El 29 de septiembre de 2021, el Operador del Sistema de Electricidad de National Grid (NG ESO) publicó una actualización de sus requisitos para Dynamic Containment (DC), que trajo consigo varias novedades que la industria debe asimilar. En este artículo, analizaremos todas ellas y veremos:

Revisiones en la forma en que se comunicarán los requisitos de DC.

Revisiones a los requisitos de DC de baja frecuencia (DCL) para noviembre.

Un primer vistazo a los requisitos para el servicio de DC de alta frecuencia (DCH).

Una proyección de los requisitos para el verano de 2022.

Qué significa todo esto para los BESS.

¿Cómo se están comunicando los requisitos?

Antes de hablar de los requisitos de DC, vamos a ver el nuevo formato que el ESO está utilizando para comunicar los requisitos de sus servicios. La Figura 1 (abajo) muestra los detalles de los nuevos requisitos de volumen para DC, según el informe de información de mercado de noviembre de 2021 del ESO.

Analicemos el gráfico anterior y expliquemos su significado:

A la izquierda de la tabla, el ESO expone sus bandas de volumen; en lugar de especificar un requisito exacto, el ESO ha optado por compartir un rango de valores entre los cuales se situará su necesidad.

En la parte superior de la tabla, tenemos los bloques EFA; con la transición a la adquisición por bloques EFA, los nuevos requisitos se especifican en ventanas de 4 horas.

El cuerpo de la tabla muestra el porcentaje de tiempo en que el requisito del ESO se situará dentro de cada banda de volumen, en cada bloque EFA.

Veamos el bloque EFA 5 para noviembre de 2021. Durante el 7% del tiempo en noviembre (o 2 días), el requisito DCL de EFA 5 estará entre 1-300 MW. Durante el 93% restante (28 días), el requisito será de 0 MW. Además, no hay días en noviembre en los que el ESO requiera más de 300 MW en EFA 5.

Nuevos requisitos de DC de baja frecuencia

La Figura 2 (abajo) muestra los valores descritos arriba, además del requisito promedio de DCL para cada bloque EFA.

Lo más destacado del gráfico anterior es el porcentaje de tiempo en el que el ESO requiere poca o ninguna DCL.

En todos los bloques EFA de noviembre, el ESO requerirá ninguna DCL durante el 36% del tiempo.

Durante el 67% del tiempo, el ESO requerirá menos de 300 MW y solo requerirá más de 600 MW en el 9% del tiempo.

El nivel promedio (ponderado por tiempo) de adquisición diaria para noviembre es de 221 MW, con máximos de 480 MW (en el bloque EFA 1 - 23:00-03:00) y mínimos de solo 10 MW (en el bloque EFA 5 - 15:00-19:00).

Si lo comparamos con el máximo volumen adquirido hasta la fecha (929 MW, el 15 de agosto de 2021), una cosa queda clara: Dynamic Containment alcanzará la saturación a partir de noviembre. De hecho, suponiendo que los 929 MW de sitios elegibles para DC sigan participando, incluso en los niveles de mayor requisito, el mercado estará saturado en todos los bloques EFA de noviembre.

Con esta saturación, aumentará la competencia en el mercado, lo que provocará una caída de los precios. Saber exactamente cómo afectará la saturación a los precios de liquidación no es sencillo, pero lo que está claro es que no falta mucho para que se revele el valor “real” de DC.

¿Cómo han cambiado las cosas?

Entonces, ¿cómo se comparan los nuevos requisitos con lo que hemos visto hasta ahora en el mercado? La Figura 3 (abajo) muestra los requisitos históricos de DC, además de los nuevos requisitos anunciados para noviembre.

Destaca que estos requisitos revisados de DC son considerablemente inferiores a los anunciados previamente, con el requisito promedio bajando de 1100 MW (en octubre) a 221 MW en noviembre, lo que supone una caída del 80%.

Dynamic Containment High: una nueva esperanza (Episodio IV)

Mientras que los requisitos del ESO para DC de baja frecuencia están disminuyendo (probablemente junto con los precios), hay cierto consuelo para los proveedores de DC: el lanzamiento de DC de alta frecuencia (DCH), que está previsto para el 21 de octubre de 2021. La Figura 4 (abajo) muestra los requisitos propuestos con más detalle.

En general, esto es una buena noticia para los BESS: se abre un nuevo mercado, con niveles de adquisición promedio de 177 MW. Aunque esto no es suficiente para absorber toda la capacidad BESS instalada en Gran Bretaña, sí supone un nuevo flujo de ingresos para reforzar la rentabilidad.

Cabe señalar que el ESO no ha publicado aún información sobre cómo variarán los requisitos de volumen a lo largo del día. Sin embargo, se espera que esto se comunique pronto, ya que el ESO ha prometido compartir “requisitos [DCH] más específicos, incluyendo por bloque EFA, en las próximas semanas”.

Stacking

Importante para los proveedores de DC, se permitirá la acumulación de productos de alta y baja frecuencia. Por tanto, es probable que veamos activos BESS participando en ambos servicios a la vez y proporcionando respuesta simétrica de frecuencia al asegurar contratos exitosamente.

¿Qué significa esto en la práctica? Pues que la introducción de DCH no aumentará el tamaño del mercado de respuesta de frecuencia; se espera una fuerte competencia tanto para DC alta como baja. En cambio, DCH puede considerarse como una vía para reforzar los ingresos de los proveedores existentes de DC (lo cual es oportuno, dada la caída prevista de los ingresos por DCL).

En este nuevo escenario de saturación y mercados múltiples, las estrategias de puja deberán evolucionar para asegurar contratos con éxito: las ofertas recortables y la vinculación de contratos entre mercados y bloques EFA serán clave.

Una visión más amplia

Además de los requisitos de noviembre de 2021 para DCH y DCL, el ESO también publicó detalles de los requisitos para el verano de 2022 para ambos servicios. La Figura 5 (abajo) muestra su previsión de requisitos promedio de DC.

Según las previsiones actuales, el ESO espera adquirir mayores volúmenes en el verano de 2022. Esto se debe a una menor demanda y a una reducción de la inercia del sistema, así como a un mayor riesgo de fallos de RoCoF (tasa de cambio de frecuencia) asociados a niveles más altos de generación solar distribuida. Estos factores jugarán un papel importante en el futuro de los requisitos de respuesta de frecuencia.

La visión a largo plazo de los requisitos DCH/L aún no está clara, pero aquí hay algunos aspectos a tener en cuenta para el futuro de los servicios:

Nuevas incorporaciones de capacidad que aumentarán las mayores pérdidas de generación o demanda en el sistema y alterarán el perfil inercial del sistema, por ejemplo, interconexiones; desarrollo de renovables; grandes proyectos de generación.

Retiro de servicios heredados, por ejemplo, EFR; FFR.

Introducción de nuevos productos, por ejemplo, Dynamic Regulation y Dynamic Moderation.

Progresión de varias iniciativas de NG ESO, como los programas de estabilidad y evaluación de operabilidad de la red (NOA); el Programa Acelerado de Cambios en la Pérdida de Red (ALoMCP).

¿Cómo responderán los BESS?

En resumen, estamos entrando de nuevo en un periodo de saturación del mercado de respuesta de frecuencia. La Figura 6 (abajo) muestra la capacidad BESS instalada en relación con el tamaño del mercado de respuesta de frecuencia.

En los tres primeros trimestres de 2020, vimos saturación de mercado. Por suerte para los propietarios de BESS, DC llegó en octubre de 2020 y revitalizó el mercado. A medida que el volumen de DC disminuya, veremos un retorno a la saturación, pero esta vez con 420 MW adicionales de BESS en el sistema. ¿Cómo responderán los BESS?

Si nos guiamos por la experiencia previa, probablemente veremos a los BESS regresar a los servicios tradicionales de FFR, ya sea en subastas semanales (mientras duren) o en licitaciones mensuales. Sin embargo, FFR y DC por sí solos no podrán absorber los 1,3 GW de BESS de GB.

Con esto en mente, es probable que surjan estrategias híbridas merchant-ancillary, con BESS asegurando contratos DC cuando la profundidad del mercado lo permita, y recurriendo al mercado mayorista para obtener ingresos cuando no sea posible.

Puntos clave

El último trimestre de 2021 probablemente será un periodo volátil para los BESS. La fuente de ingresos más lucrativa se está agotando, se introducen nuevos servicios y (si septiembre sirve de referencia) el invierno traerá precios altos de la energía.

Los precios en DCL caerán desde £17/MW/h al inicio de noviembre, con una saturación esperada en todos los bloques EFA durante el mes. Con los precios de DC a la baja, la introducción de DCH ofrecerá cierto alivio a los proveedores. Aunque no se consigan £17/MW/h en DCL, DCH permitirá a los BESS acceder a una nueva vía de ingresos, aunque también saturada.

Probablemente veremos nuevas estrategias de puja en DC, con cierto retorno a servicios heredados y un mayor enfoque en la comercialización para recuperar ingresos perdidos. No dejes de seguir la plataforma Modo para mantenerte al día con las últimas novedades.