En la última década, los costes asociados a la gestión de restricciones en el sistema de transmisión han aumentado de forma significativa, y se prevé que alcancen los 3.000 millones de libras al año para 2028.

Originalmente concebido como un ajuste secundario a los volúmenes de electricidad negociados, el operador del sistema ahora redistribuye una parte importante del mercado a través del Mecanismo de Balance. Este es un tema clave que National Grid ESO intenta abordar con REMA.

El aumento de los costes se ha visto agravado por el encarecimiento del gas desde octubre de 2021 (un tema que tratamos en uno de nuestros artículos recientes), pero la tendencia a largo plazo está relacionada con el incremento de los volúmenes de balance motivados por la gestión de restricciones.

En este artículo, analizamos el impacto de una restricción en un gran generador individual, situado detrás de una parte especialmente limitada de la red.

Glosario

Un factor de carga es una medida de cuánto de la capacidad total de un activo se utiliza para importar o exportar energía durante un periodo de liquidación determinado.

• Factor de carga planificado: factor de carga antes de cualquier acción de balance, representa la entrega prevista del activo al cierre de mercado.
• Factor de carga real: factor de carga después de tener en cuenta las acciones de balance, representa la entrega real del activo.

CCGT en Gran Bretaña

Las turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) son una fuente principal de generación flexible y no renovable en el Reino Unido. Aportan más de 21 GW de capacidad a la red (según el registro de capacidad de entrada de transmisión), lo que equivale a la mitad de la demanda nacional máxima en invierno. Las ubicaciones de las principales plantas CCGT de Gran Bretaña se muestran arriba (figura 1).

Caso práctico: acciones de BMU a ambos lados de una frontera de restricción

Debido a la existencia de restricciones, la ubicación puede desempeñar un papel fundamental en la operación de un activo, incluidas las CCGT. SSE-SP es una importante frontera de restricción de transmisión que separa el norte de Escocia del resto de Gran Bretaña, como se muestra a continuación.

Aquí analizamos cómo esta frontera de restricción influye en el comportamiento de dos CCGT: Peterhead (1,2 GW) y South Humber Bank (0,8 GW). Peterhead se sitúa detrás de la restricción en el norte de Escocia, compitiendo frecuentemente con la energía eólica renovable al exportar energía hacia el sur. South Humber Bank está al otro lado de la restricción respecto a Peterhead, tiene una capacidad de exportación similar y está aproximadamente igual de cerca de Peterhead que cualquier otra CCGT en Gran Bretaña.

El 26 de enero de 2022, la producción eólica en Escocia se situó en el 1% superior de los días de ese año, con una media de 4,4 GW. En consecuencia, la frontera SSE-SP estuvo sometida a una gran presión, operando al 99% de su capacidad máxima. En resumen, la energía eólica barata escocesa fluía hacia los centros de demanda al sur de la frontera.

Estas condiciones provocaron que se tomaran acciones de balance opuestas para Peterhead y South Humber Bank, debido a su ubicación a lados opuestos de la restricción.

La figura 2 (abajo) muestra cómo estas dos plantas fueron redistribuidas a través del Mecanismo de Balance en este día especialmente ventoso.

• Peterhead presentó FPN para entregar cerca de su capacidad máxima durante gran parte del día, lo que corresponde a un factor de carga planificado diario promedio del 70%. Fue reducida mediante ofertas por un total de 17 GWh en el Mecanismo de Balance, resultando en un factor de carga real promedio del 10%.
• Por otro lado, el factor de carga planificado de South Humber Bank fue del 0%, ya que no estaba programada para exportar energía. Se le ofreció subir hasta un pico del 85% de su capacidad en el Mecanismo de Balance, resultando en un factor de carga real promedio del 25%.
• Como resultado de las acciones de balance necesarias para gestionar el sistema de transmisión a través de SSE-SP, National Grid ESO gastó 7,5 millones de libras en costes de restricción relacionados con esta frontera solo el 26 de enero.

Influencia de la ubicación en el comportamiento a largo plazo de los activos

Hemos visto cómo la existencia de una restricción de transmisión puede afectar a la operación diaria de los activos. Pero, ¿cómo influye la ubicación en el comportamiento de los activos a largo plazo?

• El gráfico anterior muestra que Peterhead ha sido reducida de forma constante en 2022. En todos los meses de este año, el factor de carga real está por debajo del planificado.
• Esto se traduce en una reducción neta anual de 1.400 GWh (un 33% menos respecto al volumen de exportación planificado), frente a un aumento neto anual de 1.300 GWh (2% más respecto al volumen planificado) para el resto del parque CCGT combinado (ver figura 6 abajo).
• En comparación con la media de la flota CCGT, el factor de carga planificado de Peterhead fue superior a la media en todos los meses entre marzo y septiembre, lo que indica que esperaba exportar una mayor proporción de su capacidad total que el generador de gas promedio cada mes. Sin embargo, solo lo consiguió realmente en 2 meses hasta ahora (julio y agosto).

A continuación, visualizamos los volúmenes totales de balance de cada activo CCGT en 2022. Esto equivale a la diferencia total de volumen entre la exportación planificada y la real de un activo a lo largo del año.

• La reducción neta de Peterhead se compensa casi completamente con el aumento neto del resto de la flota CCGT. Esto tiene sentido, ya que las CCGT son una fuente clave de generación flexible, por lo que es probable que este tipo de activos se activen en el Mecanismo de Balance para garantizar suficiente capacidad cuando un activo restringido como Peterhead se reduce.
• La magnitud de la reducción neta experimentada por Peterhead (1.400 GWh) es más de 26 veces superior a la de Salted Unit 3, que es el siguiente activo con mayor reducción neta (50 GWh). Esto subraya lo especialmente restringida que está la frontera Escocia-Inglaterra respecto al resto del sistema de transmisión.

REMA: ¿precio local para solucionar el coste de las restricciones?

REMA es un tema candente en estos momentos (puede consultar el estado aquí), con la idea de la tarificación marginal local como punto central de debate. La posición que National Grid ESO parece adoptar es que, en un mercado con precios locales, la relación entre oferta, demanda y restricciones regionales determinaría los precios de la electricidad.

• Por ejemplo, una alta generación eólica en el norte de Escocia reduciría los precios en esa zona debido a la baja demanda regional y a las restricciones que limitan la exportación de energía a otros lugares.
• Mediante una señal de precio local, generadores como Peterhead podrían estar incentivados a minimizar su producción planificada en momentos de mucho viento. Esto evitaría que National Grid ESO tuviera que redistribuir el activo en el Mecanismo de Balance.
• National Grid ESO considera la implantación de precios locales como un aspecto importante para alcanzar las emisiones netas cero, ya que se fomenta una mezcla de combustibles más limpia en momentos de alta generación renovable.
• Para recuperar costes, activos como Peterhead podrían necesitar aumentar su producción en momentos en que la generación intermitente sea menor y, por tanto, los precios regionales sean más altos.
• Esto podría ser complicado debido a factores operativos, como la capacidad de predecir con precisión los niveles de viento.
• Sin embargo, si es viable, resultaría en un mercado más eficiente, ayudando a estabilizar el suministro de electricidad en esta región restringida de la red y, por tanto, proporcionando mayor estabilidad a un menor coste para el consumidor. Además, implicaría un menor coste de carbono, ya que la planta tendría que variar menos su producción.

Las conclusiones extraídas de este caso ilustran por qué REMA está analizando tan a fondo la tarificación local: este tipo de sistema podría dar lugar a una red más ecológica y a menor coste para el consumidor. La gran incógnita, sin embargo, es si nuestros objetivos de emisiones netas cero pueden alcanzarse solo mediante la transformación del mercado, sin la inversión correspondiente necesaria para transformar la infraestructura de la red.

¿Qué hemos aprendido?

• Las CCGT son una fuente clave de generación flexible en la red, aportando más de 21 GW de capacidad.
• Los activos en regiones restringidas son reducidos en el Mecanismo de Balance cuando la restricción está bajo fuerte presión.
• Por ejemplo, Peterhead es una CCGT con una ubicación única, ya que se encuentra detrás de una restricción clave en el norte de Escocia, lo que limita su capacidad de exportar energía hacia el sur.
• La competencia de Peterhead con la generación renovable en días de viento hace que experimente grandes volúmenes de reducción en el Mecanismo de Balance, que en gran parte se compensan con el aumento neto del resto de la flota CCGT.
• La tarificación marginal local podría ofrecer un mecanismo de mercado más eficiente para resolver problemas relacionados con restricciones, proporcionando las condiciones necesarias para una red descarbonizada en el futuro. National Grid ESO está consultando sobre este tema como parte de las propuestas REMA.