La Gestión de la Demanda en España Presentación... · 2019-11-26 · Participación de la...
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Desarrollo regulatorio para la Gestión de la Demanda en España
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Desarrollo regulatorio para la Gestión de la Demanda en España
Oportunidades en España
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Participación de la demanda en todos los mercados
3
Servicios
complementarios
Servicios de ajuste, restricciones técnicas y mercados de capacidad
La normativa europea habilita a la demanda a participar
en todos los mercados en los que sea capaz de prestar
el servicio requerido en igualdad de condiciones que la
generación y el almacenamiento.
Demanda
Mercados
de
capacidad
Servicios
de ajuste
RRTT
Participación en los servicios de ajuste
4
Participación de la demanda en los servicios de ajuste
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Cronograma de implementación
12-2017
04-2018
05-2018
06-2018
06-2019
09-2019
Entra en vigor
el código de
balance
Borrador
T&C para BRP
& BSP
Los agentes
presentan
alegaciones
Nueva versión
de los T&C se
envían a la
CNMC
Los T&C se
someten a
consulta
Los agentes
presentan
comentarios
Aprobación de
los T&C por la
CNMC
(pendiente)
Entrada en
vigor de los
T&C (POs)
(pendiente)
12 meses
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Propuesta de REE de T&C sobre los BRP y los BSP
Generación
Demanda
Almacenamiento
Procesos de
habilitación Secundaria
Terciaria
Gestión de desvíos
Procesos de
habilitación
Procesos de
habilitación
REE propone “clonar” la actual regulación de la generación para la demanda y el
almacenamiento
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Propuesta de Endesa para el T&C sobre los BRP y los BSP
Generación
Demanda
Almacenamiento
Secundaria
Terciaria
Gestión de desvíos
Procesos de
habilitación
Participación de la demanda agregada (o recursos)
Proponemos UPs híbridas y un proceso de habilitación que garantice la entrega de productos
homogéneos.
Procesos de
habilitación
Procesos de
habilitación
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Propuesta de Endesa para el T&C sobre los BRP y los BSP
Generación
Generación
Almacenamiento
Secundaria
Terciaria
Gestión de desvíos
Procesos de
habilitación
Participación de la demanda agregada (o recursos)
Proponemos UPs híbridas y un proceso de habilitación que garantice la entrega de un
productos homogéneos.
En particular, los requisitos de medida deben ser
suficientes, pero no excesivos para evitar barreras de
entrada.
• Grandes consumidores pueden tener requisitos de medida
en tiempo real semejante a los de los grandes generadores.
• Medianos y pequeños consumidores, así como la
generación distribuida, deben poder participar con menores
requerimientos de medida.
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Propuesta de REE de T&C sobre los BRP y los BSP Funcionamiento actual de las zonas de regulación
AGC
REE
AGC
Endesa
AGC HC
AGC Ib
AGC
NaturgyIntercambios
con Francia
Desvíos netos sobre
programa final de la
demanda y generación
fuera de zona
Centrales que
regulan y que no
regulan
Orden de
seguimiento a
las compañías
AGC Ib
10
Propuesta de REE de T&C sobre los BRP y los BSP Nuevo funcionamiento propuesto por REE de las zonas de regulación
AGC
REE
AGC
Endesa
AGC HC
AGC
NaturgyIntercambios
con Francia
Orden de
seguimiento a
las compañías
Se sacan de la
zona las centrales
que no regulan
Los desvíos netos ahora
incluyen además los
desvíos de la generación
que se ha sacado fuera de
zona
Se dificulta la participación de
demanda y generación renovable en
las zonas de regulación e impide a los
agregadores participar con activos de
demanda y almacenamiento.
Propuesta de REE de T&C sobre los BRP y los BSP
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Ejemplo de composición de zona de regulación con unidades no habilitadas para secundaria
La agregación es una actividad llevada a cabo por una persona física o jurídica que
combina múltiples cargas de clientes o electricidad generada para la venta, compra o
subasta en cualquier mercado de electricidad.
Rampa mínima de
subida requerida
para regulación
secundaria
tiempo
potencia
Contribución de la
gestión de
demanda
Descarga de la
batería
Respuesta de la demanda
Carga de la bateríaRespuesta
de la zona
La batería aporta además capacidad de regulación
Sin la demanda, la batería, por sí sola, no tiene capacidad
para aportar regulación secundaria
Sin la batería, la demanda, por sí sola, no tiene velocidad
de respuesta para aportar regulación secundaria
Batería y demanda
juntas pueden
aportar regulación
secundaria
Participación en los mercados de capacidad
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El sistema eléctrico futuro requiere firmeza para sustituir al parque
térmico que vaya cerrando, que puede ser aportada por la demanda
A efectos del cálculo del índice de cobertura se tiene en cuenta una indisponibilidad térmica adicional de 2 GW, de acuerdo con el
criterio del OS. Una interrumpibilidad de 2,3 GW. Se ha corregido a la baja la punta de demanda del PNIEC para que crezca
menos que la demanda, y se consideran 3 GW de gestión de demanda en 2030, en línea con otros mercados (PJM, Irlanda, …)
El PNIEC supone
suficiente capacidad
firme para garantizar
el suministro en todo
el periodo
PNIEC
0,9
1
1,1
1,2
1,3
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Evolución del índice de cobertura (>1,1)
Cierre del
carbón
nacional
PNIEC
0,9
1
1,1
1,2
1,3
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Evolución del índice de cobertura (>1,1)
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El sistema eléctrico futuro requiere firmeza para sustituir al parque
térmico que vaya cerrando, que puede ser aportada por la demanda
Pero la incertidumbre
sobre el carbón
importado reduce el
índice de cobertura
acercándonos al
mínimo admisible
A efectos del cálculo del índice de cobertura se tiene en cuenta una indisponibilidad térmica adicional de 2 GW, de acuerdo con el
criterio del OS. Una interrumpibilidad de 2,3 GW. Se ha corregido a la baja la punta de demanda del PNIEC para que crezca
menos que la demanda, y se consideran 3 GW de gestión de demanda en 2030, en línea con otros mercados (PJM, Irlanda, …)
Incertidumbre sobre la
viabilidad del carbón
importado
PNIEC
0,9
1
1,1
1,2
1,3
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Evolución del índice de cobertura (>1,1)
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El sistema eléctrico futuro requiere firmeza para sustituir al parque
térmico que vaya cerrando, que puede ser aportada por la demanda
A futuro, la seguridad
del suministro recae
en la entrada del
nuevo
almacenamiento
previsto, bombeos y
baterías.
Sin un pago a la
inversión, podría no
entrar esa nueva
capacidad firme
A efectos del cálculo del índice de cobertura se tiene en cuenta una indisponibilidad térmica adicional de 2 GW, de acuerdo con el
criterio del OS. Una interrumpibilidad de 2,3 GW. Se ha corregido a la baja la punta de demanda del PNIEC para que crezca
menos que la demanda, y se consideran 3 GW de gestión de demanda en 2030, en línea con otros mercados (PJM, Irlanda, …)
Retraso de las
inversiones en
almacenamiento
PNIEC
0,9
1
1,1
1,2
1,3
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Evolución del índice de cobertura (>1,1)
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El sistema eléctrico futuro requiere firmeza para sustituir al parque
térmico que vaya cerrando, que puede ser aportada por la demanda
En todo el periodo, el
desarrollo de la
gestión de la
demanda es
imprescindible para
garantizar la
seguridad de
suministro
A efectos del cálculo del índice de cobertura se tiene en cuenta una indisponibilidad térmica adicional de 2 GW, de acuerdo con el
criterio del OS. Una interrumpibilidad de 2,3 GW. Se ha corregido a la baja la punta de demanda del PNIEC para que crezca
menos que la demanda, y se consideran 3 GW de gestión de demanda en 2030, en línea con otros mercados (PJM, Irlanda, …)
Falta de desarrollo
de la gestión de la
demanda
PNIEC
0,9
1
1,1
1,2
1,3
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Evolución del índice de cobertura (>1,1)
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El sistema eléctrico futuro requiere firmeza para sustituir al parque
térmico que vaya cerrando, que puede ser aportada por la demanda
Sin un mecanismo de
pago por capacidad,
el almacenamiento no
se desarrollará,
y la gestión de la
demanda no
aparecerá,
poniendo en riesgo la
seguridad del
suministro
A efectos del cálculo del índice de cobertura se tiene en cuenta una indisponibilidad térmica adicional de 2 GW, de acuerdo con el
criterio del OS. Una interrumpibilidad de 2,3 GW. Se ha corregido a la baja la punta de demanda del PNIEC para que crezca
menos que la demanda, y se consideran 3 GW de gestión de demanda en 2030, en línea con otros mercados (PJM, Irlanda, …)
Adicionalmente podría perderse potencia
firme en CCGT que hoy en día no operan
Participación de la demanda en los mercados de capacidad
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Subasta tecnológicamente
neutra por potencia firme (€/MW) durante cierto
número de horas
Mercado de capacidad• La gestión de la demanda no es un servicio ‘per
se’, sino que provee servicios de firmeza y
flexibilidad, al igual que la generación o el
almacenamiento.
• Se debe valorar el servicio de potencia firme que
presta la gestión de la demanda
• No se necesita (ni es posible) una regulación
específica para la gestión de la demanda, pues no
puede determinarse ex ante un objetivo de gestión de
la demanda ni si es preferible a la generación o el
almacenamiento
• Es necesario un mercado de energía y un mercado
de capacidad, donde todos los proveedores del
servicio compitan en igualdad de condiciones.
Abiertas a todas las tecnologías (generación,
almacenamiento y gestión de demanda)
Potencia firme necesaria determinada
por el OS en un horizonte de varios
años
Los mercados de capacidad son fundamentales para el desarrollo de la gestión de la demanda: ejemplo PJM
19
• En el ejemplo de PJM, existen
categorías especificas para la
demanda, con requisitos especiales (por
ejemplo, hay demanda que solamente
tienen la obligación de suministrar el
servicio durante parte del año, reflejando
el ciclo comercial de la instalación)
• La demanda empezó a participar en los
mercados de capacidad en 2008 con
0,5MW llegando a alcanzar los 11 GW
que existen en la actualidad.
• Precio medio adjudicado: 147.000€ / MW
PJM Final Auction Results for 2021-2022
Demanda
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• En UK, la participación de la gestión
de la demanda ha evolucionado:
• Subasta 02/2017: 792 MW (entrega en 2017)
• Subasta de 02/2018: 2.245MW (entrega en 2021)
• Presenta factores de disponibilidad
específicos y tiene requisitos de
medición y procedimientos de
habilitación específicos.
• Precio medio adjudicado: 9.900 €/ MWUK Final Auction Results, National Grid, 2018
Los mercados de capacidad son fundamentales para el desarrollo de la gestión de la demanda: ejemplo UK
Los mercados de capacidad son fundamentales para el desarrollo de la gestión de la demanda: ejemplo Irlanda
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• En Irlanda, las unidades de generación
por debajo del umbral mínimo (10MW)
puede agregarse junto con la
generación variable.
• La demanda, el almacenamiento y la
generación participan en igualdad de
condiciones.
• El resultado de la subasta es la
combinación de capacidad más barata
que satisfaga la curva de demanda de
toda la isla y los requisitos mínimos de
ubicación.
• Precio medio adjudicado: 46.000 €/ MW
Ireland Final Auction Results for 2022-2023
Demanda
Participación de la gestión de la demanda en restricciones técnicas
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Restricciones técnicas
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¿tiene sentido que la demanda ayude a paliar restricciones técnicas?
• La contribución de la gestión de la demanda en restricciones técnicas puede ser limitada en el
caso del transporte, al ser una red muy mallada y usarse sobre todo para aportar reactiva para el
mantenimiento de tensiones.
• Sin embargo, podría ser muy útil en las zonas de distribución no muy malladas, para resolver
congestiones. Las congestiones a nivel local van a ser cada vez más frecuentes debido a que la
mayoría de recursos distribuidos están conectados a nivel de distribución.
Restricciones técnicas
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¿tiene sentido que la demanda ayude a paliar restricciones técnicas?
• IDAE y OMIE han elaborado una propuesta para testear los mercados locales de flexibilidad en
varias zonas de la geografía española.
• La demanda, junto con la generación y el almacenamiento, a través de agregadores, aportaran
flexibilidad a las redes de distribución para resolver congestiones en las redes.
Conclusiones
25
26
Conclusiones
La demanda debe poder participar en todos los mercados en los que sea capaz
de prestar el servicio requerido, sin ninguna discriminación tecnológica
Urge que la CNMC apruebe los T&C, modificando algunas propuestas del OS que
suponen barreras para la gestión de la demanda
Para el desarrollo de la gestión de la demanda es necesaria la implementación de
un mercado de capacidad que ponga en valor su firmeza, imprescindible en un
parque cada vez más renovable
No deben ponerse límites a la hibridación de tecnologías
Gracias
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