PROYECTO FIN DE CARRERA
NUEVO MODELO REGULATORIO DE
LA GARANTÍA DE POTENCIA BASADO
EN MECANISMOS DE MERCADO
AUTOR: PEDRO MONTOYA INSAUSTI
MADRID, Septiembre de 2006
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Autorizada la entrega del proyecto al alumno:
Pedro Montoya Insausti
EL DIRECTOR DEL PROYECTO
David Soler Soneira
Fdo: Fecha:
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
Tomás Gómez San Román
NUEVO MODELO REGULATORIO DE LA GARANTÍA DE
POTENCIA BASADO EN MECANISMOS DE MERCADO
Autor: Montoya Insausti, Pedro. Autor: Soler Soneira, David.
Entidad Colaboradora: ICAI – Universidad Pontificia Comillas.
RESUMEN DEL PROYECTO
El problema de la garantía de Potencia surge de una de las cualidades principales de la electricidad, que es su carácter no-almacenable, lo que obliga a que en todo momento la electricidad que sea demandada sea igual a la electricidad que se genere. La Garantía de Potencia ha de asegurar que exista suficiente potencia disponible en el sistema eléctrico para abastecer la demanda en todo momento.
Los momentos más críticos del sistema son los de la punta de demanda, donde para abastecer toda la demanda es necesario que haya centrales que sólo entren en funcionamiento en estos períodos. Es necesario garantizar que estén disponibles dichas centrales para que puedan abastecer a la punta de demanda. Pero estas centrales también presentan más riesgo para instalarse dado que los ingresos que obtienen son más volátiles.
En los sistemas regulados la capacidad que ha de ser instalada la determina el Regulador. En los mercados liberalizados, cada agente decide si invertir en estas centrales. El precio del mercado debería ser suficiente señal para incentivar nueva inversión, pero no sucede así. Por tanto es necesario un método que incentive la nueva inversión y asegure que la demanda eléctrica sea abastecida.
En el mundo, los métodos de garantía de potencia se basan en: Contratos bilaterales físicos a largo plazo que garanticen el abastecimiento de la demanda contratada, en subastas de nuevos entrantes similares a las de los sistemas regulados o en los pagos por capacidad, que se basan en realizar un pago extra para estabilizar los ingresos de los generadores y disminuir el riesgo para realizar nuevas inversiones. Este pago puede ser determinado por el Regulador o bien remunerando una cierta potencia firme que cada generador tendrá disponible en los momentos críticos.
En el proyecto se propone un nuevo método basado en un mercado de capacidad en el que los ofertantes comprometen una potencia disponible en los momentos críticos a través de unas opciones financieras de fiabilidad.
Según estas opciones de fiabilidad, los generadores han de pagar a la demanda la diferencia entre el precio del mercado eléctrico y un precio umbral determinado por el Regulador cuando el primero supere al segundo. A cambio se garantiza al generador que su producción entrará en el mercado eléctrico. El ingreso que percibirá el generador se limitará a dicho precio umbral. En caso de no estar disponible, además de tener que realizar el pago anterior, debe hacer frente a una penalización extra. Esta penalización pretende incentivar la existencia de centrales con una alta fiabilidad asociada.
El Operador del Sistema acude al mercado de capacidad en representación de la demanda y la modelará según la función de Utilidad Marginal.
Para obtener dicha función es necesario determinar los Costes de Explotación Esperados y a partir de éstos se obtiene la Utilidad de la capacidad contratada como disminución de dicho coste respecto al caso de no contratar ninguna capacidad. La Utilidad Marginal es la derivada de la Utilidad respecto a la capacidad y determina el máximo precio que la demanda estaría dispuesta a pagar por incrementar el nivel de capacidad contratada. Los Costes de Explotación Esperados se determinan según el Coste de Explotación Total que se dé en diversos escenarios de probabilidad. El Coste de Explotación Total viene determinado por el coste de Energía no Suministrada que es un valor fijo determinado por el Regulador. Por tanto, se han de simular una serie de escenarios según el método de Monte Carlo y obtener en cada escenario el coste de explotación total en función de la potencia contratada. Es necesario realizar una caracterización de los agentes:
Las centrales térmicas y las de cogeneración vienen determinadas por su potencia nominal y su tasa de fallos/año. En el caso de centrales hidráulicas convencionales y de bombeo, vienen definidas por una distribución normal de la producción de la central en los momentos críticos según la estación del año. A los parques eólicos no se les permite ofertar en el mercado pero se tendrá en cuenta su producción en cada escenario, pero su aporte a la punta del sistema suele ser muy pequeño. No se tendrán en cuenta los intercambios con otros sistemas eléctricos para asegurar la Garantía de Potencia de éste. El último parámetro a simular es la demanda de cada escenario, que debe ser estimada para cada escenario. No se tiene en cuenta el efecto de los intercambios internacionales ni tampoco el efecto de la red eléctrica sobra la fiabilidad del sistema, por tanto el mercado de capacidad considerado es de nudo único. La producción y la demanda contratadas bilateralmente se descontarán del mercado de capacidad.
El precio umbral determina el momento en que se puede decir que el sistema se encuentra cercano al racionamiento. Se ha determinado que este precio sea igual a un 25 % por encima del coste variable de la tecnología marginal de punta.
La penalización se propone que la determine el Operador del Sistema según la estimación que éste realiza del funcionamiento del mercado en función de la penalización que se imponga, de manera que se obtenga un nivel de fiabilidad determinado. En el proyecto se ha determinado de manera que el índice de fiabilidad mínimo de los generadores que entren en el mercado sea del 90 %.
Con este método se incentiva que se realice nueva inversión en el sistema que aporte además verdadera fiabilidad a éste a través de la prima que se obtiene en el mercado de capacidad propuesto y de la garantía de vender los generadores entrantes en el mercado su electricidad comprometida en el mercado de electricidad en los momentos críticos del sistema. También se estabilizan los ingresos de los generadores a través de la prima obtenida en el mercado de capacidad frente a los precios del mercado eléctrico que resultan más volátiles. Se incentiva claramente a los generadores a estar disponibles en los momentos de necesidad. La interferencia con el mercado de electricidad es pequeña pues sólo se activan las opciones pocas horas al año. El precio umbral pasa a actuar como límite de precio del mercado de electricidad para la capacidad comprometida. El nivel de capacidad que se compromete en el mercado de capacidad se obtiene como aquélla que maximiza el beneficio social de todos loa agentes al modelar la demanda elásticamente mediante la curva de Utilidad Marginal.
De la aplicación al caso ejemplo español se determina que el nivel de capacidad contratado varía según el coste de Energía No Suministrada que impone el Regulador, valor que determina la Utilidad de la capacidad contratada. La prima que se obtiene del mercado de capacidad es un 40 % menor que el pago por capacidad que se realiza actualmente. El pago total que se realiza a los generadores por su potencia comprometida es radicalmente menor. Por tanto se garantiza una determinada potencia disponible en los momentos de necesidad, se incentiva la nueva inversión se protege a la demanda de elevados precios del mercado eléctrico y se realiza a un coste bajo en comparación con otros modelos.
NEW REGULATORY MODEL OF THE SECURITY OF SUPPLY
BASED ON MARKET MECHANISMS.
SUMMARY:
The problem of the security of supply in the electrical systems comes up from one of the main characteristics of the electricity. It lies in the fact that the electricity cannot be stored, what obliges that at every moment, the demanded electricity has to be equal to the generated electricity. The Security of Supply must assure that there will be enough capacity available in the system in order to supply the demand at every moment.
The most critical moments for the system are the peak demand periods, where, in order to supply all the demand, it is necessary the existence of some centrals that will work only in these periods. It is also necessary to guarantee these central to be available in order to supply the peak of the demand. Nevertheless, these centrals perceive more risks for their installation because of the volatility of their incomes.
In regulated systems, the capacity that must be installed is determined by the Regulator. In liberalized markets, each agent decides whether to invest in this kind of centrals or not. The spot price of the energy should be enough signal for encouraging new investment, but it does not happen. As a consequence, it is necessary to implement a method that will encourage that new investment and assure the electrical supply.
World-wide, the methods of the Security of Supply used are based on: long-term physical bilateral contracts that will assure the supply of the contracted demand, on auctions for new entrants similar to the ones of the regulated systems or on capacity payments, that are based on the remuneration to the generators with an extra payment with the aim of establishing the generators’ income and reducing the risk for new entrants. This extra payment can be determined by the regulator or can be applied in exchange for a such firm capacity that each generator will have available en the critical moments.
In this project, it is proposed a new method based on a capacity market where the offer commit a certain capacity to be available in the critical periods by mean of a reliability financial options called “call options”.
According to these reliability options, generators must pay to the demand the difference between the spot price and a spike price determined by the Regulator when the first one overcomes the second one. In exchange for that, the generator is guaranteed to sell the committed production in the pool. The income that each generator will perceive from
the pool will be limited to the spike price. In case that the generator is not available in a critical moment, besides having to carry out the previous payment, will have to face an extra penalty. This penalty pretends to incentive the existence of centrals with a high reliability associated.
The System Operator goes to the capacity market on behalf of the demand, and will model it according to the Marginal Utility function.
In order to obtain such function, it is necessary to determine the Expected Exploitation Costs. Through this function, it will obtain the Utility of the contracted capacity as a decrease of those costs regarding the case of not contracting any capacity. The Marginal utility is the derivative of the Utility in regard to the capacity and determines the maximum price that the demand would be willing to pay in exchange for the increase of the level of the contracted capacity.
The Expected Exploitation Costs are determined from the Total Exploitation Costs that will occur in different scenarios of probability. The Total Exploitation Costs are determined by the Value of Lost Load that is a fixed value determined by the Regulator. Therefore, a series of representative scenarios must be simulated by mean of the Monte Carlo method; in each scenario we will obtain the total exploitation cost in regard to the contracted capacity. The Expected Exploitation Costs will be obtained as a consideration of the Total Exploitation Costs obtained in each scenario in regard to the probability of occurrence of that scenario. For those simulations it is necessary to make a characterization of the agents:
The thermal power and cogeneration stations are determined by their nominal power and their rate failures/year. The conventional and pumping hydro-electric power centrals are defined by a normal distribution of their production in the critical moments in regard to the season of the year. The eolic power parks will not be allowed to offer their capacity in the market as they already receive an extra payment to encourage their investment and their production in critical moments is very low, however their expected production will be considered for each scenario. The exchanges with other systems will not be taken into account for assuring the Security of Supply of this system. The demand will be estimated for each scenario. The effect of the electrical network on the reliability of the system will not be taken into account; therefore, the capacity market becomes an only-one-junction market.
The demand an production contracted by mean of physical bilateral contracts will be deducted form the capacity market.
The capacity market will be convoked every year. The parameters of the market must be determined by the Regulator:
The spike price determines the moment where it can be said that the system is near rationing. It has been determined this price to be equal to a 25 % higher than the variable costs of the marginal peak technology.
The penalty is proposed to be determined by the System Operator as an estimation that it will carry out from the expected operation of the market in regard to the penalty established, so that we finally obtain a certain reliability level. In this project it has been determined in such a way that the minimum reliability index of the generator accepted in the capacity market will be higher than 90 %.
With this method, new investment that contribute real reliability to the system is encouraged by mean of the premium that is obtained from the capacity market proposed and by mean of the guarantee that the generators that are accepted in the market will sell their committed capacity in the pool in the critical moments of the system. Besides, the income of the generators is established through the above-mentioned premium obtained in the capacity market, opposite to the spot price that results more volatile. The generators are clearly encouraged to be available in the critical periods of the system. The interference in the electrical pool is minimum as the call options are only activated a few hours in the year. The spike rice becomes a price cap in the electrical pool for the committed capacity. The level of capacity that is committed in the capacity market is obtained as a maximization of the Social Profit by modelling elastically the demand by mean of the Marginal Utility curve.
From the application of the model to the Spanish example case, it is determined that the level of contracted capacity varies in regard to the Value of Lost Load that the Regulators imposes, value that tries to evaluate the Utility of the contracted capacity. The premium obtained from the capacity market is a 40 % lower than the current capacity payment that is implemented in Spain. And the total payment that is granted to the generators in exchange for their committed capacity is radically less than the one obtained in the capacity payments. So that a certain capacity is guaranteed to be available in the system in the periods of scarcity, new investment is encouraged, the demand is protected from high prices in the electrical pool and all that is achieved to a low cost compared to other methods.
Índice
Capítulo 1: Introducción ... 1
1.1. La electricidad y la Garantía de Potencia... 3
1.2. Garantía de Potencia vs. Apagón... 5
1.3. Funcionamiento de un mercado eléctrico... 7
1.4. La fiabilidad y la Garantía de Potencia ... 12
Capítulo 2: Estado del Arte... 14
2.1. Contratación bilateral a largo plazo obligatoria ... 16
2.2. "Leave it to the Market" ... 19
2.3. Subastas para nuevos entrantes ... 23
2.4. Compra de centrales por parte del Operador del Sistema... 25
2.5. Pagos por Capacidad ... 27
2.6. Mercados de Capacidad. ... 40
2.7. Conclusiones. ... 44
Capítulo 3: Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio ... 46
3.1.. Nueva Propuesta Regulatoria de Seguridad de Suministro basada en la función de Utilidad ... 48 3.1.1. El producto ... 49 3.1.2. El Mercado de Capacidad... 54 3.1.3. El Precio Umbral ... 58 3.1.4. El horizonte temporal... 60 3.1.5. La penalización ... 61
3.2. La Función de Utilidad de la Seguridad de Suministro ... 63
3.2.1. Utilidad cualitativa ... 68
3.2.2. Utilidad cuantitativa... 68
3.2.2.1. Determinación de los agentes... 69
3.2.2.2. Función de Costes de Explotación ... 79
3.2.2.3. Costes de Explotación Esperados... 81
3.2.2.4. Función de Utilidad Marginal ... 82
3.3. Conclusiones. ... 83
Capítulo 4: Desarrollo de la Propuesta de Nuevo Modelo Regulatorio de la Garantía de Potencia ... 87
4.1. Caracterización de los agentes ... 89
4.2. Determinación de la Curva de Oferta agregada... 92
4.2.1. Índice de Fiabilidad ... 93
4.2.2. Precio Umbral... 94
4.3. Función de Utilidad Marginal ... 96
4.3.1. Creación de escenario... 97
4.3.1.1. Centrales térmicas ... 97
4.3.1.2. Cogeneración y autoproductores ... 97
4.3.1.3. Cuencas hidráulicas, centrales de bombeo ... 97
4.3.1.4. Parques eólicos ... 98
4.3.1.5. Modelado de la Demanda... 98
4.3.2. Costes de Explotación Esperados ... 99
4.3.2.1. Costes de Explotación totales ... 99
4.3.2.1.1. Coste de Energía No Suministrada ... 100
4.3.2.1.2. Curva de Utilidad... 103
4.3.3. Utilidad Marginal ... 104
4.4. Casación del Mercado de Capacidad ... 105
4.5. Análisis de Resultados... 106 Anexo A: Caracterización de los agentes del caso ejemplo... Anexos - 1 Anexo B: Modelado de la función de utilidad de la Garantía de
Potencia ... Anexos - 15 B.1. Simulación de escenarios ... Anexos - 16 B.2. Generadores de números aleatorios... Anexos - 18
B.2.1. Generador de valores de una distribución Normal ...Anexos - 18 B.2.2. Generador de valores de una distribución Weibull...Anexos - 19
B.3. Análisis de los resultados ... Anexos - 20
B.3.1. Curva de Oferta ...Anexos - 20 B.3.2. Análisis de Sensibilidad...Anexos - 21 B.3.2.1. Sensibilidad al Coste de Energía No Suministrada...Anexos - 22 B.3.2.2. Sensibilidad a la Penalización ...Anexos - 23
Índice de Figuras
Fig 1.1. Relación entre el índice de desarrollo humano y el consumo eléctrico por habitante en el
mundo... 3
Fig 1.2. Casación del mercado eléctrico con demanda elástica. ... 9
Fig 2.1. Sistema eléctrico del Sudeste Australiano ... 19
Fig 2.2. Evolución de los precios del mercado en la punta del año según regiones del sistema eléctrico del Sudeste australiano... 21
Fig 2.3. Curva de demanda usada para la subasta ... 38
Fig 2.4. Mercado de Capacidad del LICAP... 42
Fig 3.1. Aplicación de los Contratos de Fiabilidad... 50
Fig 3.2. Casación del mercado de capacidad en caso ejemplo... 56
Fig 3.3. Predicción de demanda horaria... 70
Fig 3.4. Aportación de la potencia eólica a la punta de demanda en %. [Fuente REE]... 76
Fig 3.5. Flujos de Importaciones más exportaciones de países de la UE como porcentaje de sus consumos... 78
Fig 3.6. Función Coste de Explotación Esperado y Utilidad... 81
Fig 3.8. Curva de Utilidad Marginal en función de la potencia contratada. ... 82
Fig 4.1 Aportación de la Potencia eólica a la punta de demanda. Fuente REE ... 91
Fig 4.2. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS fijo ... 100
Fig 4.3. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS linealmente variable ... 101
Fig 4.4. Coste de Explotación Esperado para un Coste de ENS variable por tramos... 102
Fig 4.5. Costes de Explotación Esperados y Curva de Utilidad. ... 103
Fig 4.6. Curva de Utilidad Marginal... 104
Fig 4.7. Casación del Mercado de Capacidad... 105 Fig. B.1. Capacidad Ofertada según fiabilidad asociada ...Anexos - 21 Fig B.2. Utilidad Marginal según distintos costes de ENS...Anexos - 22 Fig B.3. Curvas de Oferta según distintas Penalizaciones ...Anexos - 23
Índice de Tablas
Tabla 3.1. Ingresos de los agentes según modalidad de venta de energía ... 50 Tabla A.1. Cuencas hidráulicas ...Anexos - 1 Tabla A.2. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las cuencas
hidráulicas para los años de estudio. ...Anexos - 2 Tabla A.3. Parámetros de la distribución de la producción de primavera de las cuencas
hidráulicas para los años de estudio. ...Anexos - 3 Tabla A.4. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las cuencas
hidráulicas para los años de estudio. ...Anexos - 4 Tabla A.5. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las cuencas
hidráulicas para los años de estudio. ...Anexos - 5 Tabla A.6. Probabilidad de período crítico según estaciones...Anexos - 6 Tabla A.7. Parámetros de la distribución de la producción de cuencas hidráulicas. ...Anexos - 6 Tabla A.8. Centrales de Bombeo. ...Anexos - 7 Tabla A.9. Parámetros de la distribución de la producción de centrales de bombeo. ...Anexos - 7 Tabla A.10. Parámetros de la distribución de la producción de invierno de las centrales de
bombeo para los años de estudio. ...Anexos - 8 Tabla A.12. Parámetros de la distribución de la producción de verano de las centrales de
bombeo para los años de estudio. ...Anexos - 9 Tabla A.13. Parámetros de la distribución de la producción de otoño de las centrales de
bombeo para los años de estudio. ...Anexos - 9 Tabla A.14. Centrales térmicas de carbón: Hulla + Antracita ...Anexos - 10 Tabla A.15. Centrales térmicas de carbón: Carbón Importado ...Anexos - 11 Tabla A.16. Centrales térmicas de carbón: Lignito negro ...Anexos - 11 Tabla A.17. Centrales térmicas de carbón: Lignito pardo...Anexos - 11 Tabla A.18. Centrales térmicas de fuel/gas ...Anexos - 11 Tabla A.19. Centrales térmicas de ciclo combinado ...Anexos - 12 Tabla A.20. Centrales térmicas nucleares...Anexos - 12 Tabla A.21. Autoproductores...Anexos - 13 Tabla A.22. Distribución de la producción de los autoproductores. ...Anexos - 13 Tabla B.1. Probabilidad de período crítico según estaciones...Anexos - 16 Tabla B.2. Casación del Mercado para distintos Costes de ENS...Anexos - 22 Tabla B.3.. Casación del Mercado para distintas Penalizaciones...Anexos - 23
Capítulo 1
Introducción
La Garantía de Potencia es un tema que está muy en boga estos días. Se habla de ella cuando se desmantelan centrales nucleares antiguas; se habla del efecto que tiene sobre ella la dependencia energética exterior, más en concreto de los combustibles fósiles con precios muy volátiles que generan una mayor incertidumbre respecto a la fiabilidad y disponibilidad de dichos combustibles. La Garantía de Potencia es un tema con el que se atemoriza a la población cuando desde los grupos ecologistas se pide que el abastecimiento total de la energía eléctrica se produzca por medio de fuentes de energía de tipo renovable.
Todo esto unido a las previsiones de crecimiento demográfico exponencial unido a un incremento del consumo de energía por habitante en el mundo, provoca cierto miedo entre las personas, nadie quiere quedarse sin energía ni medios de transporte, sin luz con la que alumbrar la noche, u ordenadores con los que trabajar durante el día. Surgen algunas voces atemorizadas que hablan de la garantía de potencia dentro de una política de desarrollo sostenible, de la necesidad de plantear una estrategia energética desde planteamientos de garantía de potencia aceptables, de no permitir la excesiva dependencia de algunas fuentes de energía que puede fallar en momentos de necesidad y de mantener en el mix energético otras fuentes de energía que, aunque menos eficientes y más caras, pueden resultar imprescindibles para mantener el sistema en dichos momentos de necesidad.
En el presente capítulo de introducción se va a determinar lo que es la Garantía de Potencia realmente y lo que representa para un sistema eléctrico, para la sociedad y el desarrollo sostenible de ésta.
La definición de la Garantía de Potencia no resulta sencilla dado que existen en el mundo distintas concepciones de lo que la Garantía de Potencia es y por ello hay en el mundo tantas formas distintas de abordar dicho problema. No existe un estándar definido que todo sistema eléctrico deba cumplir para asegurar la Garantía de Potencia.
Así que como primer paso, tal como nos decían de pequeños, cuando no sabes el significado de una palabra, acude al diccionario, así que haremos a continuación
un análisis etimológico de las palabras que constituyen este concepto. Según [RAE] bajo el término garantía podemos encontrar las siguientes acepciones:
• Efecto de afianzar lo estipulado. • Fianza, prenda.
• Cosa que asegura y protege contra algún riesgo o necesidad. • Seguridad o certeza que se tiene sobre algo.
• Compromiso temporal del fabricante o vendedor, por el que se obliga a reparar gratuitamente algo vendido en caso de avería.
• Documento que garantiza este compromiso.
Siendo de especial interés las definiciones: primera y tercera, en cuanto a garantía de potencia se refiere.
En lo referente a potencia, podemos encontrar acepciones de lo más variado, pasando por definiciones de carácter físico, filosófico e incluso relativo a términos representativos de las imágenes religiosas. Para el presente proyecto, interesa una concepción de la potencia como sinónimo de suministro de electricidad.
Así pues, si unimos los significados de ambas palabras, podríamos definir la garantía de potencia como un mecanismo que afianza y protege (al consumidor) contra el riesgo de una falta del suministro eléctrico.
Una falta en el suministro eléctrico es más comúnmente denominada como un apagón. Por tanto, la garantía de potencia de un sistema mide la fiabilidad que existe de que el suministro eléctrico se haga de forma continuada y sin apagones.
Todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones adecuadas de calidad y continuidad del suministro. La Garantía de Potencia se enmarca dentro de los principios que se han de seguir para garantizar dicha continuidad de suministro en el sistema eléctrico.
A continuación se van a desarrollar algunos temas con los que la Garantía de Potencia está íntimamente ligada: En primer lugar se hablará de la electricidad, donde se determina cuál es el problema al que la Garantía de Potencia ha de hacer frente y por qué resulta tan importante contar con un sistema eléctrico fiable. Después se desarrollará el problema de la Garantía de Potencia desde su antagonista, el apagón. Como una gran parte de los sistemas eléctricos del mundo están en proceso de migrar a mercados liberalizados de la electricidad, se estudiará el problema de la Garantía de Potencia en estos sistemas frente al tratamiento que se le daba en los sistemas regulados tradicionales. Por último se va a desarrollar el tema de la fiabilidad del sistema eléctrico, parámetro que está íntimamente ligado a la Garantía de Potencia.
1.1. La electricidad y la Garantía de
Potencia:
La electricidad es vista hoy en día por la sociedad como un bien de consumo básico para cualquier individuo y por tanto, como producto básico para el ser humano, se tiende a considerar que el acceso a la electricidad es un derecho esencial del ser humano.
La electricidad se caracteriza por ser una forma de energía barata, muy versátil, puesto que existe una infinidad de usos a los que se puede aplicar, por ejemplo, luz, calefacción, transformarla en energía mecánica en un motor eléctrico, etc.
Además es una energía fácil de controlar si tenemos en cuenta las leyes físicas que rigen su comportamiento. Otro factor importante es que la electricidad es una forma de energía "limpia", aunque es cierto que las formas de obtener la electricidad pueden no serlo tanto.
La electricidad es tan importante para un país, que la tasa de variación de su consumo suele ser similar a aquélla del PIB de dicho país y es por ello que se considera a la electricidad como factor estratégico del desarrollo de un país. En el siguiente gráfico se entiende esta idea mucho mejor, donde se hace una comparativa entre el índice de desarrollo humano y el consumo eléctrico por habitante según distintos países:
En el año 2000, la ONU estableció los ocho Objetivos del Milenio para el 2015: Pobreza, educación primaria, sanidad, etc. Y aunque no se dice explícitamente, el acceso a la energía es fundamental para alcanzarlos.
Del gráfico anterior, podemos determinar que: Si un país es desarrollado, el consumo eléctrico será alto y consecuente de ese desarrollo, pero si no es posible el acceso a la electricidad, tampoco será posible el desarrollo de dicho país.
Se ha hablado de desarrollo y cómo la electricidad es una potente herramienta para conseguirlo, pero en los días en que nos encontramos, todo desarrollo ha de ser sostenible. Se concluye que es necesario el tener acceso a la electricidad en la sociedad moderna, pero además este acceso ha de ser sostenible, un acceso continuado y en base a unos estándares de calidad determinados. Por ello, todo sistema eléctrico ha de cumplir unas condiciones de calidad y seguridad de suministro adecuadas.
La calidad del producto, podemos entenderla como la calidad de la onda de corriente alterna que llega al consumidor. Ésta ha de cumplir unos estándares en cuanto a:
• Frecuencia. • Forma de onda. • Equilibrado trifásico. • Amplitud
De la seguridad en el suministro y garantizar la continuidad de éste existen una serie de principios que todo sistema eléctrico. Estos principios los estudiaremos en el apartado siguiente, en base al problema en que se incide si no se cumplen en el sistema eléctrico dichos principios.
En los sistemas eléctricos liberalizados, es el Operador del Sistema quien ha de garantizar que el suministro eléctrico se realice bajo condiciones de calidad, continuidad y seguridad de suministro adecuadas. Los estándares que han de gobernar dichas condiciones los estipula el Regulador, el cual determina los mínimos bajo los cuales ha de funcionar el sistema eléctrico en función de las condiciones que estima que la ciudadanía desea recibir.
Hay una última característica esencial de la electricidad y consiste en su carácter no-almacenable, dado que su almacenamiento en pilas no se considera adecuado ni económicamente eficiente ni sostenible. Esta característica hace que en todo momento la energía eléctrica que se consume ha de ser igual a la energía producida. Por ello, para garantizar la seguridad de suministro, es necesario garantizar que haya suficiente generación disponible para abastecer la demanda instantánea que ocurra. Éste es uno de los objetivos principales de los mecanismos de Garantía de Potencia que se han desarrollado en el mundo.
1.2. Garantía de Potencia vs. Apagón:
El objetivo último de la garantía de potencia consiste en minimizar los cortes en el suministro eléctrico, es decir, los apagones. Por tanto, es un buen comienzo para estudiar la garantía de potencia, hacerlo a través de su antagonista, el apagón. ¿Por qué se puede dar un apagón? Dos causas principales y dos principios que ha de cumplir cualquier sistema eléctrico para poder hablar de la existencia de fiabilidad en el suministro adecuada:• Inseguridad en la operación del sistema: Tiene un carácter de corto plazo. Los apagones más importantes que han ocurrido a lo largo de la historia se han debido a este tipo de fallos. Se deben a fallos puntuales que se extienden a lo largo de la red, si no se siguen unos criterios de seguridad en la planificación del sistema eléctrico. Por ejemplo, si se cae una línea, por diversos motivos, va a producir un corte en el suministro eléctrico a aquella zona a la que se dirija la electricidad que se supone que debía transportar.
El término de la Garantía de Potencia que se ocupa de este tipo de problemas se denomina Seguridad. Por ello, el sistema eléctrico se planifica según criterios de seguridad como:
o Criterio de diseño del sistema eléctrico para hacer frente a una serie de contingencias. Por ejemplo, el sistema eléctrico español ha de ser capaz de hacer frente a las siguientes contingencias mínimas que puedan ocurrir durante la operación:
El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema: Grupo generador, línea, transformador o paramenta asociada (criterio N-1).
El fallo simultáneo de las líneas de doble circuito que comparten apoyos durante 30 Km.
El fallo simultáneo del mayor grupo generador de una zona y una línea de interconexión de la misma con el sistema.
o Mercados realizados ad-hoc para reserva de potencia. o Asegurar los denominados Servicios Complementarios.
Todas éstas son funciones que se le asignan al Operador del Sistema para salvaguardar la calidad y seguridad de suministro.
• Falta de generación disponible en el sistema para satisfacer un nivel de demanda determinado.
La Garantía de Potencia en este tipo de situaciones se sustenta en el principio de Suficiencia.
En primer lugar se ha de subrayar la primera característica de la energía eléctrica explicada en el capítulo anterior, que consiste en el carácter no-almacenable de la electricidad, lo que produce que, en cada instante la energía eléctrica demandada ha de ser igual a la energía eléctrica generada. Las diferencias entre generación y demanda producen desvíos en la frecuencia, que son perjudiciales para los elementos del sistema. Para evitar dichos desvíos, es necesario aumentar la generación (servicios complementarios, en cuanto se pueda) o deslastrar carga (desconectar algún punto de demanda).
La Garantía de Potencia se ocupa de garantizar que el sistema eléctrico actúe bajo el principio de suficiencia principalmente.
Del principio de Seguridad se hace cargo el Operador del sistema, pero ¿quién se encarga de que haya suficiente generación instalada en el sistema? Es necesario distinguir al agente responsable de que se dé suficiente energía eléctrica disponible para abastecer la demanda según los tipos de sistemas eléctricos:
o En los sistemas tradicionales o no-liberalizados, el Regulador del sistema es quien toma las decisiones estratégicas de operación del sistema y también es quien se ocupa de la planificación estratégica a largo plazo y determina las nuevas inversiones que se han de realizar en el sistema. Estas decisiones unas veces son adecuadas y otras veces estas decisiones son poco eficientes, siendo el consumidor quien finalmente ha de hacer frente económicamente a dicha ineficiencia. En cuanto a Suficiencia, al final las centrales de generación son construidas, al precio que sea, pero se garantiza la potencia disponible.
o En los sistemas liberalizados por el contrario, son los agentes generadores quienes deciden cómo y cuándo instalar nueva generación. Además, de esta manera, la inversión será realizada de forma más eficiente, al ser el generador quien ha de hacer frente económicamente a las ineficiencias de las decisiones tomadas y no el consumidor.
Sin embargo, en ambos casos, tal como se explicó, al ser la electricidad considerada un bien de consumo básico y esencial para la población, si por escasa generación instalada se ha de efectuar un deslastre de carga, a quien se culpará y se considerará responsable de la situación es al Gobierno de la nación. Por tanto, interesa al Gobierno asegurar la existencia de suficiente generación disponible en el sistema.
1.3. Funcionamiento de un mercado
eléctrico:
En un sistema regulado tradicional, el Regulador determina la estrategia a seguir para realizar nuevas inversiones. Esta estrategia busca un óptimo técnico, pero la eficiencia económica en su actuación se olvida. Normalmente se hace frente al problema de la suficiencia mediante la instalación de una cierta capacidad. El volumen de capacidad que ha de ser instalado, así como el tipo de generación con el que se garantice dicha capacidad.
El paso de sistemas regulados a mercados eléctricos liberalizados tiene el objetivo de alcanzar dicha eficiencia económica. En este caso son los agentes del mercado los que determinan el tipo y la cantidad de nueva capacidad que quieren instalar en el sistema. Para incentivar que exista suficiente generación disponible, surgen los mecanismos de Garantía de Potencia. Pero antes de estudiar los distintos mecanismos que existen en el mundo para asegurar dicha garantía de potencia, es necesario hacer un inciso para estudiar el funcionamiento de un sistema eléctrico liberalizado y concluir por qué son necesarios estos mecanismos adicionales de garantía de potencia.
Los mercados eléctricos liberalizados son relativamente recientes. En un principio, el sistema eléctrico se desarrolla en sistemas tradicionales en condiciones de monopolio por distintas razones:
• Asegurar el acceso no discriminatorio a todos los consumidores. • Asegurar la viabilidad y desarrollo del sector.
• Evitar economías de escala que favorecen los monopolios naturales y la manipulación de los precios por la empresa con mayor capacidad de producción.
Los sistemas tradicionales se caracterizan además porque son sistemas verticalmente integrados donde generación, transporte y distribución se encuentran en las mismas manos.
Razones para pasar de este tipo de sistemas a sistemas liberalizados (organizados en base a un mercado donde generación y demanda presentan sus ofertas, obteniéndose un precio, el precio spot o precio marginal al cual se pagan todas las unidades que fueron compradas en dicho mercado) hay varias. Principalmente se debe a que en los sistemas tradicionales se busca la excelencia técnica mientras que en los sistemas liberalizados lo que se busca es la eficiencia económica, además se pretende que disminuya la influencia del Estado y los altos precios que en la regulación tradicional se obtenían.
En un mercado eléctrico, la curva de oferta se obtiene como la suma de ofertas de cada generador. En un mercado eficiente, las ofertas que cada generador hará
consistirán en sus costes de operación, pues, si un generador oferta a un precio mayor de sus costes de operación y en el mercado existe suficiente competencia, los otros competidores, que cuentan con tecnología similar, pueden ofertar a un precio menor (a no ser que se pongan todos los generadores de acuerdo, lo que es totalmente ilegal), haciendo que el anterior no entre en el mercado. Es por tanto el coste de operación el máximo precio al que puede ofertar un generador que quiera vender su energía en el mercado.
Los distintos grupos generadores de energía eléctrica se pueden clasificar en: • Centrales de base: Son aquéllas que presentan unos altos costes de
inversión pero unos bajos costes de operación (bajo coste de combustible y de mantenimiento en comparación con sus costes de inversión). Para recuperar sus costes de inversión tienden a entrar en el mercado el máximo número de horas, pues sus ofertas de energía son a bajo precio. Típicamente son las centrales nucleares y térmicas de carbón
• Centrales de regulación: Tienen capacidad para variar rápidamente su potencia generada. Son ideales para cubrir los servicios complementarios que requiere la operación segura del sistema. Típicamente son los generadores hidráulicos. Los generadores hidráulicos tienen unos costes de inversión relativamente altos, pero un coste de combustible nulo (cuando lo tiene), por ello, de la forma más económicamente eficiente, generarán cuando los precios del mercado sean altos, sustituyendo a la generación de punta.
• Centrales de punta: Son un tipo de central con costes de inversión relativamente bajos y unos costes de combustibles bastante altos (y con precios bastante volátiles, pues se suele tratar de combustible fósil). Entran en el mercado sólo cuando la demanda es elevada y el precio por tanto es elevado. Suele constituir la generación marginal en períodos de escasez de generación y alta demanda y por tanto de altos precios. Ser el generador marginal en un mercado implica ser aquel que determina el precio del mercado en el sector. La comprensión de este fenómeno es particularmente importante para predecir la volatilidad de los precios de un sector cuando las condiciones competitivas experimentan cambios significativos. Actualmente se puede considerar que la generación de punta es la turbina de gas.
En un sistema liberalizado, todos los consumidores deben adquirir la energía eléctrica que consuman o bien en el mercado eléctrico o pool o bien a través de contratos bilaterales físicos que firman con los generadores estableciendo la potencia que esperan consumir.
La suma de las ofertas del precio que está dispuesto a pagar cada consumidor a cambio de una determinada cantidad de potencia constituye la curva de demanda agregada. La elasticidad es una característica de la demanda, que se ha de estudiar en cualquier tipo de análisis estructural de un sector. Una demanda será más o menos elástica según lo sensible que sea el consumidor a variaciones en el precio del
producto (es decir, si cambios pequeños en el precio generan variaciones notables en la cantidad demandada de producto), la demanda de electricidad suele ser bastante inelástica al igual que todos los productos de carácter básico para la población como pueden ser la leche o el pan; lo cual afecta a la eficiencia del mercado para generar señales adecuadas al nuevo inversor.
Finalmente, el punto donde se encuentran las curvas de oferta y demanda marca la cantidad de energía que será generada y consumida y el precio al cual se remunerará el Kwh.
Fig 1.2. Casación del mercado eléctrico con demanda elástica. CV: Costes variables a los que oferta cada generador y µ: márgenes de beneficio de cada generador según los que recupera sus costes de inversión.
Según la teoría marginalista, en un mercado, el coste marginal de producción y la utilidad marginal de consumo del sistema constituyen las señales económicas que promueven el comportamiento eficiente de los agentes en un mercado descentralizado. La energía que se compra en el mercado es finalmente la misma que se obtendría mediante optimización en un sistema tradicional que actuase eficientemente. Se observa si se hace una optimización parcial de cada agente del mercado:
• Situándonos en el lado del consumidor individual, éste tratará de maximizar su beneficio donde:
Beneficio = Utilidad – Costes = Utilidad – precio·Cantidad. Por tanto, para maximizar el beneficio del consumidor:
Cantidad Utilidad precio precio Cantidad Utilidad Cantidad Costes Cantidad Utilidad ∂ ∂ = ⇒ = − ∂ ∂ ⇒ = ∂ ∂ − ∂ ∂ 0 0
• El planteamiento de un generador individual cambia: Beneficio = Ingresos – Costes = precio·Cantidad – Costes
Por tanto, para maximizar el beneficio del generador: Cantidad Costes precio Cantidad Costes precio Cantidad Costes Cantidad Ingresos ∂ ∂ = ⇒ = ∂ ∂ − ⇒ = ∂ ∂ − ∂ ∂ 0 0
Igualando ambos términos resulta:
Cantidad Costes Cantidad Utilidad ∂ ∂ = ∂ ∂
La teoría marginalista nos dice que en ausencia de economías de escala y ante una estructura lineal de costes, la remuneración de una actividad de producción en base al coste marginal como precio de la transacción permite la recuperación de los costes de inversión y de operación siempre que la inversión esté óptimamente adaptada.
Además, en ciertas condiciones el coste marginal de largo plazo coincide con el coste marginal de corto plazo. Esto sólo ocurre si se opera igual que se planifica y no existen mecanismos adicionales que puedan producir distorsión en el mercado.
El lector estará pensando que si los mercados eléctricos son tan eficientes y dan unas señales tan buenas a la nueva inversión, por qué son necesarios entonces los mecanismos de garantía de potencia para asegurar esa nueva inversión.
Se puede concluir del análisis del funcionamiento de un mercado hecho anteriormente que, bajo comportamiento racional de los agentes del mercado, el precio marginal de la electricidad supone de por sí suficiente señal económica para atraer nueva inversión al sistema. Si el precio del mercado resulta muy elevado en cortos períodos de tiempo, significará que es necesario realizar mayor inversión en centrales de punta. Si por el contrario, el precio del mercado resulta elevado prolongadamente, la necesidad vendrá dada por centrales de base, las cuales tras su instalación disminuirán dichos precios.
A parte, siempre existirán consumidores que precisen una mayor fiabilidad en su suministro eléctrico. Para obtenerla dichos consumidores, firmarán contratos bilaterales físicos a largo plazo con los generadores. Y para poder cumplir dichos contratos los agentes realizarán las inversiones oportunas para garantizar ese suministro contratado previamente. En principio a través del precio del mercado eléctrico junto con los contratos bilaterales físicos a largo plazo se garantizaría la nueva inversión.
Sin embargo, distintas situaciones hacen que se distorsione la señal del mercado:
• Empezando porque los agentes del mercado no actúan de forma racional muchas veces.
o Por un lado, los generadores tienen aversión al riesgo que supone la nueva inversión. El problema viene dado por los largos
períodos que tardan las centrales en ser construidas y estar operativas y por la volatilidad del precio inherente al mercado eléctrico. Especialmente se nota mayor aversión al riesgo en la inversión en centrales de punta, dado que son un tipo de centrales que van a funcionar un número relativamente bajo de horas a lo largo del año en las cuales tienen que recuperar sus costes de operación y de inversión. Estos últimos típicamente los recuperan cuando la demanda es elástica y es quien fija el precio o mediante el uso de su poder de mercado en aquellas horas en que entra en funcionamiento, haciendo elevar los precios por encima de su coste de operación.
o En el lado de la demanda muchas veces consumidores cualificados ignoran la fiabilidad en su toma de decisiones, pues al fin y al cabo, se tiene la concepción de que el suministro eléctrico de manera continuada es un derecho del cual el Estado se ocupa de garantizar.
• Otro tipo de situaciones que distorsionan la señal del mercado son las demandas inmaduras. Normalmente los consumidores que están acostumbrados al cuidado que tiene el Regulador para que el suministro de electricidad se haga de manera fiable, no actúan de manera concienciada y no gestionan su consumo según la fiabilidad que deseen. Para que una demanda madurase sería necesario que tuviese que pasar por el trance de sufrir varios apagones hasta que actuase de manera realmente eficiente. Sin embargo, si se somete a la población a una serie de apagones seguidos, seguramente se echará la culpa, a parte de al gobierno por ser incapaz de garantizar un derecho fundamental como es el suministro eléctrico, al mercado eléctrico en cuanto a que no protege al consumidor realmente, con lo cual, se terminaría cambiando el modelo del sistema eléctrico, impidiendo la madurez de la demanda. Elementos típicos de demandas inmaduras que distorsionan la señal del mercado son:
o Las tarifas reguladas, en cuanto a que no reflejan los verdaderos costes del suministro eléctrico, por lo que resulta muy complicado a un consumidor adscrito a tarifa eléctrica que gestione de manera adecuada y eficiente su consumo.
o Las demandas inelásticas, es decir, la poca sensibilidad de los consumidores a los cambios en los precios, haciendo que no se obtenga una optimización económica.
o Los límites de precio o "price caps" que impone el regulador para proteger a la demanda de altos precios, si bien, en períodos de escasez, los generadores de punta pueden no conseguir amortizar sus costes de inversión, pues se limitan los beneficios que se pueden conseguir, provocando mayor incertidumbre y mayor aversión a la nueva inversión.
1.4. La fiabilidad y la Garantía de
Potencia:
Es evidente la relación que existe entre estos dos términos, dado que en cuanto la Garantía de Potencia asegura que exista suficiente capacidad instalada para abastecer la demanda, aumenta la fiabilidad del sistema eléctrico en tanto que aumenta la fiabilidad en el suministro eléctrico.
La fiabilidad que podemos determinar en un sistema eléctrico viene asociada a un parámetro denominado Probabilidad de Pérdida de Carga del sistema eléctrico (en literatura anglosajona se encuentra como LOLP, Loss of Load Probability).
Pero es necesario determinar el nivel de fiabilidad necesario o el equivalente de LOLP. Quién lo determina, debe ser el Regulador quien lo determine en nombre de la demanda, cuantificando la fiabilidad que los consumidores requieres.
Piense el lector en cualquier producto de la vida cotidiana, desde la bombilla hasta el juguete de sus hijos. En dicho producto o servicio, es el cliente o consumidor final quien define el nivel de fiabilidad, dado que si dicho producto no cumple con el nivel de fiabilidad mínimo que requiera dicho cliente, éste no lo comprará finalmente. Muchas veces el nivel de fiabilidad viene determinado según estándares o normativas, en otros casos, el nivel de fiabilidad puede suponer una medida más instintiva del cliente una vez que se encuentra frente al producto o bien que éste se mueva por la experiencia propia o de otras personas respecto a la fiabilidad del producto. En cualquier caso, es función de las empresas fabricantes y distribuidoras del producto determinar el nivel de fiabilidad tangible e intangible (sensación de fiabilidad que nos produzca el producto) con que ha de ser fabricado el producto en cuestión.
Sin embargo, si el producto del que se trata es el suministro eléctrico, con sus características especiales como el carácter no-almacenable de la electricidad o la concepción de producto esencial que tiene la sociedad de éste, surgen varias preguntas a las que el presente proyecto va a intentar dar respuesta antes de presentar la nueva propuesta:
• ¿Qué es realmente la fiabilidad en el suministro eléctrico? La concepción de fiabilidad en este producto puede ser difícil de comprender, por ello, en el capítulo presente de introducción, se ha determinado a relación del nivel de fiabilidad con la probabilidad de pérdida de carga del sistema. Además, se ha determinado la necesidad de garantizar un cierto margen de capacidad instalada que garantice el abastecimiento de la demanda. También se ha puesto en contraste el problema de la fiabilidad en los distintos sistemas. Actualmente, los sistemas eléctricos, están evolucionando de sistemas fuertemente regulados (donde el gobierno o el regulador tomaba todas las decisiones estratégicas, que afectan a la fiabilidad en el suministro de electricidad) a sistemas liberalizados,
basados en un mercado de electricidad. Por ello se ha estudiado el funcionamiento de un mercado eléctrico y la necesidad de la existencia de un mecanismo de garantía de potencia para garantizar la Suficiencia energética.
• Otra pregunta queda en el tintero: ¿Cómo se puede conseguir que el suministro de energía eléctrica se haga de manera fiable? En el capítulo 2, se hará un estudio del arte, para comprender los distintos métodos que se llevan a cabo en distintos países del mundo para garantizar dicha fiabilidad.
En el presente proyecto, se ha optado por garantizar la fiabilidad en el suministro eléctrico por medio de un mercado de capacidades basado en opciones de fiabilidad u "option calls" que se estudiará en el capítulo 3. • Definida la fiabilidad del suministro eléctrico, y el método por el cual se
garantiza dicha fiabilidad, queda la pregunta más importante. ¿Cuál es el nivel de fiabilidad que se ha de tener para garantizar el suministro eléctrico de manera satisfactoria? Dado que, al igual que en todo producto, es el consumidor final quien determina el nivel de fiabilidad, se ha de modelar dicho nivel de fiabilidad requerido por la demanda. En el presente proyecto se desarrolla una herramienta con la que el Operador del Sistema pueda modelar la demanda con la que se asistirá al mercado de capacidades descrito. Este modelado se realizará a través de la curva de Utilidad Marginal de la capacidad contratada. La curva de utilidad marginal representa una optimización técnico-económica basada en la disminución del coste esperado debido a la energía no suministrada al sistema en función de la contratación de una determinada potencia en el mercado de capacidades desarrollado.
• Por último, el proyecto pretende aplicar el modelo a un caso real como es el sistema español y compararlo con otros métodos usados para remunerar la garantía de potencia.
Capítulo 2
Estado del Arte
En el capítulo 1 se ha visto que la electricidad, energía limpia e insustituible en las sociedades desarrolladas, tiene una característica particular, su carácter no-almacenable, por la cual se hace necesario que en todo momento la electricidad consumida sea igual a la electricidad generada.
También se ha visto cómo es inaceptable que un sistema eléctrico sufra un apagón debido a escasez de generación disponible en la red. Para evitarlo, es necesario tener instalada mayor potencia que la que se necesita, es decir, una cierta reserva por encima de la punta de demanda esperada, para casos de emergencia. En los sistemas tradicionales y fuertemente regularizados, ésta potencia que normalmente no va a ser utilizada pero que es necesaria para momentos de emergencia se instala. Cuánta cantidad de potencia, el tipo y el precio que se paga por ella lo determina el Regulador del sistema, el cómo se determina esto, depende de la persona que lo determine. En los sistemas liberalizados, por el contrario, la decisión de invertir en nuevas centrales la toman los agentes del mercado, por tanto es necesario incentivar a estos a que realicen estas nuevas inversiones.
Hoy en día la mayoría de los sistemas eléctricos han migrado a mercados eléctricos liberalizados. En los mercados liberalizados, atendiendo a leyes de oferta y demanda, debería darse suficiente señal para que la generación esté disponible en momentos de necesidad, pero esto no ocurre en la realidad, y de hecho ocurre lo contrario que se quitan antiguas centrales pero no se invierten en nuevas que las reemplacen, notándose no sólo la reserva de potencia que disminuye dado que la demanda aumenta cada año, sino el hueco que deja la central que desaparece. Existen diversas razones para la aparición de los métodos de garantía de potencia:
• Por una parte, los riesgos que conlleva un mercado para un agente que quiera invertir en nuevas centrales de generación para recuperar sus costes de inversión, especialmente en las centrales de punta cuyos ingresos son más volátiles, hacen que sea necesario un método que estabilice los ingresos de dichos entrantes mediante un método de pagos adicionales.
• Por otra parte, es necesario contar con un margen de potencia de reserva. En primer lugar se evita que crecimientos no previstos de la demanda eléctrica puedan ser cubiertos; en segundo lugar, se garantiza que ante indisponibilidades de alguna central, se pueda seguir abasteciendo la demanda eléctrica, principalmente en los períodos de punta, que corresponde a momentos en los que no hay mucha más potencia disponible.
Por todo ello, aparecen los mecanismos de garantía de potencia.
En el presente capítulo se pretende hacer una revisión de las distintas formas que se plantean en el mundo para hacer frente a este problema de la Garantía de Potencia. Los distintos modelos de Garantía de Potencia llevados a cabo en todo el mundo se pueden agrupar en las siguientes cinco categorías:
• Contratación bilateral a largo plazo obligatoria. • "Leave it to the Market".
• Subastas para nuevos entrantes. • Reservas a largo plazo.
• Pago por Capacidad. • Mercados de Capacidad.
2.1. Contratación bilateral a largo plazo
obligatoria:
Este es un modelo que ha surgido en mercados eléctricos liberalizados. Especialmente se ha puesto en práctica en Brasil y se ha planteado su incorporación en Chile.
La decisión de llevar a cabo este método ha venido provocada tras situaciones de grandes crisis energéticas. En Brasil, tras el fenómeno meteorológico de "el Niño", el cual a parte devastaciones en forma de huracanes también produjo grandes sequías en toda Sudamérica. El problema del sistema eléctrico brasileño es que su mix energético está compuesto por un 80 % de electricidad procedentes de centrales hidráulicas, por tanto, con esta gran sequía incurrieron en grandes episodios de insuficiencia de suministros de grandes apagones. La demanda por su parte, antes esta insuficiencia energética llevó a cabo una campaña de ahorro energético, y tan eficiente fue dicha campaña que, en períodos más húmedos existe ahora excedente de energía por parte de Brasil.
Aun así, la inestabilidad en el abastecimiento de la energía eléctrica trajo consigo inestabilidad política y el siguiente gobierno que se formó planteó esta propuesta en su campaña electoral.
Este método de contratos bilaterales consiste básicamente en obligar a las compañías distribuidoras y la demanda en general a contratar toda o un cierto porcentaje de la energía que estiman que van a consumir en un período determinado. En el caso de Chile la inestabilidad en el abastecimiento se ha debido al gas natural que importaba desde Argentina. Chile y Argentina tenían firmado un contrato de abastecimiento de una cantidad de gas a largo plazo. Para ello se construyeron las infraestructuras adecuadas de gaseoductos y redes de distribución. Con este abastecimiento fiable y barato de gas se construyeron bastantes centrales de ciclo combinado para el abastecimiento de la energía eléctrica. Pero, Argentina entró en un período de crisis, de altos precios y además coincidió con un invierno de temperaturas bastante bajas. Como consecuencia de ello, el gobierno de turno de Argentina decidió rescindir el contrato de abastecimiento de gas con Chile. Ante esta situación, los productores de electricidad se encuentran con un gran dilema. Por una parte, el gas que necesitan estas centrales de ciclo combinado resulta más caro, pues ya se trata de gas que es trasladado en barcos en depósitos de licuefacción y los yacimientos desde los que los traen ya se encuentran en el Norte de África principalmente; algunos yacimientos en Alaska y en Asia, pero en general este gas ya está comprometido a lo largo del mundo, por tanto el gas ahora es caro. Resulta bastante rentable volver al carbón, especialmente para abastecer la punta de demanda y conseguir los altos precios del mercado, pero en el horizonte queda la posibilidad de que el abastecimiento de gas desde Argentina a través de la red de gasoductos ya construida se ponga en marcha de nuevo y tras haber realizado las diversas inversiones, no recuperar ni siquiera sus costes de inversión. Por tanto, hay
altos riesgos en estas inversiones. Por ello, se plantea seguir el modelo propuesto en Brasil de obligar a la Demanda a contratar a largo plazo su consumo para con ello eliminar estos riesgos por partes de las nuevas inversiones y asegurar el abastecimiento eléctrico.
Con este método lo que se plantea es que es básico asegurar el abastecimiento de electricidad. Para alcanzar este objetivo, es necesario contar con un mix energético adecuado. Como existen grandes incertidumbres respecto a la disponibilidad de determinadas centrales (en el caso de Brasil las hidráulicas), entonces existen grandes riesgos para la inversión en nuevas centrales de otras tecnologías que no tienen certeza respecto a si van a poder vender su energía en el mercado eléctrico, debido a la incertidumbre respecto a la verdadera disponibilidad de las otras centrales más baratas.
Dado que los mercados eléctricos permiten y son completamente compatibles con los contratos bilaterales. En un mercado ideal, estos contratos bilaterales los firmaría la demanda para asegurarse su consumo eléctrico a largo plazo con una cierta fiabilidad. La oferta los firmaría para asegurar la venta de la electricidad que produzca y tenga disponible y por tanto realizar las inversiones acordes a la energía a la que se comprometan. Aquellos consumos que no entren en estos contratos bilaterales tendrán que asistir a los mercados diarios o intradiarios para asegurar ese consumo.
Sin embargo estos contratos bilaterales a largo plazo normalmente no se llevan a cabo. Las razones son varias, por un lado la demanda en la mayoría de los sistemas eléctricos aún no es muy madura y no gestiona su consumo de energía (con lo cual el mercado eléctrico y el precio que de él se obtiene pierden su sentido y la eficiencia en su señal económica).
Por otro lado tanto las compañías distribuidoras como la oferta muchas veces prefieren esperar al mercado eléctrico por ver si se obtienen precios mejores de los esperados en el contrato bilateral. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:
El método brasileño:
En un principio el método brasileño estableció que la cifra que cada compañía distribuidora debía asegurar a través de los contratos bilaterales fuera del 75 % de su consumo esperado en los siguientes 20 años.
La cifra de 20 años corresponde a que se permite un margen de 5 años para que se haga efectivo el contrato bilateral, asegurando que en ese tiempo (que coincide con el tiempo medio que tarda en construirse una central basada en turbina de gas, tecnología que corresponde a actual oferta marginal o de punta) estén disponibles las distintas centrales. Por otra parte, el período máximo por el cual se puede contratar bilateralmente es 15 años, con el fin de asegurar la libre entrada a nuevos inversores.
Posteriormente, se pasó a que la cifra que se tenía que comprar a largo plazo fuera del 95 % y hasta del 100 % del consumo esperado por las distribuidoras.
La forma de realizar los contratos bilaterales es a través de un sistema de ofertas de precio, tiempo y cantidad tanto por el lado de la oferta como por el de la demanda. Estas subastas se llevan a cabo cada un determinado tiempo, uno o dos años.
La forma de llevarlo a cabo por primera vez consistió en un retiro de un fin de semana de todos los agentes a un lugar secreto donde se jugaron toda la producción de los siguientes 20 años. Hubo un par de infartos y estrategias más o menos buenas pero al final se aseguró la demanda eléctrica que se pretendía.
Conclusiones:
• Aún se trata de un método que lleva poco tiempo en funcionamiento y sobre el cual no se pueden sacar conclusiones de la puesta en práctica. Además, debido al descenso del consumo eléctrico de la población por un lado y a que no han vuelto períodos de sequía extrema como los causados por "el niño" no se puede evaluar la eficacia real del método aún.
• El sistema de subastas se basa en mecanismos de mercado, donde oferta y demanda determinan el precio.
• Asegura la construcción de nuevas centrales y la diversificación del mix energético.
• Es un método ciertamente intervencionista para un sistema eléctrico basado en mercados liberalizados, donde se obliga a comprar y vender. • No tiene en cuenta fluctuaciones en la demanda esperada y tampoco en
la energía que se oferta, obligando a los ofertantes a hacerse cargo de estas variaciones e incertidumbres.
• Consiste en asegurar el abastecimiento del consumo eléctrico total al precio que se determine de los contratos bilaterales, sin tener en cuenta la posible gestión del consumo eléctrico por parte de la demanda.
• La contratación a muy largo plazo del consumo eléctrico garantiza este suministro pero interfiere apreciablemente en el mercado eléctrico.
2.2. "Leave it to the Market"
Por supuesto este modelo sólo se puede aplicar en mercados eléctricos liberalizados.
Se basa en que el mercado eléctrico proporciona suficiente señal a los agentes para realizar nuevas inversiones e instalar nuevas centrales. Por tanto, si el precio de la electricidad obtenido resulta elevado durante pocas horas al año, se puede deducir que hay pocas centrales disponibles y por tanto es necesario invertir en nuevas centrales de punta, como la turbina de gas. Por el contrario, si el precio de la electricidad resulta elevado de manera continuada a lo largo del año, indicará que lo que se necesita es invertir en centrales de carga, como las centrales térmicas de carbón o nuclear. En este método se intenta intervenir lo mínimo posible en el mercado eléctrico.
Además, para que el mercado pueda proporcionar esa señal fiable, se eliminan aquellos factores que lo distorsionan, como es el límite de precio o “price cap” que el Regulador suele imponer para proteger a la demanda de altos precios. Un caso que se podría enmarcar en este tipo de modelo es el caso australiano, tras su incorporación de un mercado eléctrico liberalizado. Se estudiará en más detalle la aplicación real de este método:
Caso australiano:
Hasta 1998 el sistema eléctrico australiano estaba formado por empresas verticalmente integradas que ejercían su labor en el territorio correspondiente a cada comunidad. Es en esta fecha que se decide liberalizar el mercado eléctrico con el fin de alcanzar una mayor eficiencia económica. Para ello, se decide formar el sistema eléctrico del Sudoeste de Australia, constituido por las provincias de Victoria, Australia del Sur, Nueva Gales del Sur y Queensland. Más tarde se uniría la isla de Tasmania, interconectada con la comunidad de Victoria.
El mercado eléctrico permite determinar los precios de cada región cada cinco minutos. Y cada mercado regional se integra dentro del mercado común.
En 1998 se parte de una situación de exceso de capacidad en la que se acababan de hacer grandes inversiones en nuevas centrales especialmente en Victoria y se decide establecer un “price cap” de 5000 dólares australianos el MW. Más tarde esta cifra se elevó a 10.000 AUS$/MW, que es más de 6.000 euros por MW. Teniendo en cuenta que los costes de operación de una turbina de gas (la considerada actualmente central de punta), es de 50 €/MW, se pueden obtener grandísimos beneficios en estos períodos que se alcance el límite de precio.
Para hacer memoria, en un mercado eléctrico equilibrado, las centrales ofertarán su producción al coste de operación en que incurran, dado que si lo hacen a un precio mayor, es posible que no entren en el mercado, por la existencia de otras centrales en igualdad de oportunidades y tampoco ofertará a precio menor pues obtendría beneficio negativo. Los costes de inversión los recuperan las centrales de base en la diferencia entre el precio final de la energía, determinado por las centrales de punta en los periodos de punta, y su coste de operación. Sin embargo las centrales de punta, recuperan sus costes de inversión ejerciendo poder de mercado en las horas de punta, horas en las que entran en el mercado eléctrico y ofertando a un precio mayor que sus costes de operación.
Por tanto, una central de punta, siempre puede esperar que el precio del mercado alcance este límite de precio tan elevado y recuperar todos sus costes de inversión de un plumazo durante unas pocas horas al año, e incluso obtener un elevado margen.
Un estudio realizado por el ACCC australiano determina que es necesario que el “price cap” sea elevado para ser un buen incentivo a nueva inversión, pero hay que tener cuidado ya que, con tal que los precios del mercado lleguen a ser iguales al coste de energía no suministrada durante 2 horas a lo largo del año, el precio medio del mercado se elevará en un 10 %. Por otra parte, esta es una buena razón para evitar que haya apagones, momentos en los que hay que pagar dicho precio, aunque no sea el que se consigue en el mercado.
Si evaluamos la realización práctica, resulta que en Australia, se ha alcanzado el “price cap” pero ha sido pocas veces al año y por el contrario el precio medio a lo largo del año se ha mantenido en márgenes bastante estables y por debajo de la media mundial, de hecho, desde que se liberalizó el mercado eléctrico ha disminuido la tarifa eléctrica en un 10 % para usuarios domésticos y en un 25-30 % para industriales.
