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MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MÁSTER

Análisis de la integración de las tecnologías

renovables en los sistemas eléctricos.

Modelo de referencia

AUTOR: María Soledad Espejo Domínguez

MADRID, Octubre y 2009

UNIVERSIDAD PONTIFICIA DE COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

Análisis de la integración de las tecnologías renovables en los sistemas eléctricos. Modelo de referencia

1

ÍNDICE

Capítulo Página

1. MOTIVACIÓN………………………………………………………………………………………………………3

2. INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………………………………………..5

3. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS …………………………………………………………………………………9

3.1. DINAMARCA ………………………………………………………………………………………………..9

3.2. ALEMANIA ………………………………………………………………………………………………..20

3.3. REINO UNIDO …………………………………………………………………………………………….29

3.4. ESPAÑA …………………………………………………………………………………………………….38

3.5. RESUMEN ………..……………………………………………………………………………………….58

4. ANÁLISIS ……….……………….………………………………………………………………………………..63

4.1. PROGRAMACIÓN DIARIA……………………………………………………………………………63

4.2. SOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES TÉCNICAS ………………………………………..….66

4.3. GESTIÓN DE AJUSTES ……………………………………………………………………………….68

4.4. SERVICIOS AUXILIARES DEL SISTEMA…………………………………………………………72

4.5. TRATAMIENTO DE LOS DESVÍOS ………………………………………………………………73


2

4.6. RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES …………………………………75

5. CONCLUSIONES …………………………………………………………………………………………….81

6. BIBLIOGRAFÍA ……………………………………………………………………………………………….83


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1. MOTIVACIÓN

La realidad del cambio climático ha producido en la mayoría de países una

modificación de las políticas energéticas en busca de una reducción de emisión de

gases de efectos invernadero, en paralelo con una reducción de la dependencia de los

combustibles fósiles por la reducción de la dependencia energética, ya que en la

mayoría de los casos, estos combustibles se encuentran concentrados en un número

reducido de países, que en muchos casos viven en un clima de inestabilidad política.

Para poder cumplir los acuerdos sobre cambio climático, a los que los distintos países

se han comprometido, se deben llevar a cabo modificaciones en diferentes sectores.

Uno de los más importantes, por el gran volumen de gases de efecto invernadero que

genera, es el sector de generación de energía eléctrica. Por ello se está llevando a cabo

una política que incentive la instalación y explotación de plantas de diferentes

tecnologías renovables, de manera que se reduzcan las emisiones de este sector.

Sin embargo, aunque la utilización de estas tecnologías es uno de las vías para cumplir

los compromisos acordados en la lucha contra el cambio climático, el objetivo de

máxima integración de estas tecnologías requiere tener en consideración nuevas

necesidades en la operación del sistema. En general, la programación de dichas plantas

se basa en predicciones de entrega de energía con unas tasas de precisión inferiores a

las de la generación eléctrica producida mediante instalaciones convencionales.

Además estas tecnologías son, generalmente, no gestionables, por lo que en muchos

casos pueden tener una reducida capacidad de proveer energía para los servicios de

balance del sistema, y por el contrario, son consumidores de estos servicios de manera

más importante que las plantas convencionales.

Los modelos de los sistemas eléctricos, en muchos casos, ya establecidos antes de que

el incremento de generación renovable comenzara, han tenido adaptarse a estas

nuevas tecnologías de maneras, que en ocasiones, no han sido las más idóneas.


4

El objetivo de este trabajo, es por tanto, estudiar distintos sistemas y sus soluciones

para la gestión de las renovables para poder llegar a la conclusión de un modelo de

referencia que sea capaz posibilitar la máxima integración de tipo renovable en el

sistema.


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2. INTRODUCCIÓN

El modelo regulatorio que ha sido adoptado en la mayoría de los países desarrollados

se basa en mecanismos de mercado, de manera que mediante herramientas de

competencia económica y con una base técnica se pueda obtener un programa de

entrega de energía eléctrica, que además de buscar la reducción de costes del sistema,

proporcione un programa viable con los mínimos sobrecostes y modificaciones de los

programas.

Este programa se puede obtener mediante dos modelos distintos, que si bien, pueden

ser compatibles:

Mediante contratos bilaterales:

Los contratos bilaterales son acuerdos a los que llegan un agente vendedor y

otro comprador, mediante el cual se comprometen a la entrega de una energía a

un determinado precio, que puede ser público, o no.

Mediante participación en sesiones de mercado organizado:

En estas sesiones los sujetos vendedores y compradores presentan ofertas de

venta y/o compra de energía al precio que ellos determinen. Mediante una

ordenación de las ofertas en función de los precios (ofertas de venta se ordenan

de menor precio a mayor; las ofertas de compra de mayor a menor), y en

función del punto de corte de las dos curvas, se obtienen un precio y un

volumen de energía de equilibrio que será el que los compradores paguen a los

vendedores por la energía que haya resultado casada en el punto de equilibrio.

Tras la programación diaria existen sistemas en los que se analiza las restricciones

técnicas que puedan derivarse de dichos programas. Existen modelos en los que la

solución de dichas restricciones se consigue vía mercado. En otros, sin embargo, la

solución de las restricciones se realiza mediante uso de los servicios de balance.


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Los programas diarios se obtienen el día anterior (día D-1) al de la entrega física de la

energía (día D), por lo que hasta el día D pueden producirse cambios en los programas

y variaciones de las previsiones previas, como una indisponibilidad de un grupo

generador o una previsión más precisa de programa de un generador renovable, con lo

que no podrán entregar la energía comprometida el día D. Puede ocurrir también que

por descuido o error, un sujeto tenga abierta una posición que no permitan las reglas.

De modo que también son necesarias herramientas de ajuste que permitan a los

sujetos ajustar su programa a la actualidad (reducir/aumentar producción por

indisponibilidad, reducir/aumentar demanda) o corregir esa posición abierta que no

está permitida.

Las herramientas para ajustes del mercado son principalmente de uno de los

siguientes tipos:

Sesiones de mercado intradiario: funcionan de un modo similar al de las

sesiones de mercado diario. Son varias sesiones repartidas en el tiempo en el

que se realizarán ofertas, tendiendo en cuenta lo programas previos. Cada

periodo de podrá negociar un número determinado de veces.

Mercado continuo: cada periodo de programación se comercializará hasta una

hora determinada antes de que comience el periodo de entrega física. Mientras

el periodo de negociación todavía está abierto se introducen ofertas, en caso de

que exista alguna oferta (compra /venta) que case con una de sentido contrario

(venta/compra), se “casan” y se eliminan de la curva de oferta y demanda.

Por otro lado se encuentran los servicios auxiliares y los mercados de balance cuyo

objetivo es asegurar tanto la disposición de una reserva de energía para cualquier

eventualidad y el equilibrio entre generación y demanda.

La disponibilidad de este tipo de servicio se puede realizar mediante contratación

diaria o en ciclo mensual.


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El tratamiento de los desvíos es también diferente en los distintos sistemas, existiendo

sistemas en los que los que no se penalizan los desvíos, independientemente del

sentido de los mismos, modelos que penalizan los desvíos que vayan en sentido

contrario a las necesidades del sistema, y sistemas que penalizan los desvíos, con

independencia del sentido de los mismos.

Los sistemas eléctricos se han basado en la liberalización de dichos sistemas y la

creación de mercados en los mismos en busca de una mayor competitividad que

reduzca costes. La incursión de las renovables en los sistemas plantea nuevos retos,

tanto desde el punto de vista de la operación del sistema, como desde el punto de

vista económico.

Una característica de la mayoría de las tecnologías renovables es la menor tasa de

precisión que ofrecen los programas y las grandes variaciones de potencia en periodos

de tiempo muy reducidos debido a la variabilidad de las fuentes que emplean, lo que

supone disponer de un volumen de energía de reserva mayor, que repercute también

en un aumento de los costes de operación del sistema.

Además de los nuevos retos que plantean las renovables, hay que recordar que desde

el punto de vista económico son tecnologías más caras que las de régimen ordinario.

Este hecho motiva que se diseñen sistemas que les proporcionen una retribución

adicional por el hecho de ser renovables, tales como primas, retribución fijada a tarifa

o certificados verdes.

Sin embargo, esta tecnología supone también uno de los caminos para cumplir los

acuerdos firmados por los países sobre el cambio climático.

En este trabajo se van a analizar los sistemas eléctricos de cuatro países para estudiar

el funcionamiento de dichos sistemas, así como el tratamiento de las tecnologías

renovables en los mismos.


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Los países que se analizarán serán:

Dinamarca

Alemania

Reino Unido

España

Una vez que se analicen los cuatros países, se buscarán las características que mejor se

adapten a la integración de las energías renovables en el sistema, de manera que se

defina un modelo eléctrico de referencia.


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3. ESTUDIO DE LOS SISTEMAS

3.1. DINAMARCA

El sistema eléctrico danés está integrado dentro del mercado de electricidad de

NordPool. NordPool es el mercado común de los países nórdicos (Noruega – 3 áreas;

Dinamarca – 2 áreas; Finlandia; Suecia y la zona de Kontek de Alemania). El TSO

(Operador del Sistema y Transportista) danés es Energinet.dk. El mercado danés es un

mercado libre en el que todos los consumidores eléctricos tienen derecho a comprar la

electricidad a cualquier comercializador que elijan desde el 1 de Enero de 2003. Fue

establecido para crear un mercado competitivo.

La autoridad encargada de la supervisión de los monopolios del sector es la Danish

Energy Regulatory Authority (DERA). La agencia danesa de energía (Danish Energy

Agency) se encarga de asegurarse de la estructura política y legal para que el

suministro de energía danés sea fiable, asequible y limpio.

NordPool es el mercado de electricidad común de los países nórdicos, cada país está

compuesto por, al menos, una zona.

Está compuesto por dos mercados físicos de electricidad, Elspot y Elbas y está basado

en un modelo de oferta implícita, lo que significa que todos los intercambios de

energía entre las áreas tienen que llevarse a cabo a través de NordPool:

Elspot: es la sesión del mercado diario de NordPool. El resultado de la casación

del mercado da lugar a un precio.

La programación de a través de Elspot es de la siguiente manera:

- 10:00h (día D): los TSOs nórdicos configuran la capacidad de intercambio

garantizada entre las zonas de oferta disponible para Elspot para el día

D+1.

- 12:00h (día D): hora límite para los sujetos para presentar ofertas de

compra o venta.


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- Posteriormente, NordPool calcula el precio. Ordena las ofertas hasta

llegar al precio del sistema en el que existe un equilibrio entre las

compras y las ventas en el área en su conjunto. En el caso de que exista

suficiente capacidad de intercambio entre las áreas, un precio común e

igual al precio del sistema será efectivo en todas las áreas.

- En caso de que no haya suficiente capacidad de intercambio (congestión),

el área nórdica en su conjunto será dividida en diferentes áreas de

precios (market splitting – separación por zonas de los mercados). El

precio de un área puede ser igual al de otras.

- 13:00h (día D): NordPool publica los volúmenes de energía y los precios

del la operación del día D+1.

Elbas: es el mercado intradiario de NordPool, la electricidad puede ser

comercializada hasta una hora antes de que comience en periodo horario

correspondiente. El propósito de Elbas es permitir que compradores y

vendedores no tengan desvíos en dicho periodo de programación.

Los sujetos daneses pueden vender y comprar energía hasta una hora antes de

que comience el periodo horario correspondiente mediante contratos

bilaterales (dentro de cada área de oferta).

Una vez que se cierra el intradiario para el correspondiente periodo horario, el TSO es

el responsable de mantener el balance del sistema para cada periodo horario. Para

llevar a cabo estas responsabilidades, el TSO compra energía de regulación tanto a

subir como a bajar en el mercado de energía de regulación.

Además de los sujetos habituales en el sector eléctrico: OM, TSO, generador,

comercializador, consumidor final, …, existe un sujeto llamado “Balance responsible

party” (BRP). Los sujetos del sistema se adscriben a un BRP determinado, el gestor del

BRP será el encargado de ofertar en el mercado de desvíos y de vigilar los mismos.

Existen BRP de generación, de consumo y de trading. Los BRPs firman un contrato

sobre la responsabilidad de balance con el TSO. Es un principio fundamental del

modelo de mercado que cada sujeto sea asignado a un BRP.


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El tener responsabilidad de balance implica que un sujeto es responsable

económicamente ante Energinet.dk y, por lo tanto, responderá en términos

económicos ante los desvíos que se puedan producir en la producción, el consumo o la

comercialización de energía eléctrica de su BRP. Dichos BRPs habrán firmado un

“Acuerdo sobre la responsabilidad de balance” con Energinet.dk.

A través de sus respectivos BRPs, los generadores realizan ofertas para incrementar su

producción (energía a subir) o reducirla (energía a bajar) en el mercado de energía de

regulación nórdico. Cada sujeto puede elegir estar activo o no en el mercado de

regulación.

Sólo las unidades de producción que operen en el mercado podrán presentar ofertas

en el mercado de regulación, y así presentar ofertas en los mercados de desvíos.

Energinet.dk es el encargado de asegurar tanto el equilibrio del sistema como la

existencia de una reserva disponible suficiente para posibles incidencias en el mismo

(pérdida de la mayor unidad de generación en Dinamarca del este o del oeste, pérdida

de una interconexión internacional). El mercado de balance se divide en un mercado

de regulación y otro de desvíos.

Mercado de Regulación

En el mercado de regulación, Energinet.dk vende o compra potencia a subir y

bajar a los sujetos para un determinado periodo de programación, según un

acuerdo entre Energinet.dk y el sujeto.

Para participar en el mercado de regulación el sujeto tiene que haber firmado

un “Acuerdo de responsabilidad de balance” con Energinet.dk.

Existen dos modelos de participación:


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El sujeto llega a un acuerdo con Energinet.dk para mantener sus

reservas manuales disponibles, para las reservas de regulación y los

servicios auxiliares. Este tipo de acuerdo compromete al sujeto a

introducir ofertas de regulación de un determinado volumen

durante un determinado tiempo. El sujeto recibirá un pago por

disponibilidad además del pago de la energía utilizada.

El sujeto puede introducir ofertas en función de cómo se ajusten a

su programa.

Las ofertas se hacen para el día completo y pueden ser modificadas hasta 45

minutos antes de que comience el periodo de programación y deben responder

con toda la energía de la oferta en los 15 minutos siguientes a la orden de

activación.

La activación de dichas ofertas se hará según un criterio económico y el precio

al que se retribuye es el marginal. El precio de regulación es el de la última

oferta asignada. Los precios de regulación son comunes en todas las áreas en el

caso de que no exista congestión en las interconexiones. En el caso de que

existiera congestión en las interconexiones, los precios de las zonas serán

distintos.

Mercado de Desvíos

En el mercado de desvíos, Energinet.dk compra o vende potencia para

neutralizar los desvíos de los sujetos. Hasta después de que haya terminado el

periodo de programación no se puede calcular cuánta energía ha sido utilizada

en este mercado, una vez se dispongan ya de medidas y los desvíos hayan sido

cuantificados.

La liquidación de los desvíos se realiza a partir de las notificaciones del los BRP y

los programas y las medidas de generación y consumo de los BRP.


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Los BRP notifican sus modificaciones de programa en función de los cambios

que se produzcan, bien por modificaciones debidas a las sesiones de mercado

intradiario, bien por modificaciones debidas al mercado de regulación.

Los BRP deben enviar a Energinet.dk información sobre la operación de sus

plantas con intervalos de 5 minutos.

El precio para la liquidación de los desvíos será diferente en función del tipo de

BRP:

Para BRPs de consumidores o traders, el precio al que se liquida el

desvío es el precio de regulación.

Para BRPs de generadores, existen dos precios para la liquidación de los

desvíos:

Los desvíos a favor del sistema son liquidados a precio de

mercado diario.

Los desvíos en contra del sistema son liquidados a precio de

regulación.

Energinet.dk es también el responsable del balance de la producción PO (CHP inferior a

5 MW y producción de energía renovable) y el comprador de dicha producción.

Energinet.dk introduce las ofertas de dicha producción en Elspot y paga a dichas

plantas el precio de casación más un subsidio.

Una de las características más llamativas de este sistema es que a la vez está dividido

en dos subsistemas: Dinamarca del este (Justland-Funen) y Dinamarca del oeste

(Zealand y Bornholm). Estas dos partes no están interconectadas y, además, no están

en sincronismo.

Dinamarca dispone de las siguientes interconexiones internacionales:

Noruega y Suecia: la parte de Dinamarca del este está interconectada con

Noruega y Suecia y dichas interconexiones internacionales son gestionadas por

NordPool mediante subasta implícita.


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Alemania:

- La interconexión entre Alemania y Dinamarca del este es operada de la

misma manera que las de Noruega y Suecia.

- En la interconexión entre Alemania y Dinamarca del oeste, la capacidad

es subastada diaria, mensual y anualmente. El TSO alemán, E.ON Netz, es

el encargado de gestionar dichas subastas.

Desde el 1 de Octubre de 2007 Energinet.dk es el encargado de pagar los subsidios a

todos los propietarios de las plantas con tecnología renovable.

Parque eólicos

Existen subsidios especiales que garantizan la rentabilidad de la generación eólica.

Algunos de estos subsidios están garantizados de manera permanente mientras otros

se ajustan en función del precio de manera que la suma del precio de mercado más el

subsidio asegura a los propietarios de las turbinas eólicas un ingreso mínimo.

La tendencia ha sido de pasar de un ingreso fijo a tarifas basadas en los precios del

mercado. Esta es la razón por la que los subsidios dependen principalmente de cuando

fueron puestos en servicio. En 2008, los subsidios para las turbinas eólicas en

Dinamarca alcanzaron los 69,5 millones de euros.

- Turbinas eólicas compradas antes de finales de 1999

Estas turbinas reciben un subsidio que, junto al precio del mercado, asegura

un ingreso de 600 DKK/MWh hasta que la cuota de producción a plena

carga se haya agotado, después de esto recibirán 430 DKK/MWh hasta que

alcancen una antigüedad de 10 años.

Posteriormente las turbinas eólicas serán liquidadas en condiciones de

mercado y el subsidio alcanzará los 100 DKK/MWh hasta que alcancen los

20 años de antigüedad. Este subsidio reducido se ajusta en relación al


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precio del mercado de modo que la suma del precio de mercado y el

subsidio no puede superar las 360 DKK/MWh. A lo que hay que añadir un

subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.

- Turbinas eólicas conectadas a la red (2000-2002)

Estas turbinas reciben un subsidio que, junto con el precio del mercado,

asegura un ingreso de 430 DKK/MWh durante 22.000 horas a plena carga.

Posteriormente las turbinas eólicas serán liquidadas en condiciones de

mercado y un subsidio de 100 DKK/MWh se asegurará durante 20 años. La

suma total del precio del mercado y del subsidio no debe superar las 360

DKK/MWh. A lo que hay que añadir un subsidio para desvíos de 20

DKK/MWh.

- Turbinas conectadas a la red (2003-2004)

Estas turbinas reciben un subsidio de 100 DKK/MWh hasta que alcancen los

10 años de antigüedad. En este caso también aplica la regla de que la suma

del precio del mercado y el subsidio no pueda exceder las 360 DKK/MWh. A

lo que hay que añadir un subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.

- Turbinas conectadas a la red después del 1 de Enero de 2005

Estas turbinas reciben un subsidio de 100 DKK/MWh a sumar al precio de

mercado hasta que alcancen los 20 años de antigüedad. A lo que hay que

añadir un subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.


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- Turbinas conectadas a la red desde el 19 de Febrero de 2009

Estas turbinas reciben el precio del mercado más un subsidio fijo de 250

DKK/MWh para 22.000 horas a plena carga. A lo que hay que añadir un

subsidio para desvíos de 20 DKK/MWh.

- Parques marinos

Los costes de conexión a la red se reparten entre todos los consumidores de

electricidad. Estos parques recibirán un subsidio que, junto al precio del

mercado, da como resultado 430 DKK/MWh para las primeras 50.000 horas

a plena carga. A partir de entonces el precio de mercado aplicará.

- Decommissioning scheme

Las turbinas conectadas a la red después del 1 de Abril de 2001 pueden

llegar a recibir 170 DKK/MWh adicionales a otros subsidios si las nuevas

turbinas sustituyen las desmanteladas.

- Coste de la responsabilidad de balance

Hasta la liberalización del mercado en 1999, las turbinas eólicas generaban

electricidad que vertían a la red y recibían el pago reglamentario por las

compañías de las redes.

Con la introducción de las condiciones de mercado, se decidió que el TSO

fuera el responsable de vender la generación de las turbinas eólicas y que,

el pago a los propietarios de las turbinas, sería recaudado a los

consumidores mediante una tarifa PSO (Public Service Obligation), además

todos los costes de los desvíos los asumirían los consumidores eléctricos.


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Desde 2003 se posibilitó a aquellas turbinas que no están incluidas en el

sistema de subsidios asumir la responsabilidad de balance y cubrir dichos

costes con un subsidio de 20 DKK/MWh, pagado por los consumidores.

Tecnologías renovables especiales de importancia para la futura

generación renovable

Dentro de estas tecnologías se incluyen que únicamente utilizan recursos

renovables (paneles fotovoltaicos, generación a partir de las olas, …) o

aquellas plantas cuyo valor calorífico procedente de recursos renovables en

base anual, exceden del 94% de valor calorífico total del fuel que alimenta

la planta.

Hay que señalar que los paneles fotovoltaicos domésticos cuya potencia es

menor o igual a 6 kW no reciben subsidios.

Plantas conectadas antes del 21 de Abril de 2004

Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 20 años o hasta el

1 de Enero de 2019.

Plantas conectadas antes del 22/04/2004 – 31/12/2008

Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 10 años, seguidos

de 10 años con una tarifa de 400 DKK/MWh.

Plantas conectadas desde el 01/01/2009




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Plantas generadoras a partir de biomasa

Plantas conectadas antes del 01/01/2009

Reciben una tarifa fija de 300 DKK/MWh durante 10 años o hasta

Agosto de 2011. 100 DKK/MWh hasta que no se gestionen los

certificados de renovables.


Reciben una tarifa fija de 150 DKK/MWh.

Plantas generadoras a partir de biogás

Plantas conectadas antes del 21 de Abril de 2004

Reciben una tarifa fija de 600 DKK/MWh durante 20 años o hasta el

1 de Enero de 2019.

Plantas conectadas antes del 22/04/2004 – 31/12/2008




Reciben una tarifa fija de 745 DKK/MWh. En caso de que el biogás

esté mezclado con otros combustibles la parte de electricidad

generada con biogás recibe una prima de 405 DKK/MWh.


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DATOS SOBRE EL SISTEMA

Cuotas de generación por tecnologías para 2007:

Dinamarca:

Generación renovable: 28,1%

Generación eólica: 19,4%

Dinamarca del Este:

Nuclear: 3%

Fuel: 5%

Biomasa y biogás: 11%

Eólica, hidráulica y solar: 14%

Gas Natural: 19%

Carbón: 48%

Dinamarca del Oeste:

Fuel: 1%

Biomasa y biogás: 9%

Eólica, hidráulica y solar: 26%

Gas Natural: 19%

Carbón: 45%

Potencia eólica instalada en Mayo de 2008: 3147 MW.


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3.2. ALEMANIA

En 1998, con la transposición de la Directiva Europea sobre el mercado interno de

electricidad, comenzó el periodo de liberalización alemán con la Ley Energética. El

objetivo era abrir un mercado a las redes energéticas, de manera que se abolieron los

monopolios regionales.

El regulador alemán eléctrico es Bundesnetzagentur y es común para todo el país,

aunque el sistema está dividido en cuatro áreas, cada una con su TSO propio:

Transpower Stromübertragungs GMBH(antes EON.Netz GMBH)

Vattenfall Europe Transmission GMBH

EnBW Transportnetze AG

RWE Transportnetz Strom GMBH

En Alemania también encontramos que si bien su mercado mayorista de electricidad

es EEX (incluido en EPEX SPOT) la zona de KONTEK también está incluida en NordPool

(debemos recordar que las interconexiones entre países nórdicos se gestionan a través

de ofertas implícitas en NordPool).

Las zonas de entrega del mercado EPEX - Alemania son:

Transpower Stromübertragungs GMBH(antes EON.Netz GMBH)

Vattenfall Europe Transmission GMBH

EnBW Transportnetze AG

RWE Transportnetz Strom GMBH

Austrian Power Grid

Todas estas zonas forman un mercado de zona única. En el caso de que exista

congestión los precios se determinarán mediante las ofertas separadas de cada zona.

La programación del mercado EEX es de la siguiente manera:


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12:00h (día D): hora límite para los sujetos para presentar ofertas de compra o

venta.

12:15h-12:20h (días D): EEX publica los resultados de la casación

Hay que señalar como característica especial que pueden las ofertas se pueden hacer

tanto para periodos individuales como para bloque de periodos. Como en el mercado

danés, los precios también pueden ser negativos.

El mercado intradiario alemán es un mercado continuo, también se gestiona a través

de EEX. Las ofertas se pueden realizar por horas o bien por bloques de horas. Cada

hora o bloque se puede “comercializar” hasta 75 minutos antes de que comience dicho

periodo de programación. Desde las 15:00h del día D se pueden comercializar todas las

horas del día D+1.

Los TSO son los encargados de mantener el equilibrio entre generación y demanda y

gestionar la energía de balance para los grupos de balance. Desde 2001 los TSO

alemanes han conseguido control primario, control secundario y minutos de reserva

en un mercado de control primario transparente y no discriminatorio, de acuerdo con

las provisiones de la “Federal Cartel Office”. El control primario y el secundario se

obtienen en un ciclo mensual, mientras que los minutos de reserva son ofertados

diariamente. Para las ofertas existe una plataforma común para los distintos TSO

donde realizar las ofertas (www.regelleistung.com). Se han desarrollado soluciones

basadas en mercado, con las que también satisfacer los requerimientos para conseguir

una operación de sistema segura y estable.

La obtención de los servicios anteriores se consigue a través de una puja competitiva

en el mercado alemán de control de potencia, donde un gran número de sujetos

participan, especialmente para los minutos de reserva (regulación terciaria). Casi el 90%

de las plantas de generación capaces de suministrar energía de control están

cualificados para participar.

http://www.regelleistung.com/


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En el sistema alemán los consumidores son suministrados dentro de grupos de balance.

Un grupo de balance (perímetro de equilibrio) se encarga de realizar aportes y/o

retiradas de electricidad. El supervisor de cada grupo es el encargado de asegurarse de

que el balance de su grupo está equilibrado cada periodo de 15 minutos en el que se

mide.

Para la liquidación de los desvíos de los grupos de balance se toma como base para la

liquidación la media en kWh que resulta de la energía de control para cubrir la

cantidad neta cada 15 minutos. Si se consume más energía de la programada el

supervisor del grupo de balance paga al TSO la cantidad de kWh predefinida.

Existe un solo precio para el desvío cada 15 minutos, no hay diferencia de precios

entre las diferencias positivas y negativas de los desvíos de los grupos de balance. Los

grupos de balance con un exceso reciben un pago del precio de los desvíos de los

grupos de balance. Los grupos de balance con un déficit tienen que pagar el precio de

los desvíos de los grupos de balance. Los precios de los desvíos de los grupos de

balance se publican en las páginas de los TSO y son accesibles para todos los

participantes en el mercado.

Alemania es el país con más tránsito de Europa, algo que se explica por el elevado

número de interconexiones internacionales que tiene: Dinamarca, Suecia, Suiza,

Austria, Polonia, República Checa, Luxemburgo, Holanda y Francia. Cada TSO se ocupa

de las interconexiones propias de su zona.

Los operadores de las redes están obligados a adquirir y transportar preferentemente

la electricidad generada a partir de energías renovables.

Los operadores de las redes están obligados a retribuir la electricidad que se haya

generado en centrales de energía renovables o metano. Dichas retribuciones se

pagarán desde la fecha de puesta en servicio y durante un periodo de 20 años desde la

misma. Para las centrales hidroeléctricas con potencia máxima superior a 5 MW, las

centrales generadoras a partir de gases de vertedero, de plantas depuradoras y


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metano, así como las centrales generadoras a partir de biomasa, recibirán la

retribución mínima durante un periodo de 15 años más el año de puesta en servicio.

Los operadores de las redes de transporte están obligados a registrar la cantidad de

energía que retribuyen. Posteriormente se llevará a cabo una compensación entre los

distintos operadores de las redes de transporte, de manera que si una zona ha

comprado más energía de la que sería la media de todos ellos, tiene derecho a la

adquisición y retribución de la cantidad que exceda la media por los otros operadores,

hasta que estos operadores alcancen la media.

Las empresas de suministro eléctrico están obligadas a adquirir y retribuir la

electricidad que el operador de las redes les abastezca. Estas empresas tendrán en

cuenta los perfiles, que se publicarán con antelación y que se aproximarán a la

adquisición real. La cantidad que cada empresa adquirirá, será tal que el porcentaje

sea similar para todas las empresas.

Las empresas suministradoras de electricidad, que vendan a empresas del sector

industrial, podrán limitar la cantidad de energía renovable que adquieren con el fin de

reducir los costes de la electricidad.

La electricidad de varias centrales se podrá liquidar mediante un equipo de medida

común a todas ellas. La cuantía de las retribuciones mínimas se calculará en función de

cada una de ellas.

Las empresas comercializadoras adquirirán a los operadores de las redes el porcentaje

que les corresponda de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables.

Plantas hidroeléctricas

o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh

o 0,5 MW > Potencia central < 5 MW: mínimo 66,5 €/MWh


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Para las plantas con potencia superior a 5MW e inferior a 150 MW, se le

retribuirá en términos de energía renovable, si ha sido modernizada entre el 1

de Agosto de 2004 y el 31 de Diciembre de 2012. Si la modernización ha

supuesto un incremento superior al 15% de la potencia de la central y si la

situación ecológica de la central ha mejorado con respecto a su situación

anterior.

Sólo se retribuirá la electricidad adicional atribuible a la modernización según la

siguiente tabla:

o Aumento de potencia de la central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh

o Aumento de potencia de la central < 10 MW: mínimo 66,5 €/MWh



o Aumento de potencia de la central > 50 MW: mínimo 37,0 €/MWh

A partir de Enero de 2005, las retribuciones mínimas se reducirán cada año

para las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un

1% con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el

año anterior.

Plantas generadoras de electricidad a partir de gases de vertedero, de plantas

depuradoras y metano

o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 76,7 €/MWh

o 0,5 MW > Potencia central < 5 MW: mínimo 66,5 €/MWh

Para plantas generadoras a partir de metano y con potencia superior a 5 MW la

retribución será de 66,5 €/MWh.

Las retribuciones mínimas se incrementarán en 10 €/MWh, si para la

generación se utilizan células de combustible.


25

A partir de Enero de 2005 ,las retribuciones mínimas se reducirán cada año



año anterior.

Plantas generadoras de electricidad a partir de biomasa

La retribución para plantas con una potencia máxima de 20 MW ascenderá a:

o Potencia central < 0,15 MW: mínimo 115 €/MWh

o Potencia central < 0,5 MW: mínimo 99 €/MWh

o Potencia central < 5 MW: mínimo 89 €/MWh

o Potencia central > 5 MW: mínimo 81 €/MWh

Las retribuciones mínimas se incrementarán en 25 €/MWh para centrales con

potencia máxima de 5 MW, cuando la biomasa de transforme gasificación

termoquímica o fermentación en seco o la electricidad se genere con ayuda de

células de combustible, turbinas de gas, motores de vapor, plantas de ciclo

orgánico de Rankine, plantas de ciclo Kalina o motores Stirling.




año anterior.

Plantas generadoras de electricidad a partir de la geotermia

o Potencia máxima 5 MW: mínimo 150 €/MWh

o Potencia máxima 10 MW: 140 €/MWh.

o Potencia máxima 20 MW: 89,5 €/MWh.

o Potencia máxima superior a 20 MW: 71,6 €/MWh.


26

A partir de Enero de 2010 las retribuciones mínimas se reducirán cada año para

las centrales nuevas cuya puesta en servicio sea posterior a dicha fecha un 1%

con respecto al mínimo aplicable a las centrales puestas en servicio en el año

anterior.

Plantas generadoras eólicas

La retribución de las centrales eólicas ascenderá a un mínimo de 55 €/MWh.

Durante un plazo de 5 años desde la fecha de puesta en servicio, dicha

retribución se incrementará en 32 €/MWh, siempre y cuando, en ese período

hayan alcanzado un 150% del rendimiento calculado para la central de

referencia (rendimiento de referencia). El plazo para las otras centrales se

prorrogará en dos meses por cada 0,75% del rendimiento de referencia, en el

que su rendimiento se haya quedado por debajo del 150% del rendimiento de

referencia.

Este plazo será prorrogado para plantas que sustituyan o modernicen sus

centrales en la misma comarca en que hayan entrado en servicio hasta el 31 de

Diciembre de 1995 y cuya potencia instalada sea al menos el triple de la original.

Se darán 2 meses de prórroga por cada 0,6% de rendimiento de referencia,

siempre y cuando el rendimiento de la planta sea inferior al 150% del

rendimiento de referencia.

En caso de que los parques se encuentren ubicados a una distancia mínima de

tres millas mar adentro (parques eólicos marinos), la retribución ascenderá a un

mínimo de 61,9 €/MWh. Dicha retribución se verá aumentada en 29,3 €/MWh

durante un plazo de 12 años desde la puesta en servicio, para la electricidad

generada en centrales cuya fecha de puesta en servicio sea posterior al 31 de

diciembre de 2010. Para centrales ubicadas a una distancia superior a las 12

millas y en aguas con una profundidad superior a los 2 metros, este plazo se

prolongará en 0,5 meses por cada milla adicional y en 1,7 meses por cada

metro adicional de profundidad.


27

Los operadores de red no estarán obligados a retribuir la electricidad a las

plantas generadoras que no hayan podido acreditar antes de su puesta en

servicio, un rendimiento mínimo del 65% del rendimiento de referencia.

A partir del 1 de Enero de 2005. las retribuciones mínimas aplicables a parques

en tierra, así como a partir del 1 de Enero de 2008 para parques eólicos

marinos, se reducirán cada año para las centrales nuevas cuya puesta en

servicio sea posterior a dicha fecha un 2% con respecto al mínimo aplicable a

las centrales puestas en servicio en el año anterior.

Plantas generadoras solares

La retribución ascenderá a 457 €/MWh. En caso de que la planta se encuentre

instalada exclusivamente en un edificio o sobre un edificio o bien en una pared

antirruido, la retribución se incrementará en:

o 117 €/MWh hasta una potencia máxima de 0,03 MW.

o 89 €/MWh hasta una potencia máxima superior a 0,03 MW.

La retribución mínima se incrementará en 50 €/MWh si la planta no se

encuentra instalada en el tejado del edificio o en calidad de tejado y forme una

parte constitutiva y esencial del edificio.




año anterior.

Las energías renovables en Alemania alcanzaron en 2007 un 14 % de la demanda.


28


En 2007 las energías renovables tuvieron las siguientes cuotas:

Energía eólica: 22.247 MW instalados. 39,5 millones de MWh generados. 6,4%

consumo eléctrico.

Energía hidráulica: 4.720 MW instalados. 20,7 millones de MWh generados. 3,4%

consumo eléctrico.

Energía procedente de biocombustibles: 3.283 MW instalados. 23,8 millones de

MWh generados. 3,8% consumo eléctrico.

Energía solar: 1.100 MW instalados. 3 millones de MWh generados.

Energía geotérmica: 1000 MW. 2,3 millones de MWh generados.


29

3.3. REINO UNIDO

La liberalización del sistema inglés data de 1989, se creó entonces un mercado

eléctrico. Sin embargo, el gran volumen de los generadores, capaces de influir en el

precio, y el gran volumen que se movía mediante contratos bilaterales (realizan

contratos por diferencias para reducir el riesgo) motivó que se cambiara el modelo de

mercado en 2001, en Marzo de 2001 nace el New Electricity Trading Arrangement

(NETA).

Hasta Abril de 2005 el mercado mayorista escocés operaba bajo unos acuerdos

diferentes a los de Inglaterra y Gales. Con el acuerdo BETTA (British Electricity Trading

and Transmission Arrangement) se introdujo un único Mercado mayorista de

electricidad para Gran Bretaña con un Operador del Sistema único National Grid

independiente de generación y demanda. BETTA, básicamente, es una extensión de los

acuerdos previos de NETA que afectaban a Inglaterra y Gales, a Escocia.

Las empresas transportistas son National Grid para Inglaterra y Gales, Scotish Hydro

Electric Transmission LTD para el norte de Escocia y SP Transmission LTD (SPLT) para el

sur de Escocia.

Según este nuevo acuerdo la menara de gestionar la compra/venta mayorista de

energía, se realizará a través de contratos bilaterales (98% gestionado mediante

contratos bilaterales, 2% gestionado mediante mecanismos de balance).

El Operador del Sistema, National Grid, asegurará el suministro y el correcto

funcionamiento del sistema, mediante la elección del servicio de balance más barato

entre los disponibles, estos servicios pueden ser divididos en tres categorías:

1. Servicios auxiliares y comerciales.

Dentro del conjunto de Servicios Auxiliares encontramos:

Frecuency Response (respuesta en fecuencia), con tres servicios separados:


30

o Respuesta en frecuencia obligatoria, se remunera por horas

disponibles y por la energía suministrada.

o Respuesta en frecuencia Firme: plazo mensual. Cobran por estar

disponibles, en ciertas “ventanas”.

o Control de frecuencia mediante gestión de la demanda.

Servicios de Reserva:

o Fast Reserve (equivalente a reserva secundaria). El servicio puede ser

opcional o firme, con tarifas remuneración diferente en función del tipo.

o Fast Start (control de frecuencia). El Fast Start Service se obtiene

mediante contratos bilaterales. Tiene tres componentes de pagos por

disponibilidad, arranque y duración del servicio.

o Demand Management (gestión de la demanda): se gestiona por

acuerdos bilaterales.

o Short Term Operating Reserve (reserva a corto plazo): se realizan tres

tandas anuales para este servicio. Tiene un componente de pagos por

disponibilidad y otro uso.

o BM-Start UP: este servicio sirve para mantener las centrales conectadas

a mínimo técnico.

Potencia reactiva: servicios para controlar la potencia reactiva.

2. Notificaciones de contrato después del cierre de sesión.

El operador del sistema puede comprar/vender energía después del cierre de la

hora de cierre de gestión de un determinado periodo horario. Dependiendo de la

necesidad del sistema (déficit/excedente), el operador del sistema elegirá con

quien contratar la energía en cuestión.

Hay un contrato especial llamado “Pre-Gate Closure BM Unit Transaction” (PGBT)

(contrato previo al cierre del periodo de contratación), que proporciona

electricidad de un modo determinado durante el periodo de liquidación.


31

3. Aceptación de Ofertas.

ELEXON es la compañía de balance y liquidación (Balance Settlement Code

Company - BSCCo) de Reino Unido. Se encarga de conseguir, administrar y operar

los servicios y sistemas que permiten el balance y la liquidación de los desvíos del

mercado mayorista y de la competencia de las comercializadoras.

El Mecanismo de Balance es una de las herramientas disponibles por National Grid

para conseguir el equilibrio entre generación y demanda en el tiempo real. Cuando

National Grid predice una diferencia entre generación y demanda, aceptará ofertas

de generación o demanda para incrementar o disminuir la generación (o el

consumo).

El Mecanismo de Balance permite a los BSC Parties (Compañías que han firmado el

acuerdo del BSC – Balance Settlemente Code) realizar ofertas de compra o venta

de energía del sistema al precio que el BSC Party decida.

El proceso de liquidación de desvíos se encarga de liquidar las diferencias entre la

cantidad de energía que la compañía se ha comprometido a generar o consumir y

la realmente generada o consumida. Dos precios se calculan para cada media hora

del día y se emplean para liquidar las diferencias: precio de compra del sistema

(System Buy Price – SBP) y precio de venta del sistema (System Sell Price – SSP).

El SSP es el precio al que se paga a los BSC parties que tienen un exceso de energía

y el SBP es el precio pagado por los BSC parties que tienen un déficit de energía.

Estos precios están diseñados de manera que reflejan el precio de las ofertas de

compra y venta de energía seleccionadas por Nacional Grid para equilibrar los

flujos en el sistema.

Se emplean dos algoritmos para el cálculo de estos precios:


32

1. El primer algoritmo refleja el precio asociado ofertas de compra y venta del

mecanismo de balance, seleccionadas por el Operador del Sistema para

equilibrar los flujos. Así se obtiene el precio principal.

2. El segundo algoritmo refleja los precios asociados a la venta y compra de

energía (corto-plazo: 3 días – 1 hora antes) en mercados futuros y spot. Así

se obtiene el precio contrario.

Los desvíos en el mismo sentido que el Sistema se liquidan a precio principal:

- Cuando un BSC party y el sistema tienen una posición larga, al BSC party se

le paga el precio principal, el SSP para esa media hora.

- Cuando un BSC party y el sistema tienen una posición corta, al BSC party se

le paga el precio principal, el SBP para esa media hora.

Cuando los desvíos son en sentido contrarios al del Sistema se liquida al precio

contrario:

- Cuando un BSC party tiene una posición larga cuando el Sistema tiene una

posición corta, recibe el precio contrario, el SSP para esa media hora.

- Cuando un BSC party tiene una posición corta cuando el Sistema tiene una

posición larga, recibe el precio contrario, el SBP para esa media hora.

Además de aceptar ofertas de compra y venta, Nacional Grid puede llevar a cabo

contratos con los BSC Parties para que suministren energía de balance. Estos

contratos serán tenidos en cuenta a la hora de calcular los precios de SSP y SBP.

Los precios SSP y SBP se calculan mediante media ponderada (hasta 50 MWh de las

acciones), sin embargo no reflejan todos los costes, se excluyen del cálculo:

- Ofertas de compra y venta “Arbitrage Accepted”, es decir, National Grid

puede aceptar una oferta de venta a un precio y una oferta de compra a

un precio mayor. Estas ofertas se excluyen porque deberían llevar a cabo

un contrato bilateral.

- Una aceptación cuyo tiempo sea inferior a 15 minutos.


33

- Etiquetado de volumen neto de desvíos (NIV tagging), las ofertas más

caras de compra y venta se netean las primeras y se etiquetarán como NIV.

- Ofertas de volumen inferior a 1 MWh.

El precio contrario, tanto SBP como SSP, se calcula mediante el Market Index Data

y los datos procedentes de contratos forward a corta plazo para esa media hora.

Para cada media hora los comercializadores contrataran con los generadores el

volumen de electricidad necesario. Los contratos se pueden realizar hasta una hora

antes de que comience el periodo de liquidación para el que se está haciendo el

contrato.

El Operador del Sistema (National Grid) es el encargado de gestionar las

necesidades energéticas en tiempo real para asegurar el equilibrio entre oferta y

demanda.

Los generadores con capacidad sobrante pueden hacer que dicha capacidad esté

disponible para el Operador del Sistema estableciendo el precio que desean recibir

por esa capacidad adicional. De manera análoga, el generador puede establecer un

precio para reducir su producción.

Los comercializadores que sean lo suficientemente flexibles, pueden hacer ofertas

también para reducir su demanda, de manera que el Operador del Sistema

disponga de un volumen adicional de energía estableciendo el precio que deseen

recibir por ese volumen adicional. De manera análoga, estos comercializadores

flexibles pueden incrementar su demanda por el precio que establezcan.

El Operador del Sistema, en el tiempo real, y según se requiera, equilibrará la

generación y la demanda aceptando las ofertas según el tipo, dependiendo de si la

necesidad del sistema es incrementar o reducir generación para satisfacer a la

demanda.


34

Posteriormente, se comparan los volúmenes medidos cada media hora, tanto de

generadores como de consumidores, con los volúmenes contratados. En caso de

que no coincidan ambos volúmenes (se generen desvíos):

1. Cuando un comercializador ha consumido más electricidad de la contratada,

debe comprar la electricidad adicional de la red hasta llegar a la cantidad

real consumida.

2. Cuando un generador produce menos electricidad de la contratada, debe

comprar la electricidad adicional de la red hasta llegar a los niveles

contratados.

3. Cuando un comercializador ha contratado más electricidad de la que ha

consumido, el comercializador debe vender esa energía adicional a la red.

4. Cuando un generador ha generado más electricidad de la que ha

contratado, debe vender la electricidad adicional a la red.

La liquidación de desvíos es un sistema cerrado, de manera que si se generara un

exceso de dinero, sería repartido entre todos los sujetos, y en el que caso de que se

produjera un déficit, todos los sujetos tendrían que pagar proporcionalmente.

Para la solución de restricciones técnicas, National Grid recurre a los mercados de

balance en el caso de que exista suficiente competencia, en caso contrario, resolverá

dichas restricciones a través de contratación bilateral.

En Reino Unido, el sistema de liquidación a las renovables es diferente de los sistemas

europeos que hemos visto hasta ahora. Ellos dividen la generación de tecnologías

renovables en dos mercados: el mercado eléctrico, tal y como los conocemos, y el

mercado de los certificados verdes.

Los certificados suponen un mecanismo para reconocer la naturaleza renovable del

producto, además de incrementar el valor añadido a través de la diferenciación. Se

dividen en tres tipos: Renewable Obligation Certificates (ROCs) – Certificados de

Obligación de Renovables, Levy Exempetion Certificates (LECs) – Certificados de


35

Exención de Impuestos y Renewable Energy Guarantee of Origin (REGOs) – Garantía de

Origen Renovable de la Energía.

Los ROCs establecen una obligación por la cual una parte de la energía suministrada

por los comercializadores tiene que proceder de fuentes renovables. Los niveles de

obligación para 2008 -2009 (01/04/2008 – 01/03/2009) son de 9,1% de la energía

suministrada para Inglaterra, Gales y Escocia, y del 3% para Irlanda del Norte. Se ha

calculado que se suministró 25.646 GWh de energía renovable en Inglaterra y Gales,

2.773 GWh en Escocia y 256 GWh en Irlanda del Norte.

Desde el 1 de Abril, la obligación pasa de tener un porcentaje de la generación de tipo

renovable, a una obligación de presentar un número de ROCs por MWh generado,

motivado por las gamas de ROCs que han entrado desde el 1 de Abril de 2009.

Para el periodo 2009-2010 (01/04/2009 – 31/03/2010) de cada 100 MWh suministrado

por una comercializadora la obligación es de 9,7 ROCs.

Los comercializadores pueden cumplir la obligación de las renovables de una las

siguientes maneras:

Adquirir los ROCs necesarios

Pagar un precio de compra de 35,76 £/MWh para el periodo 2008 /2009: 37,19

£/MWh.

Mediante una combinación de ROCs y pagos del precio de compra.

Cuando un comercializador elige la opción del precio de compra el dinero se deposita

en un fondo. Una vez que el periodo de obligación ha terminado el fondo se recicla

para aquellos comercializadores que sí hayan presentado ROCs.

Los generadores de régimen especial pueden solicitar los ROCs correspondientes a su

generación. Los precios de los ROCs están sujetos a mercado (20-30 £), pero dependen

del contrato con el comercializador.


36

Existen cuatro grupos:

Las tecnologías que pertenecen al grupo establecido recibirán 0,25 ROCs/MWh

(gas residual, gas de vertedero, co-combustión de biomasa de cosecha no

energética)

Las tecnologías que pertenecen al grupo de referencia recibirán 1 ROCs/MWh

(eólica terrestre, hidroeléctrica, co-combustión de cultivo energético, energía

procedente de residuos con cogeneración)

Las tecnologías que pertenecen al grupo de post demostración recibirán 1,5

ROCs/MWh (eólica marina, cierto tipo de biomasa)

Las tecnologías que pertenecen al grupo emergente recibirán 2 ROCs/MWh

(olas, mareas, tecnologías avanzadas de conversión, grupos de biomasa

dedicados a la combustión de cosecha energética, grupos de biomasa

dedicados con cogeneración, solar fotovoltaica, geotérmica).

Esta modificación de los ROCs será aplicada a sólo a los futuros proyectos (a excepción

de la co-combustión).

- Las centrales que estaban operativas antes del 11 de Julio de 2006 seguirán

recibiendo 1 ROC/MWh.

- Las centrales que entraron en operación desde el 11 de Julio de 2006 al 1 de

abril de 2009:

o Se mantienen 1 ROC/MWh para las tecnologías que se revisaran a la

baja

o Cambiar a los nuevos grupos a las centrales que vayan a ser revisadas al

alza para evitar el retraso de puesta en servicio de las centrales.

- A partir del 1 de abril de 2009 recibirán las ROCs en función de la banda en la

que se encuentren

Los generadores pueden además solicitar un Levy Exemption Certifcate (LEC) por cada

MWh producido. Las empresas agrupan LECs para eximir a los consumidores no

deomésticos del impuesto del cambio climático (4,41 £/MWh). Los generadores

pueden vender los LECS a estas empresas a un precio acordado entre ellos.


37

Los REGOs se expiden para cada kWh. Los REGOS no tienen que tener un valor

económico como los ROCs o los LECs, y no hay acuerdo formal por el que se pueda

comercializar con los REGOs. El principal propósito de los REGOs es demostrar la

energía renovable que ha sido producida. Los REGOs tienen sentido para aquellos

generadores que no están incluidos en el régimen de obligación de las renovables

(grandes hidráulicas). Los comercializadores, a la hora de comprar energía renovable,

también solicitan los REGOs, ya que tienen que presentarlos poder publicar los datos

sobre el mix de generación.


La generación de tipo renovable se ha visto incrementada desde un 1,8% del consumo

total en 2002 hasta un 5,3% (22.600 GWh) en 2008.


38

3.4. ESPAÑA

La liberalización del sector eléctrico comenzó en España con la Ley del Sector Eléctrico

de 1997. Para ello se cuenta con dos operadores Red Eléctrica de España (REE) como

TSO y OMEL (creada en 1998) como operador del mercado.

Desde 2003 todos los clientes son elegibles. Hasta 2009 los clientes habían sido

suministrados por las distribuidoras a tarifas reguladas. El 1 de Enero de 2009

desaparecen las tarifas para los clientes de alta tensión, y el 31 de julio de 2009 se

elimina las tarifas reguladas (se mantiene una tarifa de último recurso) y los clientes

dejan de ser suministrados por compañías distribuidoras para serlo por las compañías

comercializadoras de último recurso.

OMEL es el Operador del Mercado Ibérico Polo Español (OMEL y OMIP son los dos

polos de OMIE – Operador Mercado Ibérico de electricidad). El mercado spot es

gestionado por OMEL y aplica al ámbito ibérico. Existen dos zonas en las que se divide

la península, España y Portugal. En el caso de que no exista congestión el precio de

ambas zonas será el mismo. Si hubiera congestión en la interconexión se aplicará

market splitting y se dividirán los mercados, dando lugar a un precio para cada zona.

España tiene cuatro interconexiones:

Interconexión con Francia, con la que se gestiona la capacidad de la

interconexión mediante ofertas explícitas de capacidad (subastas anuales,

mensuales, diarias e intradiarias).

Interconexión con Portugal, con la que se gestiona la capacidad a través de

oferta implícita de mercado.

Interconexión con Marruecos, la capacidad de asigna en el mercado diario.

Interconexión con Andorra, la capacidad de asigna en el mercado diario.

La programación a través de OMEL es de la siguiente manera:

- 10:00h día D. Hora límite para la presentación de ofertas de compra y venta por

parte de los sujetos del mercado. Antes del cierre REE habrá enviado la


39

información a OMEL sobre capacidad de intercambios internacionales,

indisponibilidades y contratos bilaterales.

Se ejecuta entonces el proceso de casación, si no se generan congestiones en la

interconexión, el precio será el mismo para los dos sistemas, en caso de que

existan congestiones, se dividirán los sistemas en dos mercados y se calculará

un precio para la zona española y otro para la portuguesa.

- 10:30h día D. OMEL publica los volúmenes de energía y los precios para las 24

horas del día D + 1.

OMEL envía a REE los programas de cada unidad, a lo que se añaden los contratos

bilaterales que hayan sido nominados después de la sesión del mercado diario. A las

12:00h del día D se publica el programa básico de funcionamiento del día D+1.

Este programa se corrige en función de las restricciones y las limitaciones que haya

que introducir. Para la solución de restricciones existe un mercado específico en el que

los sujetos presentan ofertas tanto para subir como para bajar energía.

El proceso de resoluciones técnicas del programa básico de funcionamiento consta de

dos fases:

1) Fase I: en la que resuelven las restricciones y se evitan restricciones futuras.

Según el sentido de la energía que se necesite:

- Energía a subir: el uso de ofertas de venta de generación o unidades de

bombeo (reducción de consumo de bombeo) y ofertas de venta de

importaciones. El precio al que se remuneran es el precio de la oferta.

- Energía a bajar: la reducción/cancelación de energía de generación y de

unidades de bombeo (aumento de consumo de bombeo) y las

importaciones dependiendo de su influencia para resolver restricciones

técnicas. No reciben remuneración por disminuir su programa y

adquieren una obligación de pago igual al precio horario del mercado

diario.


40

2) FASE II: en la que se cuadra la energía que se ha incrementado o retirado en la

fase I. Según el sentido de la energía que se necesite:

- Energía a subir: uso de ofertas de venta de generación y de unidades de

bombeo (reducción de consumo de bombeo) y ofertas de venta de

importaciones. El precio al que se remuneran es el precio de venta de la

oferta.

- Energía a bajar: uso de ofertas de compra de generación o de unidades

de bombeo (incremento de consumo de bombeo) y las importaciones.

El precio al que se paga es el precio de compra de la oferta.

Una vez que se dispone de un programa viable para el día D + 1 se publica, para que los

sujetos tengan acceso a sus programas para poder participar posteriormente en las

servicios de ajuste del sistema y en las sesiones de mercado intradiario.

En España, a diferencia de los sistemas que hemos visto con anterioridad, no existe un

mercado continuo sino que es un mercado de sesiones intradiarias en las que se

gestionan diferentes horizontes del día D + 1. La programación de las sesiones es de la

siguiente manera:

- 16:00h – 17:45h día D. Este es el periodo de presentación de ofertas para el

horizonte comprende los periodos 21-24 del D y los 24 periodos del día D +1.

- 21:00h – 21:45h día D. Este es el periodo de presentación de ofertas para todos

los periodos del día D+1.

- 01:00h – 01:45h del día D+1. Este es el periodo de presentación de ofertas para

el horizonte comprendido entre los periodos 5-24.








41

Tras cada sesión de casación se genera un programa intradiario básico de casación.

Este programa se envía al operador del sistema, que tras analizarlo publica el

programa horario final, en el que aparece la posición final de cada una de las unidades

de programación.

Los servicios complementarios son los siguientes:

- Regulación primaria: que es obligatoria y no remunerada.

- Regulación secundaria: el mercado de regulación secundaria presentan oferta

aquellas unidades habilitadas para ello y son adjudicadas por criterio

económico. El precio de para la remuneración de la banda es el precio marginal.

Para la energía utilizada para regulación secundaria el precio de remuneración

es el del precio marginal de la regulación terciaria que habría sido necesaria

utilizar en su lugar. El coste de la banda será pagado por la demanda

proporcionalmente.

- Regulación terciaria: en el mercado de regulación terciaria es obligatorio

presentar la reserva disponible. Las ofertas se pueden enviar desde las 22:00h

del día D hasta 25 minutos antes del comienzo del periodo. La adjudicación se

publica 15 minutos antes del comienzo del periodo horario y obedece a criterio

económico. El precio al que se remunera es el precio marginal. El sobrecoste

será soportado por las unidades de generación y demanda que se desvíen de su

programa.

En caso de que el operador del sistema prevea una diferencia entre la demanda

estimada y la programada mayor a 300 MWh para un periodo que no vuelva a ser

gestionado en un intradiario se convocará un mercado de desvíos en el que el sistema

adquirirá la energía necesaria para eliminar la diferencia entre previsión y demanda,

participan las unidades de generación y las de bombeo. La asignación de energía se

ejecuta por precedencia económica. El sobre coste lo pagan los generadores.


42

La ley del Sector Eléctrico de 1997 en su artículo 27 establece que: “La actividad de

producción de energía eléctrica tendrá la consideración de producción en régimen

especial en los siguientes casos, cuando se realice desde instalaciones cuya potencia

instalada no supere los 50 MW:

a) Instalaciones que utilicen la cogeneración u otras formas de producción de

electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que supongan un alto

rendimiento energético.

b) Cuando se utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no

consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su

titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.

c) Cuando se utilicen como energía primaria residuos no renovable.

También tendrá la consideración de producción en régimen especial la

producción de energía eléctrica desde instalaciones de tratamiento y reducción

de los residuos de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una

potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto

rendimiento energético.”

Hay dos posibilidades de vender la energía eléctrica generada en España con

instalaciones de Régimen Especial. Las plantas de régimen especial pueden elegir el

régimen retributivo entre:

a. Tarifa regulada. Ceder la electricidad al sistema a través de la red de

transporte o distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada,

expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora. La empresa

distribuidora (a partir de noviembre Comercializadora de Último

Recurso) ofertará la energía disponible en el mercado diario a precio

aceptante. Está permitida la participación en los mercados intradiarios

para ajustar los despachos. Están sujetos a la liquidación de desvíos.

b. Mercado. El precio de venta de la electricidad será el precio que resulte

en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el


43

titular o el representante de la instalación, complementado, en su caso,

por una prima en céntimos de euro por kilovatio-hora.

La prima es una cantidad adicional al precio del mercado organizado o

al precio de venta libre, en el caso de las renovables tiene un límite

superior e inferior, en caso de no renovables esta prima es fija.

En algunos casos (todas las del grupo b), la prima es variable en función

del precio horario del mercado de referencia.

En el caso de la energía eólica existe un límite superior e inferior.

La elección de venta tomada debe ser para periodos no inferiores a un año.

En el proceso de casación está todo el régimen especial, tanto Tarifa regulada como

Mercado (aprox. 8% y 92%).

En cualquiera de los dos casos, las instalaciones reciben un complemento por

eficiencia y otro por energía reactiva (si la P> 10 MW, pueden recibir instrucciones del

OS). En el caso de las instalaciones que se acojan a la opción b) y cumplan los

requisitos necesarios pueden renunciar al complemento de energía reactiva regulado y

participar en el procedimiento de control de tensión.

Las primas y la tarifa vendrán dadas en función de la clasificación de la planta

generadora:

a. Productores que utilicen la cogeneración u otras formas de régimen especial.

Esta categoría se divide en cuatro grupos:

1.º Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración siempre

que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se

determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:

Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas natural,

siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía primaria

utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada cuando el


44

resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el anexo II;

siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos por el

poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo, fuel-

oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan al

menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder

calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal

biomasa y/o biogás, en los términos que figuran en el anexo II, y siempre que

ésta suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida

por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles

combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles

de proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos anteriores.

2.º Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías

residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial

cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.

b. Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías

renovables no consumible, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre

y cuando el titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario.

Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:

1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía solar.

Dicho grupo se divide en dos subgrupos:


45

Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar como

energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos para

la transformación de la energía solar, como energía primaria, en electricidad.

2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la

energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.

3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria la

geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la

oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.

4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea superior

a 10 MW.

5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea superior a

10 MW y no sea superior a 50 MW.

6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o

de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones

selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos que figuran

en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de cultivos energéticos.


46


procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.


procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones

selvícolas en las masas forestales y espacios verdes.


procedente de estiércoles, biocombustibles o biogás procedente de la digestión

anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos biodegradables de

instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas residuales, así

como el recuperado en los vertederos controlados. Dicho grupo se divide en

tres subgrupos:

Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal el

biogás de vertederos.

Subgrupo b.7.2. Instalaciones que empleen como combustible principal el

biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos:

residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o

industriales, residuos sólidos urbanos, residuos ganaderos, agrícolas y otros

para los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto

individualmente como en co-digestión.

Subgrupo b.7.3. Instalaciones que empleen como combustible principal

estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos.


procedente de instalaciones industriales. Dicho grupo se divide en tres

subgrupos:


47


procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.


procedente de instalaciones industriales del sector forestal.

Subgrupo b.8.3. Centrales que utilicen como combustible principal licores

negros de la industria papelera.

c. Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos con valorización

energética no contemplados en la categoría b). Esta categoría se divide en

cuatro grupos:

1.º Grupo c.1. Centrales que utilicen como combustible principal residuos

sólidos urbanos.

2.º Grupo c.2. Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos

no contemplados anteriormente.

3.º Grupo c.3. Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que

éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada,

medida por el poder calorífico inferior.

4.º Grupo c.4. Centrales que hubieran estado acogidas al Real Decreto

2366/1994.

En el Real Decreto 661/2007, las tarifas y primas publicadas fueron las siguientes:


48

Tabla 1. Retribución Grupos a.1 y a.2 RD 661/2007


49

Tabla 2. Retribución Subgrupo a.1.3 RD 661/2007


50

Tabla 3. Retribución Grupos b.1, b.2, b.3, b.4, b.5, b.6 y b.7 RD 661/2007


51

Tabla 4. Retribución Grupo b.8 RD 661/2007

Tabla 5. Retribución Grupos c.1, c.2, c.3 y c.4 RD 661/2007

En el Real Decreto 222/2008, las tarifas y primas publicadas fueron las siguientes:

Tabla 6. Retribución Grupos a.1 y a.2 RD 222/2008


52

Tabla 7. Retribución Subgrupo a.1.3 RD 222/2008


53

Tabla 8. Retribución Grupos b.1, b.2, b.3, b.4, b.5, b.6 y b.7 RD 222/2008


54

Tabla 9. Retribución Grupo b.8 RD 222/2007

Tabla 10. Retribución Grupos c.1, c.3 y c.4 RD 222/2008

Las tarifas y primas eléctricas de las instalaciones de Régimen Especial publicadas en la

Orden ITC/1723/2009 por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio

de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial.


55

Tabla 11. Retribución Grupos a.1 y c.2 Orden ITC/1723/2009

Tabla 12. Retribución tipos combustible Orden ITC/1723/2009

Los desvíos de programas generan Derechos de Cobro en el caso de que se haya

generado más energía de la programada (desvíos a subir) y Obligaciones de pago en

caso de que la energía generada sea inferior a la programada (desvíos a bajar).


56

Cada hora el Operador del Sistema obtiene la Necesidad Neta de Balance del Sistema,

este dato se obtiene sumando la energía utilizada en cada hora de los distintos

servicios auxiliares, obteniendo un único valor que puede ser:

>0, en este caso los desvíos a subir serán a favor del sistema (cobran el precio

del MD) y los desvíos a bajar serán contrarios al sistema (pagan el máximo

entre el precio del MD y el precio medio ponderado de las energías utilizadas a

bajar de gestión de desvíos, regulación terciaria y regulación secundaria).

<0, en este caso los desvíos a subir serán contrarios al sistema (cobran el

mínimo entre el precio del MD y el precio medio ponderado de las energías

utilizadas a bajar de gestión de desvíos, regulación terciaria y regulación

secundaria) y los desvíos a bajar serán a favor del sistema (pagan el precio del

MD).

Las instalaciones que se hayan acogido a la opción de la tarifa y que estén obligados a

tener un equipo de medida horario, tendrán que asumir el coste de los desvíos. En

caso de que no tengan obligación de medida horaria están exentas de desvíos.

En el caso de las instalaciones que se hayan acogido al sistema de primas, un mismo

sujeto podrá compensar los desvíos de todas las instalaciones que gestione.


Los datos de generación de régimen especial durante el año 2008 fueron los siguientes:

- Hidráulica: 4.416 GWh

- Eólica: 31.393 GWh

- Biomasa:2.437 GWh

- R.S. Industriales: 771 GWh

- R.S. Urbanos: 1.163 GWh

- Solar: 2.812 GWh

- Calor residual: 233 GWh

- Carbón: 651 GWh


57

- Fuel-Gasoil: 2.856 GWh

- Gas de refinería: 308 GWh

- Gas natural: 19.260 GWh


58

3.5. RESUMEN

En este apartado se va a realizar un resumen de los puntos que definen cada sistema

eléctrico y el mercado de las renovables.

DINAMARCA

Programación diaria a través se realiza a través de mercado diario (Elspot) y

mediante contratación bilateral.

Mercado intradiario continuo (Elbas), cierre 60 minutos antes de la entrega

física de energía para dicho periodo.

Los sujetos tienen que estar incluidos dentro de una BRP (Balance Responsible

Party). Estos perímetros de balance pueden ser de generadores,

comercializadores o traders.

Servicios de balance:

o Mercado de regulación: los sujetos presentan ofertas (regulación

secundaria y terciaria. Término por disponibilidad y por uso. El precio de

regulación es el de la última oferta asignada.

o Mercado de desvíos: el Operador del sistema compra o vende energía

dependiendo del tipo de desvío. El precio de liquidación de los desvíos

es diferente si la BRP es generadora (precio de regulación si el desvío es

a favor del sistema, precio del mercado diario si el desvío es contrario al

sistema) y en el caso de que sea una BRP de comercializadores o de

traders, el precio será el precio de regulación.

Aunque en un principio la liquidación se iba a basar en Green Certificates, se ha

pospuesto su implantación y en su lugar se están aplicando primas con techo.

Dinamarca tiene las primas más baratas de Europa.

Existe plazo temporal para algunas de las primas y plazo de producción, se

define un número de horas a plena carga.


59

El TSO es también el BRP de las instalaciones de energía renovable, si bien,

estas pueden decidir adscribirse a otros BRP, recibiendo por ello una prima de

20 DKK/MWh.

ALEMANIA

Programación diaria a través de contratación bilateral y de mercado diario

(EEX).

Mercado intradiario continuo, cierre 75 minutos antes de que comience dicho

periodo horario (EEX).

Alemania está dividida en cuatro zonas de operación cada una con su TSO

propia.

Las instalaciones han de incluirse dentro de una zona de regulación.

Servicios auxiliares:

o Regulación primaria, ciclo mensual.

o Regulación secundaria, ciclo mensual.

o Minutos de reserva, se convocan diariamente.

El precio de los desvíos se calcula mediante el coste total que ha supuesto los

desvíos. Se asigna el mismo precio tanto si para desvíos a subir como a bajar.

La remuneración de tecnologías renovables es por tarifa regulada. Si bien la

tarifa se modifica en función del año en el que den de alta la instalaciones.

Las distribuidoras (o los TSO, en su caso) son las encargadas de la compra de la

energía generada por las plantas generadoras renovables.

La retribución de las renovables se traspasa a las comercializadoras de manera

proporcional, es decir, una vez que se conoce el volumen total generado, se

reparte la retribución de las renovables entre las comercializadoras de manera

que cada una de ellas contribuya con el mismo porcentaje sobre su volumen

total suministrado.


60

REINO UNIDO

Programación diaria a través de contratación bilateral.

Mercado intradiario continuo, la gestión intradiaria se puede realizar a través

de contratación bilateral, hasta una hora antes del comienzo de dicho periodo

de programación.

Servicios de balance:

o Servicios auxiliares y comerciales

Respuesta en frecuencia

Reservas

o Notificaciones de contrato después de cierre sesión, el Operador del

Sistema puede comprar/vender energía después de la hora de cierre de

negociación del periodo.

o Aceptación de Ofertas: los sujetos realizan ofertas de generación o

adquisición de energía en ELEXON (plataforma de la compañía de

balance y liquidación). National Grid utiliza esta herramienta para

conseguir el equilibrio entre generación y demanda.

Los precios del los desvíos serán diferentes dependiendo de si el desvío es a

favor o en contra del sistema, en caso de ser favor se toma el precio de las

ofertas, en caso de ser en contra se obtiene el precio de un algoritmo que tiene

en cuenta los precios a los que se ha estado gestionando la energía para esa

hora en los tres últimos días.

Las primas de las renovables se gestionan vía mercado. Este mercado es

independiente del mercado eléctrico, de manera que por un lado de gestiona la

electricidad y por otro las primas.

Las tecnologías renovables venden su generación en el mercado al igual que el

resto de las tecnologías, si bien la remuneración “especial” de las tecnologías

renovable se establece mediante el mercado de los Green Certificates: los ROCs,

LECs (Levy Exemption Certificates) y REGOs (Renewable Energy Guarantee of

Origin), que son concedidos por cada MWh generado.


61

Las comercializadoras están obligadas a comprar un número de ROCs

(Renewable Obligation Certificates) por cada 100 MWh suministrados.

En el Reino Unido existe un impuesto al cambio climático para los

consumidores no domésticos (4,41 £/MWh). Los LECs son certificados que

eximen a los consumidores no domésticos del pago de dicho impuesto, por lo

que se comercializa con ellos.

ESPAÑA

Programación diaria a través de mercado diario (OMEL) y contratación bilateral.

Mercado de restricciones tras la programación diaria.

Sesiones de mercado intradiario. A lo largo del día se convocan seis sesiones de

intradario en las que los sujetos negociaran horizontes de distinto tamaño.

Mercado de gestión de desvíos, se convoca cuando existe una diferencia

superior entre la programación y la previsión del Operador del Sistema para

una hora que no va a volver a ser gestionada en futuras sesiones de mercados

intradiarios.

Servicios auxiliares, la asignación se realiza diariamente:

o Mercado de regulación secundaria y terciaria. Toda la reserva del

sistema debe presentar oferta para terciaria.

En España se permite a las instalaciones elegir régimen venta entre tarifa y

prima.

Las primas tienen un suelo y un techo, se asegura que la retribución mínima

será ese suelo y que el techo será el precio máximo de precio mercado más

prima que recibirán, si bien en caso de que el precio del mercado diario sea

superior al techo, recibirá el precio del mercado diario.

Pueden cambiar la elección de venta, aunque dicha elección de venta tomada

debe ser para periodos no inferiores a un año.

Los desvíos se pueden compensar por sujetos.

El precio de liquidación varía si el desvíos es a favor del sistema (precio del

mercado diario) o en contra (para compra máximo entre precios servicios


62

auxiliares y precio mercado diario, para venta mínimo entre precios servicios

auxiliares y precio mercado diario).


63

4. ANÁLISIS

En este apartado se procederá a analizar los componentes de los distintos sistemas

eléctricos ya estudiados. Se elegirán los elementos para el modelo de gestión de la

energía que mejor integre las tecnologías renovables, sin perder de vista el objetivo

final de minimizar costes y maximizar beneficios.

Además se va a tener en cuenta aquellas herramientas que incentiven a las

instalaciones renovables a desarrollar la tecnología necesaria para que la

gestionabilidad de las mismas, sea un hecho y se integre en el sistema en el futuro

como una tecnología más.

Se van a analizar los distintos puntos que vertebran un sistema:

- Programación Diaria

- Solución de restricciones técnicas

- Gestión de ajustes

- Servicios auxiliares del sistema

- Tratamiento de los desvíos

- Retribución de las tecnologías renovables

4.1. PROGRAMACIÓN DIARIA

Para la programación diaria existen dos modelos que pueden coexistir, como son:

- Sesiones de Mercado Diario.

La sesión de Mercado Diario permite que las instalaciones de los sujetos

acudan a una plataforma homogénea en la que ofertar su producción

en función de sus costes variables. La adjudicación de energía a partir

de este tipo de mercado se hace mediante un proceso de casación que

consiste en una ordenación de las ofertas de compra (de mayor a

menor precio) y de venta (de menor a mayor precio) para cada periodo

horario. El punto de cruce de ambas curvas (curva de ordenación por


64

precio de las ofertas de compra y venta) es el punto de equilibrio del

sistema y determinará tanto el precio horario como el volumen de

energía asignado.

El precio horario obtenido a través del mercado diario tiene una

volatilidad mayor que el de la contratación bilateral, ya que, por

ejemplo, puede variar considerablemente en función del volumen de

generación eólica (coste variable cero), como ocurrió en los días 8 y 9 de

Enero de 2009 en los que se alcanzó un precio horario de 1€/MWh

debido al alto porcentaje de generación eólica 36-40% de la generación

total horaria (Fuente: Nota de prensa 19/02/2009 CNE).

Es cierto que mercado organizado permite transmitir de un modo más

rápido variaciones de precios de combustibles que los contratos

bilaterales y demás costes asociados a la electricidad. Además la señal

de mercado que ofrece es más clara, es más fácil identificar precios y

costes de las tecnologías, lo que facilitará la inversión en aquellas

tecnologías más competitivas desde el punto de vista económico.

Uno de los problemas que plantea el mercado organizado es que en

condiciones de oligarquía es fácil intervenir en el precio ejecutando

poder de mercado, si bien pueden asignarse a los organismos

regulatorios la función de velar por el buen comportamiento de los

sujetos, para evitar intervención en el precio, y en el caso de que se

produzca, sancionarlo.

El modelo que se busca es aquel que facilite a las instalaciones

renovables, por pequeñas que sean, que se integren en el mercado sin

que pesen sobre ellas su reducido tamaño. Buscamos un sistema capaz

de integrar generación pequeña, y es el mercado la mejor plataforma

para ello, ya que cuanto más atomizado sea la generación de éste mejor

funcionamiento tendrá el mismo. Es por esto, principalmente, por lo


65

que una plataforma de mercado se hace absolutamente necesaria en un

sistema cuyo fin sea la integración renovable.

- Contratación bilateral: La contratación bilateral es más opaca (los

precios pueden no ser públicos) que la contratación a través de

mercado organizado. Sin embargo, permite a los sujetos cubrirse frente

al riesgo de las fluctuaciones de mercado.

Mediante los contratos bilaterales se puede comprometer un volumen

que las dos partes determinen, a un precio que también definido por

ellas. Este precio queda pactado y podrá no ser modificado por

variaciones de precios de combustibles, cuotas de generación de

renovables o de otros costes asociados al sistema.

La contratación bilateral también permite a los sujetos a facilitar sus

previsiones de combustibles, mejorando la gestión de sus suministros y

asegurándose un volumen de generación y una retribución, pudiendo

ser el precio medio menor o mayor al de mercado.

El modelo que se busca es “el de las renovables”, pero se ha de tener en cuenta que

aunque el mercado organizado sea la plataforma más adecuada para ellas, puedan

existir tecnologías renovables que prefieran llevar a cabo contratación bilateral que

comprometa un volumen de generación y aseguren su economía. Por todo lo anterior,

y dado a que estos modelos son compatibles, defendemos que la programación diaria

sea a través de estas dos herramientas.

Ha de tenerse en cuenta que deben darse los mecanismos que permitan a los

Operadores de Sistema y de Mercado el control de la generación de los sujetos que

participen mediante las dos plataformas, es decir, la comunicación entre estos dos

Operadores es fundamental para evitar que un sujeto venda a través de mercado y

contratación bilateral más energía de la que permite su potencia máxima. Es cierto que

desajustes de este tipo pueden ser corregidos en los mercados de ajustes posteriores,


66

pero no debe ser de este modo ya que provocaría problemas al Operador del Sistema

a la hora de calcular cual serán los requerimientos de energía para restricciones o para

los servicios de auxiliares del sistema.

4.2. SOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES TÉCNICAS

Una vez que el Operador del Mercado ha generado un programa económico, el

Operador del Sistema tiene que analizar ese programa para comprobar su viabilidad

técnica. En caso de que existan restricciones técnicas (cualquier circunstancia o

incidencia de la red de transporte o del sistema, que por afectar las condiciones de

seguridad, fiabilidad y calidad del suministro que requiera a criterio técnico del

operador del sistema, la modificación de los programas), estas tendrán que ser

solucionadas para el correcto funcionamiento del sistema.

Las restricciones que se generen por la programación diaria pueden ser resueltas a

través de los servicios de balance o bien a través de un mercado de restricciones.

En el caso de que las soluciones de restricciones técnicas se realicen a través de los

servicios de balance del sistema, el Operador del Sistema realizará los cambios

oportunos para resolver dicha restricción mediante adquisición de la energía necesaria

a través dichos servicios.

El problema que se deriva de esta solución es el incremento de la probabilidad de

agotamiento de los servicios auxiliares del sistema (Agotamiento reserva terciaria a

bajar semana 19-25 de Septiembre, Fuente: Nota de prensa CNE 01/10/2009).

En el caso de que exista un mercado de restricciones se ofrece a los sujetos un

mercado adicional, con la ventaja de que un mercado más permite a los sujetos más

posibilidades a la hora de gestionar su energía e incentiva a las instalaciones

renovables a desarrollar la tecnología necesaria para ser calificados de gestionables,

viendo ellos también incrementado las plataformas de mercado en las que negociar su

energía.


67

El mercado de restricciones se compone de dos Fases:

Fase I: que soluciona la restricción en sí:

o A subir: el precio al que se remunera es el precio de venta de la oferta.

o A bajar: no reciben remuneración por reducir su programa y tiene una

obligación de pago del precio horario del mercado diario.

Fase II: que cuadra la variación del programa que se ha llevado a cabo en la

Fase I:

o A subir: el precio al que se remunera es el precio de venta de la oferta.

o A bajar: el precio al que se paga es el precio de compra de la oferta.

La programación diaria obtenida después del mercado de restricciones va acompañada

de limitaciones, cuya finalidad es evitar futuras restricciones del sistema.

A través de este tipo de mercados también se puede ejercer poder de mercado. Tal y

como se dijo en el apartado de la programación diaria, existirá un organismo regulador

que se encargue de velar por el buen funcionamiento del sistema, así como de

penalizar a aquellos sujetos que no se comportaran de tal modo.

Por otra parte, pueden generarse restricciones técnicas en tiempo real debido a las

programaciones intradiarias e imprevistos que ocurran en el sistema, y éstas, sí serán

resueltas a partir de las ofertas de los servicios auxiliares del sistema.

Se propone por tanto un mercado de restricciones para resolver las restricciones

derivadas de la programación diaria, que permita a los sujetos disponer de una

herramienta adicional de mercado, que incentive a las renovables el desarrollo de su

capacidad para ser gestionables y que ponga las bases para evitar futuras restricciones

tras la programación de los intradiarios.

Dicho mercado será compatible con la utilización de los servicios auxiliares del sistema

para solucionar las restricciones técnicas en tiempo real.


68

4.3. GESTIÓN DE AJUSTES

Debido a que la programación diaria se realiza el día anterior al de entrega física de la

energía, puede haber diferencias (imprevistos tipo indisponibilidades, nuevas y más

fiables previsiones de generación de tecnologías de tipo renovables, ..) entre la

generación programada y lo que será la generación real. Es necesario una plataforma

de mercado intradiario que permita a los sujetos corregir las diferencias entre su

programa y lo que será su producción real, o saldar programas aquellos sujetos que se

hayan quedado con una posición abierta y dicha posición no esté permitida.

En el estudio de los modelos anteriores hemos analizado dos herramientas para el

ajuste intradiario de los programas:

1. Sesiones de mercado intradiario:

Son similares a las sesiones del diario pero en ella se gestionan horizontes

temporales cada vez menores (según avanza el tiempo menos periodos

horarios quedan por negociar):

Figura 1. Ejemplo mercado intradiario de sesiones

Las sesiones tienen un horario de apertura y uno de cierre durante las cuales lo

sujetos introducen ofertas de venta y compra. Una vez cerrada la sesión, el

proceso de casación es igual que el de la programación diaria, obteniéndose

para cada periodo gestionado en esta sesión, un precio horario por sesión para

la energía adjudicada en dicho periodo horario.


69

El hecho de que existan varios precios para un mismo periodo (uno por cada

sesión de mercado) es algo que plantea dudas en algunos casos a los sujetos,

además de que en ocasiones, encuentran dificultades para ver como se

construye su programación final a través de las diversas sesiones de mercado

intradiario para un mismo periodo.

Este tipo de sesiones presenta un problema fundamental: supongamos que

acaba de casarse la primera sesión del mercado anterior, el periodo horario

comprendido entre la h0 y la h6 no va a volver a ser gestionado. Imaginemos

que la demanda es más de 300MWh (volumen a partir del cual en el sistema

español, el que tiene este tipo de mercados, se convoca mercado de gestión de

desvío) inferior a las previsiones del Operador del Sistema durante todas esas

horas. ¿Cómo se solucionan estas diferencias? Se puede utilizar energía de los

servicios auxiliares del sistema, pero ¿y si se agotan? ¿cómo operar ante

imprevistos posteriores?.

El problema del mercado de gestión de desvíos español, es que este mercado

tiene menor liquidez (menor volumen de energía ofertada) que el mercado

intradiario con lo que la competencia es mucho menor en este tipo de mercado.

Además hay que tener en cuenta que habrá que corregir las diferencias entre la

programación y la previsión del Operador del Sistema para todos los periodos

horarios a través de este mercado. Cuantos más mercados intradiarios haya,

habrá un mayor número de posibilidades de gestionar la energía de un periodo

horario, además de reducirse la necesidad de convocar el mercado de gestión

de desvíos, ya que se reducen en número de horas entre sesiones. Es lógico

pensar que el número de sesiones evolucione hasta las 24, con lo que se

evitaría tener que convocar mercados de gestión de desvíos (intermedios entre

intradiarios), para solucionar diferencias entre programación y previsiones del

Operador del Sistema.

En cualquier caso, si la diferencia entre la energía programada y la prevista por

el Operador del Sistema fuera en todas las horas inferior a 300MWh se


70

resolvería haciendo uso de los servicios auxiliares, cuya función no es cubrir los

mercados de ajustes sino asegurar la seguridad del sistema.

Otra limitación que plantea el mercado de sesiones intradiarias es que cuando

existen problemas con una sesión, afecta a la programación de varias horas,

teniendo que resolverse los ajustes mediante los servicios auxiliares del sistema.

Por último hemos de tener en cuenta para las tecnologías de origen renovables

es muy importante reducir el tiempo entre su previsión para un periodo y la

programación de este, es decir, si como en el caso anterior, las seis primeras

horas sólo pueden ser gestionadas una vez mediante contratación bilateral, el

primer periodo tendrá una previsión de producción casi a tiempo real, sin

embargo, para el periodo sexto, la previsión tendrá un retardo de 6 horas, lo

que incrementa la incertidumbre de las previsiones y con ello su error.

2. Mercado intradiario continuo:

Este tipo de mercado permite durante todo el día la gestión de cada periodo

horario hasta 60 minutos antes de que comience la entrega física de dicho

periodo. Mientras el periodo de negociación todavía está abierto se introducen

ofertas, en caso de que exista alguna oferta (compra /venta) que case con una

de sentido contrario (venta/compra), se “casan” y se eliminan de la curva de

oferta y demanda.

Este tipo de mercado ofrece a los sujetos mucho más tiempo para gestionar los

periodos horarios y una respuesta más rápida ante diferencias entre energía

programada y energía prevista.

Volvamos a pensar en el caso anterior, desde la hora 0 a la hora 6 hay una

diferencia entre energía programada y la prevista por el Operador del Sistema

superior a 300MWh. Supongamos que la diferencia se descubre 30 minutos

antes de las 00:00h del día D, el Operador del Sistema actuará en consecuencia

con los servicios auxiliares del Sistema. Si las consignas las da el Operador del


71

Sistema 30 minutos antes de que cierre el plazo de gestión que va desde la

01:00h-02:00h, los sujetos tienen 30 minutos para presentar y corregir ofertas

para ese periodo y por tanto la programación, que ya ha sido modificada por

los servicios auxiliares, verá esa corrección en la programación y la asumirá

para los posteriores periodos horarios.

Si se produce un problema en la casación de una de las horas este problema en

el proceso de casación sólo afectará a esa hora. Es cierto, que como en el caso

de los mercados de sesiones intradiarias, el Operador del Sistema tendrá que

compensar los desajustes mediante los servicios auxiliares, aunque sólo será

esa hora, pudiendo recuperar el sistema el funcionamiento normal para la hora

siguiente.

En el caso de este tipo de mercado como cada periodo horario se negocia hasta

60 minutos antes de la entrega física de la energía, las tecnologías renovables

pueden basar sus ofertas y su programación en previsiones mucho más fiables

y que reduzcan los errores y los desvíos.

3. Contratación bilateral:

Al igual que en la programación diaria, la negociación intradiaria también se

puede hacer mediante contratación bilateral.

Esta herramienta, en caso de ser única, sería más opaco y difícil de manejar por

los pequeños productores. Una plataforma de mercado permite que todos

aquellos que quieran negociar ajustes se encuentren en un sitio común, pero

este tipo de negociación es menos transparente.

Después de todos los argumentos que se han visto sobre gestión de ajustes parece

claro que para todas las tecnologías, y tanto más para las renovables, el modelo de

gestión de ajustes que mejor se adapta a la naturaleza de las mismas y más óptimo

para el sistema es el del mercado continuo intradiario. Sin embargo, al igual que en la

programación diaria, pensamos que la contratación bilateral tiene cabida, porque


72

recordemos que es un modelo compatible con el de mercado continuo y una

oportunidad más para los sujetos.

4.4. SERVICIOS AUXILIARES DEL SISTEMA

En los distintos sistemas analizados, aunque con distinto nombre, hemos encontrado

que los servicios auxiliares estarán compuestos por:

Reserva de regulación secundaria. La función de esta reserva es la

respuesta rápida (<100s) para el mantenimiento de la frecuencia y de

los intercambios internacionales en los valores programados.

La reserva secundaria tendrá una componente de banda, que será

retribuida por el hecho de ofrecer dicha disponibilidad y otro término

por energía secundaria utilizada.

Reserva de regulación terciaria. La función de esta reserva es una

respuesta más lenta (15 minutos en activarse) para que se pueda volver

a disponer de toda la regulación secundaria inicial.

Al igual que con la banda secundaria puede retribuirse por banda

disponible y por energía utilizada. Aunque existen modelos que obligan

a los sujetos a ofertar toda la energía disponible en el sistema y sólo

son retribuidos en caso de que se emplee esta energía. Este modelo

asegura el volumen máximo con el que el Operador del Sistema puede

contar para operar el sistema, lo cual optimiza la gestión del mismo, ya

que dispone de todos los recursos disponibles.

En algunos sistemas la asignación de reserva secundaria y terciaria se hace diariamente.

Es cierto que cada día varía la disponibilidad del sistema, y por tanto, la composición

de la reserva. Pero el Operador del Sistema bien podría asignar parte de esa regulación

mediante un mercado mensual o contratación bilateral, por el que se asegure un

volumen en todo ese periodo o en franjas horarias determinadas, de pueda gestionar

sus reservas de manera con algo más de tiempo.


73

No se debe olvidar que es importante que parte de esas reservas se gestionen

diariamente, ya que responden a la realidad temporal del sistema. Además todas la

reserva disponible por el sistema debería ser ofertada para reserva terciaria, ya que

cuanta más liquidez energética hay mejor será tanto económica como técnicamente la

operación del sistema.

Creemos que para optimizar la gestión de las reservas es mejor tener parte de ella ya

comprometida en un plazo mayor al diario, y parte que sea gestionada diariamente

para que las modificaciones en la disponibilidad del sistema sea tenida en cuenta.

Además, pensamos que la mejor opción para la reserva terciaria es que sea obligatorio

poner a disposición del sistema la mayor cantidad de recursos y el mayor volumen de

energía para la gestión del sistema.

4.5. TRATAMIENTO DE LOS DESVÍOS

Los modelos para la gestión de los desvíos pueden aplicarse a:

Perímetros de equilibrio: los sujetos se agrupan por perímetros de equilibrio y

realizan ofertas en un mercado de desvíos para que el Operador del Sistema

acepte en función de los desvíos.

El desvío que gestiona el Operador del Sistema es el del perímetro de equilibrio.

Las instalaciones de un mismo sujeto: un mismo sujeto puede compensar

desvíos de las instalaciones que gestione.

Los perímetros de equilibrio permiten a los sujetos agruparse y compensar entre ellos

los desvíos, independientemente del volumen de sus instalaciones. Por el contrario, la

liquidación de los desvíos por sujetos es un modelo más injusto, ya que sólo se

benefician de la compensación interna de desvíos aquellos sujetos que tengan un

número considerable de instalaciones, lo que por un lado es injusto para los sujetos

con un pequeño número de instalaciones, y por otro invita a las instalaciones a ser

gestionadas por otro sujeto, con un volumen mayor, que tendrá más fácil la posibilidad

de ejercer poder de mercado.


74

En Dinamarca, el Operador del Sistema es además el gestor de un perímetro de

equilibrio para las renovables, aunque no es obligatorio estar adscrito al mismo. El

hecho de que el Operador del Sistema disponga en todo momento de toda la

información de carácter renovable facilita la gestión y el cálculo de las reservas ante

rápidas variaciones en la generación de este tipo de tecnologías, propio de la

generación eólica. Además es probado que existen correlaciones entre los desvíos de

los programas de tipo renovables, con lo que cuanto más volumen de renovables

tenga este perímetro de equilibrio, y más diverso sea el mismo, mayor capacidad

tendrá el Operador del Sistema de compensar su desvíos.

Otro aspecto a tener en cuenta es el precio de la liquidación de los desvíos:

Existen dos precios para la liquidación en función de que el desvío sea a favor o

en contra del sistema:

o Si el desvío es a favor del sistema, el precio al que se liquidará (compra

o venta) será el precio del mercado de regulación.

o Si el desvío es en contra del sistema, el precio al que se liquidará será:

Bien para compra o venta el precio del servicio auxiliar que haya

sido requerido.

Bien según sea compra o venta:

Para compra pagan el máximo entre el precio del

mercado diario o el precio ponderado de las energías de

servicios auxiliares que hayan sido requeridas.

Para venta cobran el mínimo entre el precio del mercado

diario o el precio ponderado de las energías de servicios

auxiliares que hayan sido requeridas.

Existen otros sistemas que obtienen un único precio de liquidación que será el

mismo para desvíos a subir y a bajar, basado en el coste de los desvíos.

Otros sistemas liquidan los precios según las ofertas que se hayan aceptado

para los desvíos (para desvíos a favor del sistema) y obtienen un precio con un

algoritmo más complicado que se basa en los últimos precios de ese periodo

para obtener el precio contrario en el caso de un desvío contrario al sistema.


75

Para el modelo de integración de las renovables tomaremos como grupos para

gestionar los desvíos los perímetros de equilibrio, basándonos, principalmente, en que

son más justos para sujetos con menor volumen de generación. Además adoptamos la

idea del modelo danés de que se cree un perímetro de balance para compensar los

desvíos de la generación renovables, tanto para las ventajas que supone para las

renovables, mayor volumen mejor compensación, como por los beneficios que supone

para el sistema, en todo momento tendrán toda la información de las renovables con

los que facilitará su gestión y cálculo de las reservas.

A la hora de escoger un modelo de precios para la liquidación tomamos el primero de

los expuestos, en los que hay un precio si el desvío es a favor del sistema (precio

mercado diario) y otro si es en contra (mínimo o máximo entre precio mercado diario y

el de los servicios auxiliares). Tomamos este modelo porque es el más transparente a la

hora de elegir precio y porque introduce una cierta penalización en los desvíos en

contra del sistema.

Se puede plantear un sistema que penalice el desvío independientemente del sentido

del mismo. Recordemos que en el modelo que estamos definiendo se busca la

integración de las renovables, por lo que en un principio no se penalizarán los desvíos a

favor del sistema, entendemos que el propio mercado de restricciones y los servicios

auxiliares son ya de por sí un incentivo a las renovables para invertir en mecanismos

que permitan la gestionabilidad de las mismas, será por tanto cuando dicha tecnología

esté implantada cuando se plantee el cambio hacia un modelo de penalización.

4.6. RETRIBUCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS RENOVABLES

A la hora de establecer un modelo para la retribución de las tecnologías renovables

podemos elegir entre:

1. Un modelo que fije la remuneración para que de manera libre se fije la

cantidad de renovable de cada tipo (Dinamarca, Alemania, España).

2. Un modelo que fije la cantidad de renovables del sistema para que de manera

libre se fije la el precio de la prima que recibirán las renovables (Reino Unido).


76

ESTABLECIMIENTO A PRIORI DE LA REMUNERACIÓN

En cualquier caso hay que fijar bien el precio, bien la cantidad de energía, ya

que la libertad en ambos aspectos supone dificultar la integración de las

tecnologías de régimen especial en el sistema.

Dentro del modelo que fija la remuneración, hay dos sistemas retributivos

distintos:

Tarifa

Mediante la tarifa se define un precio por el que se retribuye a las

instalaciones generadoras de tipo renovable, independientemente del

periodo horario en el que se genere dicha electricidad renovable.

La tarifa asegura la financiación del proyecto eliminando la

incertidumbre de una retribución mediante los precios del mercado,

más variables.

Primas

Las primas son un complemento al precio del mercado. La aplicación de

las primas puede ser distintas maneras:

o Una prima fija que se suma al precio, independientemente del

precio de que el precio del mercado sea alto o bajo.

o Un sistema de primas con un suelo y un techo. Se garantiza que

la retribución mínima será la del suelo, si bien la retribución del

precio más la prima no será superior al techo. Aunque en el caso

de que el precio del mercado fuera superior al techo, se

retribuiría dicho precio de mercado.


77

Con este modelo se integra el precio del mercado, con lo que la

generación ya sí, es más sensible al precio del periodo horario en

el que haya sido generada.

Este tipo de retribuciones se fijan para el largo plazo, si bien pueden ser fijadas

para años o para horas equivalentes. El hecho de que durante años se asegure

una retribución a un precio más alto que el del mercado, incentiva la instalación

de estas unidades en localizaciones que pueden no ser las más idóneas desde

un punto de vista económico. El hecho de que se pueda retribuir por un

volumen de generación (horas equivalente) es aún más injusto, ya que no

importa tanto la rentabilidad cuando se sabe que las hay un volumen de

generación que va a ser retribuido a un precio elevado, dando igual que lo

genere en 5 años que en 20.

El que los precios se fijen a tan largo plazo no permite que se generen señales

económicas claras en los mercados, los precios del mercado son falseados ya

que para el resto de las tecnologías los precios con un alto volumen de

renovables bajan, pero estas, en cualquier caso tienen asegurado una

retribución. Además no permite a las diferentes tecnologías competir en

igualdad de condiciones. Es cierto que las renovables deben ser incentivadas de

algún modo, pero ¿un cheque en blanco es lo que el sistema eléctrico se puede

permitir?

El modelo de primas asegura una retribución mínima que garantiza la

rentabilidad del proyecto, pero si un año los precios son bajos y el sistema

cubre la diferencia, ¿por qué cuando el precio es alto y supera el umbral

necesario para que el proyecto sea rentable no devuelven parte de esa prima?.

En estos sistemas los consumidores están pagando a las renovables cuando los

precios son bajos, pero cuando los precios son altos estas plantas no devuelven

ese dinero.


78

A esto hay que añadir la burbuja que este tipo de remuneración crea en torno a

las renovables. Estas tecnologías están “aseguradas” según estos modelos, por

lo que 1) se puede instalar hasta que la ley ampare y no maximizando la

idoneidad de esa instalación y 2) la tecnología no va a abaratarse si la

remuneración de estas instalaciones continúa siendo elevada. Hay que tener en

cuenta también que, con la internalización de los costes de CO2 (lo que supone

un incremento de los precios de mercado), estas tecnologías estarán recibiendo

un beneficio tanto por no producir CO2 (una subida del precio sin que sus

costes aumenten) como por ser renovables (primas clásicas).

Este modelo además puede producir un boom de instalaciones renovables para

el que los sistemas clásicos no estén preparados.

ESTABLECIMIENTO A PRIORI DE LA CANTIDAD

El otro modelo, el de los certificados verdes, es el que fija la cantidad de

energía de origen renovable que se tiene que generar y permite establecer

mediante mecanismos de mercado las primas.

Mediante este modelo el precio de la energía de estas tecnologías y el de las

primas se negocia en mercados independientes, ya que se dispone de una serie

de certificados verdes que serán los medios por los que se obtengan las primas

y el precio de dichos certificados puede ser negociado.

Los certificados verdes están compuestos por:

ROCs (Renewable Obligation Certificates) que son certificados que se

dan a las instalaciones renovables en por MWh generado y en función

de las tecnologías (eólica 1 ROC, fotovoltaica 2 ROCs).

Las empresas comercializadoras están obligadas a adquirir un número

de ROCs por cada 100 MWh consumidos.

Dichos ROCs se gestionan en un mercado y de ahí que su precio varía en

función de la generación de ese año.


79

LECs (Levy Exemption Certificate) que pueden solicitar también las

instalaciones cuya generación es de origen renovable, será concedido

un LEC por MWh generado,

Estos LECs eximen a los consumidores no domésticos de pagar el

impuesto del cambio climático, cuyo precio es de 4,41 £/MWh. Con lo

que dichos consumidores adquieren los LECs de las instalaciones

renovables a un precio pactado para evitar el pago del impuesto.

La introducción de los LECs supone la existencia de un impuesto previo para los

consumidores no domésticos. Puede parecer que con la internalización de los

costes del CO2 ya sea suficiente, pero este impuesto no está destinado a

reducir el volumen de CO2 generado, sino a que los consumidores reduzcan su

consumo, con lo que se entiende que este impuesto tiene cabida en el sistema.

Es cierto que este sistema presenta dudas acerca de la cantidad de energía que

se generará. Es lógico pensar que si se obliga a que las comercializadoras

compren un determinado número de ROCs (Renewable Obligation Certificates),

el sistema irá avanzando según obligue la ley a comprar más ROCs por MWh

suministrado. Es aquí donde otro de los certificados verdes cobra importancia,

los LECs (Levy Exemption Certificates). Estos certificados permiten a las

instalaciones obtener una prima adicional por la exención del impuesto, lo que

en un año en el que el precio del ROC sea bajo asegura un ingreso por LECs, ya

que hemos de recordar que el precio por MWh del impuesto, para

consumidores no domésticos, del cambio climático sobre la energía es de 4,41

£/MWh, lo que supone que se puede llegar a obtener una prima adicional

pequeña.

En cualquier caso mediante organismos internacionales ya se están publicando

cuotas de generación renovable que hay que alcanzar, por lo que desde el

exterior ya se están fijando cantidades mínimas de generación renovable que

cada país puede decidir incrementar.


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Merece una mención especial el planteamiento de los ROCs en función de las

diferentes tecnologías. Es un planteamiento muy inteligente a la hora de

incentivar tecnologías menos competitivas. Introduce una mayor regulación al

respecto, pero sigue en la línea del mercado a la hora de imponer las primas de

las renovables.

Este modelo, que evoluciona fijando las cantidades es más lineal y reduce la

incertidumbre del sistema de que se genere un boom de renovables.

Elegimos como modelo el de los certificados verdes, porque es la más justa desde un

punto de vista económico del sistema. Mediante este modelo las renovables también

asumen la incertidumbre del mercado, al igual que el resto de las tecnologías como en

cualquier mercado más. Además, suponen una adaptación gradual para el sistema

clásico.


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5. CONCLUSIONES

En el análisis anterior se han elegido los puntos que mejor configurarían un sistema

adaptado a las renovables. En este sistema existirá una plataforma de mercado

uniforme y transparente (mercado diario), que permita a los sujetos realizar su

programación diaria o combinarla con contratos (contratación bilateral).

Será un sistema que resuelva las restricciones mediante mecanismo de mercado

(mercado de restricciones) que pongan las bases para evitar restricciones tras la

gestión intradiaria. Dicha gestión intradiaria permitirá programar la energía en función

de las mejores previsiones disponibles (mercado intradiario continuo).

Los servicios auxiliares podrán ser de contratación diaria o mensual y con unos precios

de desvíos que incentiven a los productores a reducir sus desvíos (penalización

desvíos).

El sistema de retribución de las renovables estará basado en mecanismos de mercado

(certificados verdes) que sean sensibles a los mercados.

Es difícil la adaptación de todos los puntos anteriormente expuestos para un modelo

que ya existe. Es necesario modificar muchos aspectos regulatorios para introducir una

mínima modificación en un sistema eléctrico en funcionamiento.

Sin embargo, hay que hacer hincapié en que es necesario que los sistemas se adapten

a las tecnologías renovables, pero también debe haber un esfuerzo por parte de las

renovables para participar en el sistema del mismo modo que harían el resto de

tecnologías de régimen ordinario.

Tanto desde un punto de vista medioambiental como de dependencia de combustibles

fósiles, las tecnologías renovables son la solución de esos problemas, por lo que es

absolutamente necesario que para que estas tecnologías sean una realidad que


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reduzcan al mínimo estos problemas, ha de solucionarse primero el problema de la

gestionabilidad de las renovables.

Es necesaria la inversión y el desarrollo, no sólo en instalación de plantas renovables,

sino también de los medios que permitan a las tecnologías renovables ser

autosuficientes en el sistema.

Deben producirse cambios en el sector, pero también en la regulación y en la dirección

de las primas. Si tanto esfuerzo y tantos recursos económicos se están dirigiendo para

la inserción de renovables en el sistema, no es absurdo decir que parte de ese volumen

económico se destine a I+D para las renovables, además de partidas gubernamentales,

ya que, el control de generación de las renovables resolverá parte del problema

medioambiental y de dependencia de los combustibles fósiles.

Uno de los pasos para que un sistema basado en renovables sea autosuficiente es la

definición de un modelo que permita a las renovables ir introduciéndose en igualdad

de condiciones en el sector. Pero es crucial para los sistemas que las autoridades

inviertan y promuevan la tecnología necesaria para que el sistema llegue a ser

autosuficiente.


83

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[2009] “Orden por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio

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[2009] “Resolución de 18 de mayo de 2009, de la Secretaría de Estado de

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por la que se aprueban los procedimientos de operación de

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14.7 y 14.8 y se deroga el Procedimiento P.O. 14.5 <derechos de cobro y

obligaciones de pago por garantía de potencia>” , BOE núm. 184: 32925-

32967.

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