estudio básico de impacto en la seguridad de la red.

Reserva a subir MW

Reserva a bajar MW

Precio Pts/kW

Redespacho. MWh

Cuando se requieren modificaciones en el programa horario de energía para proporcionar el nivel de reserva, éstas son declaradas en la oferta con el objetivo de permitir al OS de realizar un estudio previo de seguridad en la red. Posteriormente, las modificaciones anteriores serán formalizadas en los mercados intradiarios.

Break-up flag Las ofertas de reserva pueden ser asignadas parcialmente a menos que este flag esté activo.


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. Algoritmo de casación

Las ofertas se reciben y son ordenadas por precioordenadas por precio, aceptándose las más baratas hasta que el nivel de reserva requerido es satisfecho. Las siguientes condiciones complejascondiciones complejas son contempladas en el proceso:

• Ratio Subir/Bajar debe ser igual en todas las zonas de regulación.Para anticipar posibles inestabilidades dinámicas en tiempo real, se decidió que cada AGC tuviera el mismo ratio de reserva a subir y a bajar.

• Ofertas no fraccionables deben ser asignadas por el total o rechazadas.

Existe el riesgo de una asignación parcial que implique que se incurre en el coste total asociado a un redespacho de energía.

• 10% banda muerta. La búsqueda termina cuando la diferencia entre el nivel requerido y el de las ofertas aceptadas es inferior a +/- 10%.


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVA Regulación secundaria. RCP: conceptos básicos

→RCP: Regulación Compartida Peninsular.

→Mantener el intercambiointercambio con Francia en valores cercanos al

programa es un aspecto fundamental para el sistema español ⇒⇒Seguridad

→Antes de la RCP, la supervisión y el control de la interconexión con

Francia era realizado por sólo una empresasólo una empresa ⇒⇒ Se requería un método más sofisticado

→En España, el concepto de regulación como un producto separadoque tiene un valor intrínsecovalor intrínseco era comúnmente aceptado antes de la desregulación y el lanzamiento de los mercados de servicios complementarios.


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: intercambio de información

CECOEL

ZONA 1 ZONA 4ZONA 2 ZONA 3

Frecuencia y nivel de intercambio real con Francia PGC,PGCSUP,PGCINF,ESTREG,NID,PROG,VALNIDCRR,ESTZON:{ACTIV,EMER,INACT,OFF}P,ESTGCU,LIMSUP,LIMINFPULSO,GCUON,SWTON

2345

1

2

3

45

1


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: evaluación de funcionamiento

ACE

t

t

ACE: Area Control Error de la Zona.100s PGC respuesta Ideal de la ZonaLímites superior e inferior: Umbral ideal PGC.Respuesta actual PGC de la Zona

+-

1/G+

+

+

+-

10*Bf

+

ACE

CRR

Gsch

Gact

fsch

fact

EMEREMER


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: Cálculo de reservas

ZONE STATE MARGINRESERVE

DEVIATIONRESERVE

VALIDATEDRESERVE

COMMENTS

UP UM = PGCSUP - PGCUD = -NID if NID<0UD = 0 otherwise

VU = UD + f(UM)f(UM) is a fraction of UMsuch that:1.- When UD < AUR, VUmay not exceed AUR2.- When UD > AUR, f(UM)= 0

AUR is the assignedup reserve in themarket.

ACTIV

DOWN DM = PGC - PGCINFDD = NID if NID>0DD = 0 otherwise

VD = DM + f(DM)f(DM) is a fraction of DMsuch that:1.- When DD < ADR, VDmay not exceed ADR2.- When DD > ADR, f(DM)= 0

ADR is the assigneddown reserve in themarket.

UP UM = 0UD = -NID if PRR0>0UD = 0 otherwise VU = UD

EMER

DOWN DM = 0 DD = NID if PRR0<0UD = 0 otherwise

VD = DD

PRR0 is a signalcalculated by theRCP algorithm thatindicates whether theglobal requirement isa demand of UPreserve or DOWNreserve.

UP N/A N/A VU = 0INACT

OFF DOWN N/A N/A VD = 0

In these states, noreserve is validatedfor the zone.


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: Ejemplo de cálculo de reservas

t

Reserva reconocida a subir. ( ↑ Positiva) Reserva reconocida a bajar. ( ↓ Positiva)

EMER & PRR0>0

MW

0

PGCSUP

PGCINF

NID

Reserva a subir asignada

Reserva a bajar asignada

Gsch

PGC=Gact

EMER & PRR0<0

0.5 veces bonus

0.5 veces penalización


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: Energía de regulación

→El producto fundamental de la regulación secundaria es sólo reservasólo reserva.

Cuando la energía neta no es cero se ha de encontrar un precio para la

misma.

→¿Cómo encontrar un prepreciocio para la energía de regulación?

→¿Estableciendo un precio en las ofertas? ⇒ Algoritmo complejo.

Probabilidad de uso de la energía. Dificultad para alcanzar acuerdos

→El uso de la energía Terciaria se destina a reemplazarreemplazar la energía

secundaria. Por tanto,Por tanto, el precio que resultaría para la energía terciaria si no

se hubiera usado nada de secundaria es una buena referencia.

→¿Cómo se calcula la energenergíaía secsecuundarndariaia ? La integración cada 4s del

NID de la zona es la energía secundaria.


SERVICIO DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVARegulación secundaria. RCP: Precio de la energía de regulación

→Las ofertas de terciaria son ordenadas en escalera

A

B C

PTS

PSS

PSB

A: Reserva a bajar de todas las zonas.

B: Reserva terciaria despachada esa hora C: Reserva a subir de todas las zonas.

PTS: Precio de la reserva Terciaria a Subir.

PSS: Precio de la Secundaria a Subir.

PSB: Precio de la Secundaria a Bajar.


MERCADO DIARIO DE RESERVA TERCIARIA (I)

→La regulación terciaria es únicamente un mercado de energía. Objetivo: restaurar los márgenes de reserva secundaria cuando estos se agotan.

→La reservareserva terciaria consiste en la variación de potencia disponible que puede ser incorporada a la red en 15 minutos y mantenida durante al menos 2 horas.

→No existe una comprobación en tiempo real de que tales características existen en realidad en las ofertas.

→El valor mínimo de la reserva total terciaria que debe estar disponible se determina como el mínimo de los siguientes valores:

a) Potencia nominal del mayor generador programado.

b) 2% de la demanda programada.

→Todos los generadores con capacidad de proveer reserva terciariaestán obligadosobligados a ofertar la capacidad disponible. No existe pago alguno por esa disponibilidad.


MERCADO DIARIO DE RESERVA TERCIARIA (II)

→ Las ofertas de reserva terciaria son simples sin condiciones sin condiciones complejascomplejas.

→ Las ofertas pueden ser aceptadas para la hora actual y la siguiente.

→ La obligaciónLa obligación de ofertar sin remuneración se compensa con la posibilidad de retirada de ofertas. Buzón dinámico de ofertas.

→ La remuneración se realiza al precio marginal el cual es:

→Máximo precio de la reserva a subir despachada.

→Mínimo precio de la reserva a bajar despachada. (energía recomprada)

→ La oferta de reserva terciaria también forma la base para la remuneración de redespachos por mecanismos excepcionales.

→ Los despachos de las ofertas pueden ser parciales.


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVAGestión de desvíos. Conceptos básicos

→El mercado de gestión de desvíos es un mecanismo de

redespachoredespacho para resolver grandes desviaciones entre los valores programados y reales de generación y demanda en un rango de horas que no van a ser renegociadas en un mercado intradiario

→El Operador del SistemaOperador del Sistema convoca este mercado sólo cuando las desviaciones tienen un valor esperado horario de más de 300 MW

→La gestión de desvíos no puede cubrir horas que pueden ser negociadas en próximos mercados intradiarios


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVAGestión de desvíos. Diseño de mercado

→Cantidad. Una vez que el OS decide que es necesario convocar la gestión de desvíos, publica el perfil horario de energía.

→ El proceso de envío de ofertas termina 30 minutos después.

→ Sólo unidades de generación y bombeo pueden participar en este mercado.

→Estructura de las ofertas. A diferencia del resto de las subastas gestionadas por OS, la gestión de desvíos contempla una estructura de ofertas más compleja.

→El objeto es reducirreducir el riesgo de obtener programas no factibles. No existen después más mercados donde modificar los programas


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVAGestión de desvíos. Formato de oferta

Campo Unidad Comentario Unidad de producción Nombre que identifica a la unidad de producción. Índice Usado para diferenciar ofertas de una misma unidad. Cantidad MWh Positiva o negativa dependiendo del perfil publicado por OS

Precio Pts/kWh Si la cantidad es positiva (resp. Negativa) indica el precio mínimo (resp. Máximo) al cual la unidad de producción está dispuesta a vender (resp- comprar) la energía.

Flag de indivisibilidad Sólo ofertas menores que 300 MWh pueden usar esta condición que implica que el algoritmo de casación no aceptará parcialmente la oferta.

Energía máxima MWh Indica que las ofertas aceptadas a esta unidad de producción no pueden superar esta cantidad

Máxima variación MWh/h El algoritmo debe asegurar para todas las ofertas aceptadas a esta unidad de producción que la variación de los programas de una hora a otra es inferior a la indicada

Flag de aceptación completa Para las ofertas con índice 1 sólo. Indica que todas las ofertas con índice 1 tienen que ser aceptadas para todas las horas cubiertas por la oferta


SERVICIOS DE REGULACIÓN DE POTENCIA ACTIVAGestión de desvíos. Algoritmo de casación

A) Se filtran las ofertas que parezcan imposibles

B) Se filtran las ofertas que causarían congestiones. (no compensa(no compensacióción)n)

El algoritmo pretende garantizar que no se obtienen ventajas por la declaración de condiciones complejas. (igual que los mercados diario e intradiario)

Primer paso: Casación simple. Las ofertas son ordenadas por precio y se aceptan las requeridas para satisfacer el nivel del servicio. Reparto pro-rata si necesario.

Segundo paso: condiciones complejas.

• Rampa máxima. Mismo mecanismo que los mercados diario e intradiarios.

• Condición de aceptación completa se comprueba cuando el flag está activado.

• Condición de energía máxima se verifica reduciendo la energía aceptada si procede


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (1)

→→Procedimiento Procedimiento para la regulación del control de tensión en la red de transporte está totalmente desarrollado pero pendiente de su aplicación.

→Diseño: Parcialmente obligatorio, Parcialmente sujeto a remuneración basada en ofertas de capacidad pagadas a precio administrativo.

Fases de implementación

→Se han previsto dos fases.

→ Primera fase: Generadores, transporte y clientes cualificados(aquellos con capacidad de elección de suministrador)

→ Segunda fase: extensión a los distribuidores.



Red donde aplica: Tensión nominal mayor o igual a 220 kV. Las interconexiones con países vecinos y equipamiento que desarrolle la función de transporte son también consideradas parte de la red de transporte.

Suministradores del servicio

• Unidades de generación que estén directamente conectadas a la red de transporte, cuya potencia instalada sea mayor o igual a 30 MW.

• Transporte. REEREE es el operador del sistema y el máximo transportista. ¿Fuente de conflicto de interés?

• Clientes cualificados que estén directamente conectadas a la red de transporte, cuya potencia instalada sea mayor o igual a 15 MW.

• Distribuidoras. En la primera fase de la implantación, no habrá remuneración o penalizaciones para estas empresas



Funciones asignadas al Operador del Sistema

• Identificar los nudos de la red de transporte cuyas tensiones deben ser monitorizadas.

• Dar instrucciones a los centros de control de las empresas.

• Medir y guardar la información relativa al servicio prestado por cada agente para que el Operador del Mercado pueda realizar las liquidaciones correspondientes.

• Adoptar medidas excepcionales cuando así lo aconseje la seguridad del sistema



Principios básicos incluidos en el procedimiento:

La reactiva debe ser producida y consumida localmente.

La energía reactiva tiene un gran impacto en la seguridad

Difícil implantar un mercado competitivo Servicio mínimo obligatorio

Sin embargoSin embargo, la semilla del mercado puede ser plantada →

La capacidad extra sobre el mínimo obligatorio puede ser remunerada.

Las ofertas son de hecho enviadas a OS. Pero:

• Ninguna condición económica acompañará a las ofertas.

• Tarifa fija aprobada para potencia y energía reactiva.

• Sujeto al seguimiento de las instrucciones del OS.

{{

HECHOS

CONSECUENCIAS


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (5)Partes implicadas

→Unidades de GeneraciónOBLIGACIÓN: Todos los generadores superiores a 30 MW. Factor de potencia de 0.989 tanto inductivo como capacitivo. En todo el rango de operación de la unidad.

En caso de no poder cumplir: Se debe enviar a la autoridad regulatoria un informe explicativo pidiendo la exclusión.

La capacidad extra en el lado de alta del transformador puede ser ofertada al OS.

Los generadores pueden ofertar también como compensadoressíncronos por periodos mensuales. La oferta indicaría la capacidad de reactiva de la unidad con este modo de funcionamiento.

Los generadores deben proporcionar además otra información técnica


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (6)Partes implicadas

→Transportistas. Obligaciones:Toda la capacidad disponible de control de tensión dentro de la red de transporte debe estar a disposición de OS

→Clientes cualificados. Obligaciones:•Horas pico: Factor de potencia no inferior a 0.95 inductivo

•Resto horas: Factor de potencia no superior a 1.0 capacitivo.

El compromiso de hacerlo mejor que los niveles obligatorios puede ser ofertado a OS para su uso y remuneración.

→Distribuidoras

Primera fase: Ni obligación escrita ni posibilidad de ofertar su capacidad. Sin embargo, tienen que seguir las instrucciones de OS en caso de que fueran requeridas a ello


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (7)Operación y medida del servicio

Aceptación de las ofertas ⇒⇒ procedimiento anual• El OS una vez al año aceptará las ofertas.

• Juicio basado en impacto positivo en la red de transporte.

Operación diaria y medida del servicio:

Análisis diario de red con la capacidad obligatoria y las ofertas asignadas.

• Niveles de tensión en los nudos de alta de central

• Factor de carga programado en los nudos de carga que hayan ofertado capacidad de control de reactiva

Función objetivo : Minimización de pérdidas + Capacidad suficiente de reactiva en los generadores.

Control: Telemedida recibida en el CECOEL o resultado del estimador de estado

OPF diario{


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (8)Control de funcionamiento I

→Control de funcionamiento de los generadores

Cada 5 minutos se muestrea la tensión en los nudos de la planta y las potencias activa y reactiva.

Se comprueban 2 condiciones en cada muestra:

a) La tensión está en el rango de +/- 2.5 kV.

b) La unidad ha alcanzado su límite operativo de reactiva (bien debido al nivel obligatorio o a la oferta asignada).

El generador cumple si la condición "a" se verifica o en al menos el 75% de las muestras que no la verifican, la condición "b" se da.

Control de recirculaciones de reactiva que pudieran ser intencionadamente inducidos para aumentar la remuneración


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (9)Control de funcionamiento II

→Control de funcionamiento de transportistasEl OS verificará la calidad del servicio de los transportistas. CumplimientoCumplimiento:: 10 minutos para la operación de elementos on-line y 5días para equipos que requieran ajustes off-line.

Almacenamiento de alarmas en el CECOEL será usado como prueba de cumplimiento.

→Control de funcionamiento de clientes cualificadosMuestreo cada 10 minutos (sólo para los mayores de 15 MWh.)

CumplimientoCumplimiento cuando en al menos el 75% de las muestras indica que el factor de carga verifica la condición impuesta bien por obligaciónbien por ofertas aceptadas.


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (10)Reglas de pago del servicio

1.- Potencia y energía reactiva será remunerada para las ofertas ofertas aceptadasaceptadas.

2.- Las cantidades obligatoriascantidades obligatorias no serán remuneradas excepto por la energía reactiva producida por los generadores.

3.- SiSi el coste asociado con la seguridad del transporte recae en los consumidores yy el control de tensión está relacionado con la seguridadEntoncesEntonces el coste del servicio debe ser pagado por los consumidores.

La autoridad regulatoria fijará las tariftarifaass.

Medidas de energía reactiva:

•Medidas horarias oficiales en el interfaz.

•Integración de medidas de SCADA.


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (11)Reglas de pago del servicio I

Los generadoresLos generadores y compensadores compensadores síncronossíncronos son remunerados con base en 4 conceptos de servicio:

a. - Disponibilidad de la capacidad de potencia reactiva capacitiva (generación) ofrecida y aceptada.

b. - Disponibilidad de la capacidad de potencia reactiva inductiva (absorción) ofrecida y aceptada.

c. - Energía reactiva capacitiva (generación) correspondiente a la capacidad obligatoria así como el nivel adicional aceptada

d. - Energía reactiva inductiva (absorción) correspondiente a la capacidad obligatoria así como el nivel adicional aceptada

∑=NHF

PQG*CQG(h)*NHA

1RBAg

∑=NHF

PQA*CQA(h)*NHA

1RBAa

∑ ∑=NHF NHIG

PQGh*QG(h))-(CTQGh*Kuqgi - PQGh*QG(h)RUBg

∑ ∑=NHF NHIA

PQAh*QA(h))-(CTQAh*Kuqai - PQAh*COQAh)-(QA(h)*KbaRUBa


CONTROL DE TENSIÓN EN LA RED DE TRANSPORTE (12)Reglas de pago del servicio II

Clientes cualificadosClientes cualificados y en el futuro las distribuidoras serán remuneradas con base en los siguientes conceptos:

a. - Disponibilidad de la capacidad de potencia reactiva capacitiva (generación) ofrecida y aceptada.

b. - Disponibilidad de la capacidad de potencia reactiva inductiva (absorción) ofrecida y aceptada.

c. - Energía reactiva capacitiva (generación) correspondiente a la capacidad adicional aceptada.

d. - Energía reactiva inductiva (absorción) correspondiente a la capacidad adicional aceptada

∑=NHcqgfp

PQG*CQGfp(h)*NHA

KcqgfpRFPg

∑=NHcqafp

PQA*CQAfp(h)*NHA

KcqafpRFPa

∑ ∑=NHqghfp NHqgfpi

PQGh*QGNA(h)*Kqgfpi - PQGh*QG(h)*KqghfpRFPg

∑ ∑=NHqahfp NHqafpi

PQAh*QANC(h)*Kqafpi - PQAh*QA(h)*KqahfpRFPa


EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS (1)Experiencias mercados de reservas de potencia activa I

1.- Modificaciones llevadas a cabo→Deficiente algoritmo en la reservreservaa ssececuundarndariaia.. Selección de ofertas basada en la suma de 2 términos. Permitía la transferencia de coste de la banda al redespacho. Pero la banda se pagaba al marginalmarginal

→Deficiente algoritmo en la gestión de desvíosgestión de desvíos.. Algoritmo de unit commitment. Minimización del coste de la energía despachada. Asumiendo precio de oferta como coste. Condiciones horizontales de las ofertas permitían la transferencia de coste de unas horas a otras. Toda la energía pagada a marginalmarginal

La lección aprendida es muy simpleLa lección aprendida es muy simple: cuando se establecen mercados para este tipo de productos, el algoritmo de casación y el formato de las ofertas debe ser muy simple. Las ofertas tienen que internalizar ciertos riesgos.


EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS (2)Experiencias mercados de reservas de potencia activa II

2.- AGC: servicio complejo pero mercado exitosoRCP funcionaba antes que los mercados arrancaran; todos los aspectos técnicos estaban resueltosresueltos.

3.- Regulación Terciaria: servicio mejorable.Las ofertas de regulación terciaria deben tener una ramparampa de tiempo menor que 15 minutos y ser sostenibles al menos dos horas. No hay ningún mecanismo especial para comprobar estas características. Las reglas para calcular la cantidad de reserva terciaria que tiene que ser despachada en cada momento debe ser desarrollada.


EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS (3)Experiencias mercados de reservas de potencia activa III

4.- Gestión de desvíos: un servicio redundante

El Real Decreto considera explícitamente la gestión de desvíos como complemento a la regulación secundaria y terciaria.

AumentandoAumentando el número de intradiarios. La gestión de desvíos se superpone con la reserva terciaria, siendo el mismo servicio con diferentes nombres.

5.- La energía de regulación complica las liquidaciones económicas

La energía de regulación es pagada por aquellos que se desvían de forma proporcional al valor absoluto de la desviación. El precio depende del volumen total de desvíos.


EXPERIENCIAS EN LA APLICACIÓN DE MERCADOS (4)Experiencias en control de tensión I

6.- Experiencias en el servicio de control de tensiónDebate intenso que ha durado varios años.

AHORA: El diseño presenta un servicio no sujeto a competencia basado en una remuneración del servicio medido sujeto a consideraciones de no seguimiento y cuantificado mediante tarifas aprobadas.

FUTURO: Precios ofertadosPrecios ofertados reemplazarán las actuales tarifas reguladas. Existirán capscaps y precios localeslocales.

→El tiempo de entrega en la práctica diferencia la calidadcalidad del servicio. Esta característica podría ser considerada en el futuro.

→ El procedimiento esquiva cualquier tratamiento económico de la pérdida de ingresos de los generadores.

→ Debilidad en el diseño para los generadores: Generación <> Absorción.

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LOS MERCADOS DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS:

LA EXPERIENCIA ESPAÑOLA

Gregorio Relaño Cobiá[email protected]

Jefe de la Unidad de Análisis de Mercados y ProcesosIberdrola Generación

Seguridad y suficiencia en el suministro de energía eléctrica

Programa C R E G- A L U R ESantiago de Chile, 25 - 27 Marzo 2002

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