En los últimos meses, hemos visto precios sumamente volátiles en Dynamic Containment (DC). Esta volatilidad ha sido impulsada por los cambiantes requisitos de volumen de National Grid ESO, y por los límites de precio dinámicos (o elásticos) en las curvas de compra de DC. En este artículo, analizamos los factores detrás de estos cambios en los límites de precio y los requisitos de volumen.
Spoiler: los límites de precio cambian en función del coste alternativo de las acciones (en este caso, MFR). Las curvas de demanda elástica están determinadas por la mayor pérdida de entrada/salida en el sistema (lo cual, a su vez, depende de factores como la inercia, la generación renovable y la actividad de los interconectores).
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¿Qué está moldeando estos límites de precio?
La principal consideración que toma el ESO al fijar los límites de precio de Dynamic Containment es el coste de acciones alternativas. Esto se refiere al coste estimado de obtener el mismo nivel de respuesta de frecuencia de otra fuente. En este caso, esa otra fuente es el Mandatory Frequency Response (MFR). MFR es el servicio de respuesta de frecuencia en tiempo real que proporcionan los grandes generadores conectados a la red de transmisión. Para saber más sobre MFR, visita nuestra guía.
Coste alternativo de las acciones
Los límites de precio en Dynamic Containment, Dynamic Moderation (DM) y Dynamic Regulation (DR) se basan en lo que National Grid ESO estima que costaría obtener el mismo nivel de respuesta de frecuencia mediante MFR. (¿Por qué el ESO necesita adquirir MFR? Consulta nuestro artículo reciente, donde explicamos por qué el MFR sigue siendo parte del conjunto de herramientas del ESO).
El ESO ha publicado recientemente sus 'tipos de cambio'. Estos son factores para convertir el volumen de MFR necesario para compensar sus servicios de respuesta de frecuencia dinámica. Los costes de las acciones alternativas se calculan en función de estos tipos de cambio. Puedes ver los tipos de cambio en la tabla 1 (abajo).
Uno de los factores que influyen en estos tipos de cambio es la velocidad de respuesta requerida para cada servicio. En general, cuanto más rápida es la respuesta que exige un servicio, más MFR se necesita para compensar. DM es más rápido que DR (tiempos de respuesta de 0,5-1 segundo frente a 2-10 segundos), por lo que los tipos de cambio son más altos para DM. El tipo de cambio para DCL varía según las condiciones del sistema, como la inercia.
Estos números también muestran lo ineficiente que es el MFR en comparación con los servicios dinámicos. Por ejemplo, el ESO tendría que adquirir más de tres veces el volumen en MFR para compensar un déficit en DMH.
¿Qué determina el coste del MFR?
El MFR no tiene una tarifa simple de £/MW/h que los activos ganen por proveerlo. En cambio, se compone de cuatro elementos:
- Un coste de retención de respuesta.
- Costes de posicionamiento.
- Reserva para costes de respuesta.
- Costes de energía de respuesta.
(Estos se explican con más detalle en nuestra guía).
El ESO pronostica los costes de cada uno de estos cuatro elementos, con un día de antelación para cada bloque EFA, a fin de establecer los límites de precio. Cada uno depende de precios en otros mercados (como los ofrecidos en el mecanismo de balanceo), el tamaño previsto del requerimiento, el número y volumen de activos disponibles, el precio de la energía, la frecuencia histórica y los datos de precios a futuro.
Todos estos factores cambian día a día, o de bloque EFA a bloque EFA, según las condiciones del sistema y del mercado. Por eso, las curvas de compra cambian tanto a diario como por bloque EFA. La figura 1 (abajo) muestra las curvas de compra a lo largo de un día de julio de 2022. Se requiere menos volumen pero hay un precio más alto para el EFA 5 (15:00) que para el EFA 2 (03:00), que tiene mayores volúmenes pero precios más bajos.
¿Qué impulsa los requisitos de volumen de Dynamic Containment?
Uno de los factores que determina los precios en DC es la cantidad de respuesta que requiere el ESO. Como en cualquier mercado, la oferta y la demanda moldean el movimiento del mercado: es decir, una mayor demanda de DC eleva los precios, y viceversa. Entonces, ¿qué factores están definiendo los requisitos del servicio?
Dynamic Containment de baja frecuencia (DCL)
Los requisitos de volumen de DCL dependen de la mayor pérdida de generación en el sistema en cualquier momento, también conocida como 'mayor pérdida de entrada'. Esto puede ser un interconector importador o una gran unidad de generación que se desconecta repentinamente.
Los efectos de la inercia
La pérdida de entrada también suele estar relacionada con la inercia. La inercia se refiere a la energía cinética 'almacenada' en las partes giratorias de los generadores. Para citar al ESO: “si hay un cambio repentino en la frecuencia del sistema, estas partes seguirán girando — incluso si el generador ha perdido potencia — y ralentizarán ese cambio (lo que se llama tasa de cambio de frecuencia). La inercia actúa como los amortiguadores de la suspensión de tu coche, que suavizan el efecto de un bache y mantienen el vehículo estable y avanzando”. En momentos de baja inercia, cuando la frecuencia puede ser muy volátil, el requerimiento de DCL suele ser mayor. Esto se observa en la figura 2 (abajo).
De forma similar, cuando hay mucha energía renovable en el sistema — generación que no aporta inercia — vemos una correlación positiva entre los volúmenes de DCL y el porcentaje de generación renovable en la red (figura 3, abajo).
¿Cómo afecta esto a las curvas de compra?
Esto también se refleja en los volúmenes máximos indicados por las curvas de compra de DCL, es decir, el máximo volumen que el ESO está dispuesto a adquirir en cada bloque EFA. La figura 4 (abajo) muestra la distribución de estos volúmenes, extraídos de las curvas de compra, de abril a junio de 2022, para cada bloque EFA y cada mes.
- La distribución de volúmenes se muestra para cada bloque EFA y cada mes.
- Por ejemplo, en el bloque EFA 4 durante junio, el volumen máximo es casi 2000 MW y el mínimo ronda los 325 MW. La mayor parte del tiempo, los volúmenes están entre 750 y 1250 MW.
- A medida que nos acercamos al verano, los volúmenes generalmente aumentan debido a la caída de la inercia.
- Hay una dispersión significativa en los volúmenes objetivo de adquisición, especialmente durante los bloques EFA centrales del día, cuando la energía solar está generando.
- Las posibles pérdidas de generación distribuida que ocurren por grandes tasas de cambio de frecuencia (RoCoF) determinan si el ESO necesita comprar más o menos DCL en esos momentos.
- Cuando la inercia es baja, hay más posibilidades de un 'evento' RoCoF. Esto es un disparo de frecuencia que provoca la desconexión automática de mucha generación distribuida por la configuración de protección de pérdida de red. Esto hace que la frecuencia baje aún más, así que el ESO compra más DCL para contrarrestarlo.
Dynamic Containment de alta frecuencia (DCH)
Los requisitos de volumen de DCH también están impulsados por la inercia. Además, dependen de la mayor pérdida de salida (en vez de entrada). La pérdida de salida se refiere a la unidad con mayor demanda en un momento dado, por ejemplo, un interconector exportador.
Efectos de la actividad de los interconectores
Existe una fuerte correlación entre los objetivos de adquisición de DCH y la demanda de los interconectores. La figura 5 (abajo) muestra los volúmenes promedio de DCH y la mayor demanda de interconectores (promediado en periodos de tres días) desde enero de 2022. La línea roja punteada es la recta de mejor ajuste. Muestra que cuando los interconectores exportan más energía, los requisitos de DCH suelen ser mayores.
Desde abril, los interconectores de GB han estado exportando en su mayoría (cuando normalmente importarían). Esto significa que representan una mayor fuente de demanda en la red de lo habitual. Si uno fallara mientras exporta una cantidad importante de energía (por ejemplo, 1 GW), podríamos ver un evento de alta frecuencia significativo. ¿Por qué ocurre esto? La razón por la que los interconectores están exportando cuando normalmente importarían es que los precios de la energía en Francia han sido más altos que en el Reino Unido, debido al mantenimiento de plantas nucleares francesas y la crisis del gas. (Para saber más sobre cómo funcionan los interconectores, consulta nuestro vídeo de la Energy Academy).
Durante el mismo periodo, la inercia ha estado disminuyendo. Esto se debe al impacto estacional de la generación renovable. Todo esto ha llevado al ESO a aumentar sus volúmenes de compra de DCH.
¿Cómo afecta esto a las curvas de compra?
Los requisitos de volumen de DCH no tienen la misma relación con las pérdidas de generación distribuida que vemos en los requisitos de DCL. Esto se debe a que esas pérdidas causarían una desviación de baja frecuencia, no de alta frecuencia. La desconexión de generación distribuida por un gran RoCoF representa una pérdida de generación, no de demanda. La figura 6 (abajo) muestra las tendencias en los volúmenes máximos de las curvas de compra de DCH, similar a lo mostrado para DCL en la figura 4.
- Nuevamente, la distribución de volúmenes se muestra para cada bloque EFA y cada mes.
- Por ejemplo, en el bloque EFA 1 durante junio, el volumen máximo es de 900 MW y el mínimo de 400 MW. La mayor parte del tiempo, los volúmenes rondan los 800 MW.
- No se observan los mismos patrones de mayores objetivos de adquisición a mitad del día que vemos en las órdenes de compra de DCL, ya que los eventos RoCoF no afectan la alta frecuencia como lo hacen con la baja frecuencia.
- Los volúmenes disponibles de DCH suelen ser mayores por la noche, durante los bloques EFA 1 y 2, cuando la demanda es más baja.
- Al igual que con los volúmenes de DCL, los de DCH han ido aumentando de abril a junio. La inercia generalmente disminuye al entrar en los meses de verano.
Conclusiones clave
Los ingresos de Dynamic Containment han sido increíblemente volátiles desde que el ESO adaptó su diseño de subastas para incluir límites de precio cambiantes y curvas de demanda elástica.
- La principal fuerza que impulsa estos límites de precio es el coste alternativo de las acciones.
- Esto se basa en gran medida en el coste estimado del otro servicio de respuesta de frecuencia: MFR.
- Los costes de MFR están dictados por factores como las condiciones del sistema, los precios de la energía a día siguiente y las tarifas de las unidades que proveen MFR.
- El tipo de cambio para 'convertir' los costes de MFR en límites de precio de DC ha sido publicado recientemente por el ESO.
En cuanto a las curvas de demanda elástica:
- Las curvas de demanda elástica pueden explicarse considerando las mayores pérdidas de generación y/o demanda en el sistema.
- Estas están impulsadas por la inercia y el porcentaje de demanda que cubre la generación renovable.
- Por estas razones, seguiremos viendo grandes volúmenes de DCL y DCH siendo adquiridos durante los meses de verano, en línea con las condiciones estacionales.
- Los volúmenes de DCH serán mayores de lo habitual, ya que los interconectores de GB actualmente exportan energía al continente con mayor frecuencia.
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