La Transición Energética y los

mercados eléctricos

El futuro del mercado eléctrico en el mundo

MªJosé Samaniego Guerra

Madrid, 12 de julio de 2017

2

20 % cuota global ER

Objetivos vinculantes a nivel nacional

Objetivo especifico de ER en el transporte

2020 Al menos un 27 % de cuota global de ER

Vinculante unicamente a nivel UE

Sin objetivos nacionales ni sectoriales

2030

HACIA UN ENFOQUE MAS EUROPEO PARA LAS ENERGIAS

RENOVABLES

3

DONDE EL DESPLIEGUE DE RENOVABLES SE HAGA DE UNA

MANERA EFICIENTE Y NO CON UN ENFOQUE NACIONAL

Planes nacionales integrados de energía y clima (2021 a 2030)

Informes de situación nacionales

Seguimiento integrado por parte de la Comisión Europea

CÓMO CONSEGUIRLO: instrumentos

ELEMENTOS ESENCIALES DE LA GOBERNANZA DE LA UNIÓN

ENERGÉTICA

5

0

10

20

30

40

50

60

70

RES-E share in total generation

Variable RES-E share in Res-E

Variable RES-E share of total

generation

2000

2015

2030

Fuente: Primes, EUCO 27 scenario

CÓMO CONSEGUIRLO: 50% RES-e a nivel Europeo

6

COMO CONSEGUIRLO EN ESPAÑA: 50% RES-e es suficiente?

16% RES 2015

7

INSTRUMENTOS PROPUESTOS EN EL WINTER PACKAGE:

PROMOVIENDO UN MARCO ESTABLE PARA LA ELECTRICIDAD

RENOVABLE

NORMAS AYUDAS ESTATALES

- Directrices - Notificaciones caso por caso y analisis

por parte de DG Competencia

Sistemas de apoyo basados en

mecanismos de mercado

Visibilidad para los inversores

Apertura parcial y gradual a

participacion trans-fronteriza

Establidad de los mecanismos de

apoyo

DISENO DE MERCADO

- Obligaciones de balance - Prioridad despacho/acceso

- Reglas mercados a corto plazo - Servicios de ajuste

- Agregadores

DIRECTIVA DE RENOVABLES

8

• Se optimiza la asignación de reserva al contar con la que pueden aportar los

países vecinos

• Armonización en la metodología de calculo de capacidad

Se compensa entre la adquisición local de reservas y la reserva del interconector – 2016– Estudio de la Comisión

Europea sobre la integración de mercados de alance y adquisición de reservas a nivel regional

WP:

CÁLCULO DE LA RESERVA DE CAPACIDAD A NIVEL REGIONAL

9

• Directriz CACM persigue el objetivo de establecer un mercado intradiario

transfronterizo, a nivel UE; impacto indirecto en mercados locales.

• Oportunidades adicionales de aumentar liquidez y habilidad de FER y respuesta

de demanda de participar en mercados a corto plazo.

• Desarrollo de productos que reflejen el periodo de liquidación de desvíos (15 min

en 2025).

WP:

CONSEGUIR MERCADOS DE CORTO PLAZO EFICIENTES

10

Proporción de E-FER respecto a la electricidad total

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

2005 2015 2020 2030 2050

Other electricity

RES-E

66%

49%

36% 28%

15%

247

142

103 79

42

Ktoe

Ref16 Euco30 Euco30

+13pp +39 Mtoe

+17pp +105 Mtoe 1: … la creciente

penetración de FER

intermitentes y de

generación descentralizada

(impulsada por la Directiva

de renovables) y…

Evolución de los volúmenes transfronterizos del mercado diario

Fuente: ACER MMR (2014)

2: … al desarrollo sin precedentes

de las interconexiones y a la

progresiva integración de los

mercados (impulsados por el 3er

Paquete)

WP:INTERRELACIONAR LA OPERACION DEL SISTEMA

11

WP: INTERRELACIONAR LA OPERACION DEL SISTEMA

Coordinación regional de gestores de las redes de transporte ROCS

ROCs: Regional Operational Center

• Asegurar la coordinación de la operación del sistema a nivel regional ……

Cálculo coordinado de la capacidad de la interconexión

Análisis coordinado de seguridad

Creación de modelos comunes

Consistencia de los planes de emergencia de los TSO

Cálculo de la reserva de capacidad regional

Identificación de escenarios de crisis regionales

Simulaciones de crisis y actuaciones coordinadas

Valoración de adecuación de la capacidad

Máximo de capacidad disponible para participar en mecanismos de

capacidad extranjeros

.... Pero no en la operación del sistema en tiempo real

12

WP:INTERRELACIONAR LA OPERACIÓN DEL SISTEMA

Permitirá una mayor utilización de la interconexiones

Porcentaje que representa la capacidad de las interconexiones disponible para la negociación y su capacidad térmica 2015

13

WP: Enfoque de "Mercados, lo primero" en lo referente a la

SEGURIDAD DE SUMINISTRO

Projected adjustments in capacity from

market only revenues

Mercados que

funcionan

correctamente

pueden dar pie a las

inversiones

necesarias en

flexibilidad

Reducir gradualmente la sobrecapacidad

Crear espacio para generación flexible

Precios de escasez permiten a mayoría de tecnologías recuperar

sus costes

Inversiones en E-FER más basada en mercados

Plantas de ciclo combinado siguen siendo rentables (como

tecnología marginal)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Coal & Lignite Peakers & Steam turbines (oil/gas)

CCGT Nuclear

GW 2030

2040

2050

4

2

2 Adjusted

Capacities

32

45

33 28 16 8

7

Enfocar el problema del “missing money” a través de intervenciones

nacionales o através de integración de Mercados y eliminación de

distorsiones …….

14

15

Situación actual de adecuación de la generación: Proliferación de

mecanismos de capacidad en Europa

16

WP: Nuevo marco regulatorio para mecanismos de capacidad

Evaluación europea (ENTSO-E) de la adecuación de los

recursos

• Primero, reforma del mercado "sólo energía"

Eliminar distorsiones regulatorias

• MCs si los problemas persisten pese a reforma

• El diseño del MC no debe distorsionar el

mercado

• Debe permitir participación transfronteriza

• Solo para tecnologías bajas en emisión CO2

No se detectan problemas

de adecuación

Se detectan problemas de

adecuación

No CM

17

Cual es la situación de la seguridad de suministro HOY en España?

Estudio realizado por la CNMC en 2016

Rodeado de incertidumbres

- Demanda

- Evolución de las baterías y el vehículo eléctrico

- Evolución del autoconsumo

- Evolución de la capacidad nuclear

- Hibernación de los ciclos combinados

- Evolución de las inversions en centrales de carbón

18

Cual es la situación de la seguridad de suministro a 2030 en España?

20

2. Electric vehicle:

• Low-growth Scenario: a sustained growth is considered, with the same exponential trend

recorded between 2009 and 2015.

• Mid-growth Scenario: the same evolution as the low-growth Scenario is considered until 2020.

From that year, 1,000 vehicles a month is added to the sustained growth of the low-growth

Scenario.

• High-growth Scenario: the same evolution as the low-growth Scenario is considered until

2020. A constant growth is assumed in the following decade, achieving that 20% of the electric

fleet is electric in 2030.

POWER DEMAND SCENARIOS

Growth forecast of the electric vehicle fleet

Source: Spain’s Directorate General of Traffic (DGT)

Electric vehicles Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 8,796 8,796 8,796

2020 34,201 34,201 34,201

2025 106,395 166,395 1,489,181

2030 242,499 362,499 2,944,161

21

2. Electric vehicle:

POWER DEMAND SCENARIOS

Source: Spain’s Directorate General of Traffic (DGT)

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Growth forecast for electric vehicles

Low-growth scenario Mid-growth scenario High-growth scenario

22

2 Electric vehicle:

Assumptions:

• 14,600 km / year / vehicle

• 0.2 kWh / km

• 10% of network losses

POWER DEMAND SCENARIOS

Growth forecast of the electric vehicle power demand

Source: Red Eléctrica de España

MWh Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 28,253 28,253 28,253

2020 109,854 109,854 109,854

2025 341,740 534,460 4,783,250

2030 778,906 1,164,346 9,456,646

24

2 Electric vehicle:

Assumptions:

• In the mid-growth Scenario, consumers would have a medium sensitivity to the price.

• In the high-growth Scenario, consumers would have a low sensitivity to the price.

POWER DEMAND SCENARIOS

Estimated power demand of the electric vehicle in the maximum hourly peak

demand of the winter period

Source: CNMC

MW Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 0 6 13

2020 0 25 50

2025 0 121 2,174

2030 0 265 4,298

25

3 Self-consumption:

Assumptions:

• 70% of the energy produced is self-consumed; 30% fed into the grid.

• 10% of network losses.

POWER DEMAND SCENARIOS

Annual self-consumed electricity demand

Source: PwC, CNMC.

MWh Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 -330,741 -1,256,589 -3,029,385

2020 -1,653,703 -6,282,943 -15,146,927

2025 -3,307,407 -12,565,887 -30,293,853

2030 -4,961,110 -18,848,830 -45,440,780

26

POWER DEMAND SCENARIOS

Source: PwC, CNMC.

3 Self-consumption:

Assumptions:

• In the low-growth Scenario it is considered for the summer a reduction of the peak

demand equivalent to 60% of the installed power capacity. Storage of production is not

considered.

• In the mid-growth Scenario, 50% of residential consumers with self-consumption would

have storage elements.

• In the high-growth Scenario, batteries reach 100% of residential consumers

27

POWER DEMAND SCENARIOS

Self-consuming power demand in peak winter time

Source: PwC, CNMC.

MW Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 0 -55 -499

2020 0 -277 -2,496

2025 0 -554 -4,992

2030 0 -832 -7,488

Self-consuming power demand in peak summer time

MW Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 -160 -672 -1,560

2020 -800 -3,360 -7,800

2025 -1,600 -6,720 -15,600

2030 -2,400 -10,080 -23,400

3 Self-consumption:

28

4 Other energy efficiency measures:

Assumptions:

• In the low-growth Scenario none of the efficiency measures are considered.

• In the mid-growth Scenario, the effect of the Smart Grids is added since 2020.

• The high-growth Scenario also adds the effect of other possible services and incentives.

POWER DEMAND SCENARIOS

Estimated reduction in peak demand due to the application of efficiency measures

Source: Red Eléctrica de España, CNMC.

MW Low-growth Scenario Mid-growth Scenario High-growth Scenario

2016 0 0 0

2020 0 0 0

2025 0 -750 -1,950

2030 0 -1,500 -3,900

Scenarios Economic

growth

Electric vehicle

development

Self-

consumption

development

Energy

efficiency

measures

development

Lower extreme 1% per year low high high

1 low 1% per year low low low

1 medium 1% per year medium medium medium

1 high 1% per year high high high

2 low 2% per year low low low

2 medium 2% per year medium medium medium

2 high 2% per year high high high

Upper extreme 2% per year high low low

29

5 Resulting scenarios:

POWER DEMAND SCENARIOS

Power demand scenarios

Source: CNMC.

31

5 Resulting scenarios:

POWER DEMAND SCENARIOS

Source: CNMC.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

MW

Maximum peaks of average hourly demand in winter

Real winter Lower extreme scenario Low scenario 1

Medium scenario 1 High scenario 1 Low scenario 2

Medium scenario 2 High scenario 2 Upper extreme scenario

Δ 2.7%

Δ -0.7%

Δ 1.3%

32

5 Resulting scenarios:

POWER DEMAND SCENARIOS

Source: CNMC.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

MW

Maximum peaks of average hourly demand in summer

Real summer Lower extreme scenario Low scenario 1

Medium scenario 1 High scenario 1 Low scenario 2

Medium scenario 2 High scenario 2 Upper extreme scenario

Δ 1.6%

Δ -5.1%

Δ -2.9%%

33

Source: CNMC.

6 Generation bid scenarios:

• Conservative scenario: maintenance of the current power generation park

• Withdrawal of 50% of coal-fired power capacity by 2020

• Withdrawal of the entire coal-fired power capacity by 2020

• Progressive disappearance of nuclear power plants

• Withdrawal of 50% of coal-fired power capacity by 2020 and progressive of nuclear

capacity

• Withdrawal of the entire coal-fired power capacity by 2020 and progressive of nuclear

capacity

GENERATION MIX AND PEAK DEMAND COVERAGE

34

Source: CNMC.

7 Adequacy Generation:

GENERATION MIX AND PEAK DEMAND COVERAGE

MW Lower

extreme High 1

Medium

1 Low 1 High 2

Medium

2 Low 2

Upper

extreme

2021 WC WC WC WC

2022 WC 50C

50C+WN

2023 WC 50C+WN 50C

2024 50C WN

2025 WC+WN 50C+WN 50C+WN 50C+WN WN WN C

2026 C

2027 WN WN

2028 50C C

2029 WN 50C

2030

Year from which coverage problems arise according to the different generation scenarios

Current C

Without 50%

coal 50C

Without coal WC

Without

nuclear WN

Without 50%

coal and

nuclear

50C + WN

Without coal

and nuclear WC+WN

35

8 Maintenance of the current scenario of generation power plants:

• The maintenance of the generation plants currently operating in the Spanish peninsular

electrical system would have the capacity to guarantee the demand coverage until 2030

in the Central Scenario assumptions.

• Only in the scenarios closest to the Upper Extreme Scenario would happen reserve

margin index of less than 1.1 in the last years of the period analyzed, between 2025 and

2030. Even then, additional power capacity would be available thanks to interconnections

and the interruptibility service.

CONCLUSIONS

8 Withdrawal of 50% of coal-fired power capacity scenario

• If the current coal-fired power plants are reduced to 50% by 2020 as a result of tightening

environmental requirements, demand coverage in the Central Scenario would be equally

viable from the point of view of security of supply, but only until 2027.

• On the other hand, the scenarios closest to the Upper Extreme Scenario raise concerns

as early as 2022.

36

8 Withdrawal of the entire coal-fired power capacity scenario

• The complete disappearance of the whole coal fleet by 2020 would introduce problems of

coverage from 2020 if peak demand similar to or higher than the Central Scenario is

considered.

• In addition, in the scenarios near the Upper Extreme, interconnections and interruptibility

service would not be enough to guarantee demand coverage.

• Nevertheless, it should be noted that this situation is unlikely, since the electricity

companies have already undertaken or have informed of their intention to undertake

investments in the most efficient coal-fired power plants.

CONCLUSIONS

8 Progressive disappearance of nuclear power plants scenario

• The closure of nuclear power plants after reaching 40 years of operation also introduces

problems in most of the scenarios, especially those that consider a greater demand

increase, from the year 2024-2025.

• These problems come ahead of 2021-2023 if the closure of all or part of the coal-fired

power plants is additionally considered.

37

8 Exceso de generación solar en las horas centrales del día

8 La capacidad firme de tecnologías de bakup que se necesite tendría un

funcionamiento equivalente a plena carga de unas 2.000-3000 horas en función del

escenario.

CONCLUSIONS

Muchas gracias

El futuro del mercado eléctrico en el mundo

MªJosé Samaniego Guerra

Madrid, 12 de julio de 2017