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Resumen
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.
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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 mercado de capacidad se convoca cada año. Los parámetros de dicho mercado han de ser
determinados por el Regulador:
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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.
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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 os 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. Neverthless, 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 wether 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.
Worlwide, the methods of the Security of Supply used are based on: long-term physical
billateral contracts that will assure the supply of the contracted demand, on auctions for
new entrants similars 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
stablishing the generators’ income and reducing the risk for new entrants. This extra
payment can be determined by the regulator or can be applyed in exchange for a such
firm capacity that each generator will have available en the critical moments.
In this poject, 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 raliability
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
commited production in the pool. The income that each generator will perceive from
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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 penalization. This penalization pretends to incentivate 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 Loss 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 ritical 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 billateral contracts will be
deducted form the capacity market.
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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 penalization 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
penalization stablished, so that we finally obtain a certain reliability level. In this project
it has been determined in such a way that the minimum fiability index of the generator
accepted in the capacity market will be higher than 90 %.
With this method, new investment that contribute real realibility 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 commited capacity in the pool in the critical moments of the system. Besides, the
income of the generators is stablished 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
commited capacity. The level of capacity that is commited in the capacity market is
obtained as a maximization of the Social Profit by modelling elasticly 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 Loss Load that the
Regulators imposes, value that tryes 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 commited capacity is radically less than the one
obtained in the apacity payments. So that a certain capacity is guaranteed to be available
in the system in the periods of scarcity, new investmnt 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.
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