Flexibilidad de la demanda

La energía pese a estar asociada al progreso de la humanidad desde sus albores, contiene un gran reto intrínseco, su gestión. En los mercados europeos dicha gestión recae entre dos actores: el operador de mercado (OM) y el operador de sistema (OS). 

El operador de mercado actúa como una cámara central de compras donde se realiza una subasta de precio marginalista para cada hora del día y los 365 días del año. En estas subastas los participantes de mercado (PM) podrán ofertar su energía disponible y/o podrán comprar la energía para sus porfolios. El OM realiza cada día mediante el mercado diario, en el cual se negocia alrededor del 80% de la energía para el día siguiente, el programa de funcionamiento que muestra el resultado del algoritmo de casación de precio marginalista, dicho algoritmo no diferencia por tecnologías, únicamente por precio y volumen. El mercado diario cierra a las 12h del día D-1, mientras que a lo largo del D-1 y del día D el OM permite ajustar las previsiones de generación/compra de energía, con el objetivo de que el programa contenga los menores desvíos posibles con la realidad posterior, mediante las sesiones de los mercados intra diarios y el mercado intra diario continuo.

 

Figura 1: Sesiones de los mercados intra diarios.
Fuente: OMIE.

 

El operador de sistema es el garante del correcto funcionamiento de la red. Una de las tareas principales del OS, será la de casar las curvas de generación y consumo en tiempo real junto con el programa recibido por parte del OM después de la validación de su viabilidad por el OS:

 

Figura 2: Curva de la demanda para el día 04/04/2023 at 15: 20h.
Fuente: Redei.

 

El operador de sistema, en este caso el español Red Eléctrica, dispone de su previsión de la energía demandada (24.563 MW) y recibe además la energía programada por el operador de mercado ibérico OMIE (24.292 MW). Una vez llegado el momento de entrega debe ajustar la energía programada a la real (23.959 MW) tanto en aportar o sustraer energía del sistema. 

En mercados con alta presencia de renovables en el mix de generación energética, como por ejemplo el español con un 42%, por la propia configuración de precios marginalista, cuando se generan picos de producción renovable se observan las denominadas “curvas de pato”:

 

Figura 3: Curva de precios para el día 13/04/2023.
Fuente: OMIE.

 

La necesidad de casar las curvas de generación y demanda en un entorno con cada vez una mayor implantación de renovables en el sistema genera todo un reto para el OS y la siguiente pregunta: ¿de qué herramientas dispone el OS para gestionar los desvíos entre generación y demanda?

Gestión de la generación

El OS dispone de herramientas para compensar la energía pendiente de suministro por la vía de la generación mediante:

  • Regulación secundaria: los PM autorizados a actuar como proveedores de balance (BSP) presentan al OS sus ofertas compuestas por bloques de energía y entran a una subasta, dirigida por el OS, en la cual si son asignados recibirán el precio resultante de dicha subasta según tres conceptos de liquidación: asignación de banda de regulación secundaria, variación de la banda disponible en tiempo real y energía efectiva neta provista. 
  • Regulación terciaria: los BSP podrán realizar ofertas al OS con su variación máxima de potencia a subir o bajar para rangos de tiempo de como máximo 15/30 min y deba ser mantenida durante el mismo rango de tiempo.

Actualmente y dentro del marco regulatorio del programa REPower EU, Europa se ha marcado como objetivo un 45% de energía renovable en el mix energético para 2030. Dicho objetivo añadirá un alto porcentaje de la energía anual de forma no modulable, véase por ejemplo la dificultad en gestionar una granja fotovoltaica totalmente dependiente de la radiación solar.

Desde hace 2 años, Europa está sufriendo severas sequías a causa del cambio climático que dificulta la aportación de la hidráulica a los servicios de balance, siendo la tecnología renovable más modulable y gestionable.  

A modo de ejemplo se muestra la configuración eléctrica en el sistema aislado de la isla de El Hierro en el archipiélago español de las Canarias que utiliza la hidráulica para gestionar su demanda de energía:

 

Figura 4: Configuración eléctrica de la isla del Hierro.
Fuente: Reve, web.

 

La configuración utilizada permite aprovechar la orografía del terreno mediante la construcción de un parque eólico, dos depósitos de agua acompañados por una central hidroeléctrica y una estación de bombeo con el objetivo de aprovechar la generación eólica para bombear agua hacia la cota en el depósito superior y cuando sea necesaria la generación de energía mediante la hidráulica poder aprovechar así la energía potencial acumulada en latitudes superiores. Gracias a dicha configuración la isla de El Hierro se beneficia de unos muy altos valores de producción renovable en su mix energético, alrededor del 82%.

Gestión de la demanda

Los esquemas de balance históricamente han sido provistos a través de la generación de energía, véase aportando más energía o reduciendo la cantidad disponible. Ante el incremento de % de energías renovables en el mix y en sistemas interconectados surge la necesidad de actuar no solamente por la parte de la generación de energía, sino que además se debe actuar en la demanda de energía.

Pese a que incipientes, en muchos mercados empiezan a surgir opciones de servicios de respuesta activa de la demanda como en Portugal, Francia o España:

En Portugal viene liderado por el Operador de Sistema portugués, REN y se gestiona por el “Mercado de Banda de Reserva de Regulaçao”, en el cual se aplica una banda de reserva de regulación para unidades de consumo > 4 MW y que tienen la obligación de participar en mercados de reserva terciaria.

Se aplican subastas anuales con sus posteriores activaciones donde lo ofertado debe ser respetado y se promueven penalizaciones por incumplimientos. Para el 2022 fueron asignados 304.4 MW a un precio de reserva de 20 €/MWh.

En el caso francés constan de un procedimiento nacional aprobado por el Ministerio de Energía Francés, en el cual se adjudica una capacidad a las instalaciones de demanda que serán posteriormente obligadas a ofertar en balance. Para 2023 fueron contratados 8.011 MW.

El nuevo servicio creado para el sistema español se basa también en un sistema de subastas específicas para la demanda prestado a través de las Unidades de Programación que funcionarían como agregadores de demanda y así podrían ofertar su flexibilidad. Dicho mecanismo será de asignación anual y activaciones por turnos rotatorios según necesidad del OS.

En el servicio de respuesta activa de la demanda creado por REE, se solicita una variación de potencia activa a subir (reducción de consumo) que puede realizar una unidad de programación con un tiempo de activación menor o igual a 15 min y que pueda ser mantenida hasta 3h.

En la primera subasta realizada en 2022 se adjudicaron únicamente 497 MW, en un mercado con 250 TWh de consumo peninsular para 2022, y el precio de retribución resultante ha sido de 69.97 €/MW asignado.

La masiva entrada de renovables no modulables prevista para los próximos años en el plan REPower UE, junto con las dificultades en la obtención de combustibles fósiles como el gas y/o el carbón exacerbadas desde la guerra de Ucrania permiten afirmar que las herramientas de flexibilidad de la demanda cobrarán cada vez un mayor protagonismo en los años  próximos.

 

Dr. Alejandro Hernández/ Senior Energy Consultant

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