6.5. Mecanismos de ajuste de demanda y producción

La secuencia de mercados eléctricos en España. El mercado de electricidad consiste, en realidad, en una secuencia de mercados en los que la generación y la demanda intercambian energía eléctrica en distintos plazos temporales. La Figura 6‑16 resume la secuencia completa de mercados en los que los generadores y los comercializadores (o consumidores que participan en el mercado) pueden comprar y vender energía para cada hora en distintos plazos.

Figura 6-16. Secuencia de mercados en el mercado ibérico de electricidad (MIBEL).
Fuente: Elaboración propia.

Semanas, meses e incluso años antes del momento de la generación y el consumo, los agentes intercambian contratos con periodos de entrega de distinta duración (año, trimestre, mes, etc.) en diversos mercados llamados “mercados a plazo” (ver Formación de precios en los mercados mayoristas a plazo de electricidad).

Al llegar el día D-1 (un día antes de la entrega física de la energía/despacho de las centrales), los agentes intercambian energía para el día D en el mercado diario organizado por el OMEL[188] (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad).

Además, en el corto plazo, dentro de las 24 horas anteriores al momento del despacho de la energía, los generadores y los comercializadores pueden ajustar sus posiciones comerciales comprando y vendiendo energía en los seis mercados intradiarios actualmente existentes, también gestionados por OMEL, y cuyo funcionamiento es muy similar al del mercado diario. Los periodos de ejecución de estos mercados y su secuencia, así como los horizontes a los que aplican sus resultados se muestran en el siguiente gráfico (Figura 6‑17):

Figura 6-17. Secuencia de ejecución y horizontes de aplicación de los mercados del Operador del Mercado.
Fuente: Red Eléctrica de España (REE).

En el muy corto plazo (desde unos pocos minutos antes del despacho hasta unas pocas horas antes) los generadores (y, en algunos casos, también la demanda), ofrecen una serie de servicios al Sistema a través de varios mercados organizados por el Operador del Sistema (Red Eléctrica de España; en adelante, OS). Estos servicios son necesarios para mantener el Sistema Eléctrico en equilibrio físico y dentro de un nivel de seguridad adecuado.

La operación del sistema se centra en tres tipos de actuaciones por parte del OS:

• Gestión de restricciones técnicas. Permite resolver las congestiones ocasionadas por las limitaciones de la red de transporte y distribución sobre la programación prevista para el día siguiente, así como las que surjan en tiempo real.
• Gestión de los servicios complementarios. Dentro de este concepto de servicios complementarios se consideran los siguientes aspectos: Sistema de control de frecuencia-potencia y tensión, así como Reserva de Potencia Adicional a Subir, necesarios para garantizar la calidad y seguridad del suministro en todo momento.
• Gestión de desvíos. Resuelve, casi en tiempo real, los desajustes entre la oferta y la demanda de electricidad.

A continuación, se desarrollan estos tres conceptos con más detalle:

Gestión de restricciones técnicas. El Procedimiento de Operación 3.2.[189] define una restricción técnica como cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía. En particular pueden identificarse restricciones debidas a:

• Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras una contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del Sistema Eléctrico.
• Insuficiente reserva de regulación secundaria y/o terciaria.
• Insuficiente reserva de potencia adicional para garantizar la cobertura de la demanda prevista.
• Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la red de transporte.
• Insuficiente reserva de capacidad para la reposición del servicio.

Una vez las empresas generadoras han realizado sus ofertas al mercado diario (24 horas antes del despacho) y una vez el agente responsable de la gestión económica del sistema (OMIE) resuelve la casación igualando la oferta a la demanda (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad), y teniendo en cuenta los contratos bilaterales físicos, el OS realiza el proceso de análisis de restricciones técnicas de la red de transporte en el que se verifica la viabilidad del programa de generación y consumo resultante.

Para este análisis, el OS utiliza modelos de flujos de red y otros algoritmos que simulan el estado en que quedaría el Sistema Eléctrico ante determinados fallos predefinidos en ciertos elementos de la red, como son disparos de grupos generadores, de líneas y/o de transformadores, identificando así las restricciones técnicas a resolver. El OS resuelve entonces las congestiones de la red alterando el programa de generación aplicando criterios técnicos de seguridad, pero también económicos (ofertas a subir y bajar energía enviadas por los generadores al OS), pero manteniendo en todo caso el equilibrio generación-demanda.[190]

Gestión de los servicios complementarios. Los servicios complementarios, ofrecidos por los generadores y gestionados por el OS, tienen como objetivo que el suministro se realice en condiciones de seguridad y fiabilidad en todo momento y que puedan resolverse desequilibrios entre la generación y la demanda en tiempo real. Existen tres servicios complementarios básicos, descritos en el Procedimiento de Operación 1.5.[191] del Sistema Eléctrico:

• Regulación Primaria: se define como el margen de potencia en el que los grupos generadores pueden modificar su potencia generada de forma automática y en los dos sentidos, mediante la actuación de su regulador de velocidad, en caso de producirse un desvío de frecuencia. Su objetivo es la corrección automática y casi instantánea (respuesta completa como máximo en 30 segundos) de los desequilibrios de frecuencia, y deberá mantenerse durante un tiempo de 15 minutos hasta poder ser reemplazada por la regulación secundaria. Este servicio es obligatorio y no tiene una remuneración adicional.
• Regulación Secundaria o Banda de Regulación: se define como el margen de variación de potencia en el que el regulador secundario del sistema peninsular español puede actuar automáticamente y en los dos sentidos, partiendo del punto de funcionamiento en que se encuentre en cada instante. Viene dada por la suma, en valor absoluto, de las contribuciones individuales de todos los grupos generadores sometidos a este tipo de regulación. Permite al OS disponer de una reserva de capacidad disponible muy flexible (comienzo de la respuesta en no más de 30 segundos y con capacidad de mantenerse durante un tiempo de 15 minutos hasta poder ser reemplazada por la regulación terciaria) para resolver de forma automática desequilibrios significativos entre generación y demanda.Cada día, el OS estima la ‘reserva de banda de regulación secundaria’, en términos de potencia (MW), necesaria para asegurar el suministro en condiciones de fiabilidad en caso de desequilibrios producción/consumo en tiempo real, y convoca el mercado correspondiente después de la celebración del mercado diario y del de restricciones. Las empresas generadoras, con carácter voluntario, presentan sus ofertas de capacidad disponible, asignándose la banda requerida por el OS entre éstas utilizando un criterio de mínimo coste. El coste marginal de la banda de potencia para cada hora marca el precio con el que se remunera toda la capacidad asignada en este mercado.El servicio de regulación secundaria es gestionado por ‘zonas de regulación’, es decir, agrupaciones de centrales con capacidad de prestar el servicio de regulación secundaria, a requerimiento automático del programa de control de la generación del OS, con exigencias de respuesta con constante de tiempo de 100 segundos.En la actualidad hay diez zonas de regulación en el Sistema Eléctrico español que agrupan las centrales de generación de los agentes productores, aunque no todas las unidades de generación forman parte de una zona de regulación, quedando limitada su participación en este servicio a aquellas que cumplen los requisitos establecidos en los Procedimientos de Operación del OS[192].El servicio complementario de reserva secundaria remunera no sólo la banda de potencia, sino también la energía eventualmente utilizada, valorada al precio de sustitución de la energía terciaria.
• Regulación Terciaria: está constituida por la variación máxima de potencia a subir o a bajar de todos los grupos generadores del sistema que puede ser movilizada en un tiempo no superior a quince minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante dos horas consecutivas, con objetivo de reconstruir la reserva de regulación secundaria. Es el mecanismo que tiene por objetivo que, en caso de que se haga uso de la banda secundaria por causa de una contingencia, pueda restituirse la reserva de banda.Este servicio es de carácter obligatorio para las unidades de producción que pueden ofrecerlo. Así, todas las unidades de generación del sistema que pueden variar su producción en un tiempo no superior a 15 minutos y mantener la variación durante 2 horas deben ofrecer toda su capacidad excedentaria (no contratada en otros mercados o servicios) al OS.El mercado de energía terciaria se celebra a última hora del día anterior al despacho. En él, los generadores envían ofertas por la variación máxima de su potencia a subir y a bajar. El precio de la energía terciaria utilizada a subir o a bajar es el precio marginal resultante de las ofertas realizadas por los generadores frente a una demanda (establecida por el OS según sus requerimientos) a subir o bajar respectivamente. Al contrario que en el caso de la reserva secundaria, los generadores sólo perciben ingresos por este servicio si es utilizado por el OS.La reserva terciaria se activa de forma manual, subiendo o bajando la potencia de las centrales de generación o consumo de bombeo (ver Tecnologías y costes de generación eléctrica) que hubieran ofertado al menor precio, en el caso de energía a subir, o al mayor precio de recompra de energía en el caso de energía a bajar.

La gestión de desvíos. La gestión de desvíos es el mecanismo que utiliza el OS para resolver desequilibrios entre la oferta y la demanda que puedan identificarse unas pocas horas antes del despacho, tras la celebración de cada mercado intradiario y está descrito en el Procedimiento de Operación 3.3.[193] del Sistema Eléctrico (ver Formación de precios en el mercado mayorista diario de la electricidad).

Durante la operación normal, los agentes de producción de energía eléctrica comunican al OS las previsiones de desvíos generación-consumo originados por distintas causas, a lo que se añaden las variaciones en la previsión de producción renovable que realiza el OS. Sólo en el caso de que el conjunto de los desvíos previstos durante el periodo entre dos mercados intradiarios superen los 300 MW en media horaria, da lugar a que el OS convoque el mercado de gestión de desvíos.

Este mercado de gestión de desvíos consiste en pedir ofertas a los generadores en el sentido opuesto a los desvíos previstos en el sistema. Esto es, si se considera que el sistema está corto con el programa de generación existente, se piden ofertas de mayor producción a los agentes productores para generar más energía (incluyendo al bombeo por reducir su consumo de energía), y en el caso opuesto, cuando en el sistema existe un programa largo de producción respecto a la demanda, y, por tanto, se considera que sobra energía, se piden ofertas a los generadores por reducir su programa de producción (incluyendo al bombeo por aumentar su consumo de energía).

En tiempo real (dentro de los 15 minutos anteriores al despacho), el OS tiene a su disposición, aparte de los servicios de regulación y de los mecanismos de resolución de restricciones en tiempo real, mecanismos de emergencia por los que podría obligar, en caso de extrema necesidad para el sistema, a determinadas unidades de generación a modificar sus niveles de producción.

Estos procesos que realiza el Operador del sistema, su secuencia y alcance temporal de programación se representan en la Figura 6‑18:

Figura 6‑18. Secuencia de ejecución y horizontes de aplicación de los principales mercados del Operador del Sistema.
Fuente: Red Eléctrica de España (REE).

La liquidación de los desvíos. El sobrecoste horario originado por la aparición de desvíos en el sistema que han tenido que ser gestionados por el OS (servicios complementarios de secundaria y terciaria y gestión de desvíos) es posteriormente repercutido a los agentes que se hayan comportado en contra de las necesidades del sistema. Si el desvío neto horario del sistema era a subir, significa que había más demanda que producción y, por tanto, ha sido necesario utilizar más generación o solicitar menor consumo, por lo que el sobrecoste lo pagarán aquellos agentes que hayan producido de menos en esa hora o hayan consumido de más respecto a su programa. En el caso de que el desvío neto horario del sistema sea a bajar, significa que sobraba producción respecto a la demanda, por lo que los sobrecostes de los desvíos serán repercutidos a aquellos productores que hayan producido de más y a los consumidores que hayan consumido de menos respecto a su programa horario.

Finalizado el alcance temporal diario de los programas de los agentes, consumidores y generadores, se entra en los procesos de liquidación (cobros y pagos) de sus energías realmente producidas y consumidas, repercutiendo a cada uno los costes de los desvíos en que han incurrido por haber “incumplido” sus respectivos programas de producción y consumo. Así, a aquellos que se han desviado a subir en una determinada hora (generadores que han producido más que su programa y consumidores que han consumido menos que sus programas) se les repercute el coste correspondiente en caso de que ese desvío haya ido en dirección contraria a las necesidades del sistema en dicha hora (los generadores cobran un precio inferior al precio marginal de la hora por su producción adicional, y los consumidores reciben un precio inferior al precio marginal que pagaron en esa hora por su menor consumo), mientras que si su desvío fue en el mismo sentido de las necesidades del sistema, no se les repercute coste alguno (los generadores cobran el marginal y los consumidores reciben el marginal). Razonamiento idéntico es para el caso de desvíos a bajar, en los que productores han generado menos energía que su programa y los consumidores han consumido más que lo establecido en su programa.

[188] Ver información sobre OMEL: Operador del Mercado Ibérico de Energía.