LYSYS REAL Agustín de Foxá 11. 28036 MADRID C.I.F. B-84250182 Pág. 1 de 21 Registro Mercantil de Madrid. Tomo: 21.015 Libro 0 Folio: 191 Sección 8 Hoja: M-372819 Inscripción: 1

RESPUESTA A LA CONSULTA PÚBLICA DE LA COMISIÓN NACIONAL DE LA ENERGÍA SOBRE PAGOS POR CAPACIDAD (24.05.12) Fecha: 06.06.12 Referencia: I_CNE_002

1. Objeto. Introducción. El objeto del presente documento es presentar una respuesta a la consulta pública emitida por la Comisión Nacional de la Energía sobre los mecanismos de pagos por capacidad de fecha 24.05.12. Consideramos que desde el punto de vista técnico el Sistema Eléctrico Peninsular Español se enfrenta a un grave problema estructural que condiciona su viabilidad a futuro:

a) La preferencia absoluta de adquisición de la generación producida con máquinas asíncronas (generación renovable no gestionable) frente al resto de tecnologías distorsiona la operación del Sistema y ha hecho que se alcancen sus límites de operación en diversas ocasiones.

b) Faltan recursos de regulación (servicios de ajuste), ya a la generación renovable no se le

exige el cumplimiento de las condiciones técnicas necesarias para asegurar el funcionamiento en condiciones de seguridad y calidad de suministro

c) El mercado no da las señales suficientes para que se instale nueva generación que

proporcione los servicios de ajuste necesarios Además de su incidencia en la sostenibilidad económico-financiera del Sistema Eléctrico, la integración masiva de generación asíncrona sin condiciones pone en riesgo la sostenibilidad técnica del mismo. La solución a un problema estructural debe ser también una solución estructural. En nuestra opinión se están adoptando soluciones parciales para resolver los síntomas del problema, que no atacan la cuestión de raíz: soluciones como la extensión o modificación de los mecanismos actuales de pagos por capacidad, o la creación de un nuevo mercado de reservas de regulación (Procedimiento de Operación 3.9). Consideramos que la viabilidad técnica a largo plazo pasa por el re-equilibrio del parque de generación. Es necesario que se establezca una planificación integral a medio y largo plazo del conjunto generación-red eléctrica que contemple una serie de criterios técnicos y que minimice los costes de generación, transporte y distribución, de forma que se disponga con antelación de los recursos de control necesarios de forma previa a implantar nuevas instalaciones renovables no gestionables. Este proceso de planificación es compatible con mecanismos de mercado en lo referente a la instalación de nuevas centrales, pero la definición de emplazamientos y tecnologías debe hacerse con criterios técnicos, que determinen tanto la potencia firme necesaria como los recursos de control que se deben poner a disposición de la operación del Sistema.

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2. Consideraciones generales sobre el funcionamiento del Sistema Eléctrico Peninsular Español A continuación nos permitimos realizar una breve descripción del funcionamiento del Sistema Eléctrico para justificar la afirmación anterior y los mecanismos propuestos. El Sistema Eléctrico Peninsular Español:

- Es técnicamente aceptable, ya que para el nivel de demanda actual se cumplen los criterios y requisitos técnicos de fiabilidad y seguridad de funcionamiento, lo que permite mantener las condiciones de calidad y continuidad del suministro eléctrico; sin embargo, los márgenes de los recursos de control disponibles se están viendo reducidos y en algunas condiciones de operación agotados.

- Es económicamente insostenible (déficit tarifario).

Los criterios técnicos de fiabilidad y seguridad de funcionamiento del Sistema Eléctrico se refieren a los siguientes aspectos:

- Potencia en firme (disponibilidad, garantía de potencia) - Gestionabilidad (capacidad de prever la producción y ajustarse a un determinado

programa de generación para realizar el seguimiento de la curva de demanda) - Capacidad de regulación de tensión - Capacidad de regulación frecuencia-potencia (disponibilidad de inercia y capacidad de

variación de potencia si varía la frecuencia de forma automática, regulación primaria y secundaria, y siguiendo las órdenes del despacho, regulación terciaria)

- Capacidad de reposición de servicio - Potencia de cortocircuito adecuada para el funcionamiento de los Sistemas de protección

Es importante señalar que estas condiciones se cumplen por la proporción de generación síncrona (conjunto de centrales nucleares, térmicas de carbón, ciclos combinados, hidráulicas y resto de grupos térmicos en instalaciones de cogeneración, termosolares y otras) frente a la generación asíncrona (conjunto de parques eólicos y generación fotovoltaica) instalados en el Sistema. Aproximadamente, la proporción actual en potencia instalada es 75% de generación síncrona - 25% de generación asíncrona sobre una potencia total instalada de 100 GW en el Sistema español peninsular (datos provisionales publicados por Red Eléctrica para el 2011). En condiciones normales de operación, sería conveniente mantener en funcionamiento una proporción de 60% de generación síncrona – 40% de generación asíncrona, como máximo 1, dado que en su gran mayoría, los recursos de regulación y control necesarios son proporcionados por la generación síncrona, mientras que la generación asíncrona no los proporciona o bien porque normativamente no se le ha exigido (al considerarla inicialmente una generación residual en el Sistema) o bien porque intrínsecamente no puede hacerlo (la energía primaria no es controlable, solamente previsible con un cierto margen de incertidumbre; la garantía de potencia se limita a una fracción mínima de la potencia instalada, en el caso de la fotovoltaica a cero, por calcularse este factor en el momento de demanda punta de invierno; por ejemplo no pueden, por 1 Véase el documento “Mix de generación en el Sistema Eléctrico Español en el horizonte 2030” (2007) editado por el Foro Nuclear en www.foronuclear.org.

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la tecnología empleada en la conversión de energía solar o mecánica en energía eléctrica, aportar inercia al Sistema, primera defensa contra problemas de inestabilidad). A pesar de contar ya con un 25% de potencia instalada asíncrona, a la que se ha dedicado un esfuerzo económico en subvenciones muy importante, estas instalaciones a fecha actual no son equiparables, desde el punto de vista de su integración en el Sistema Eléctrico, con las instalaciones síncronas, repetimos que en parte porque sus propias características lo hacen inviable. La cuestión normativa debe al contrario corregirse, y exigir todo lo que la tecnología permita. Consideramos además que la planificación del Sistema a futuro no puede hacerse tal como se contempla en la normativa actual. Si el Sistema no creciera, si la demanda se mantuviera en los niveles actuales (que en energía ha retrocedido a los del año 2006 y en potencia a los del 2007, de acuerdo con los datos provisionales de Red Eléctrica para el año 2011), repetimos que el Sistema actual es técnicamente viable, aunque su operación es compleja debido a la proporción de generación asíncrona ya existente y se está llegando a situaciones límite. Sin embargo, es de esperar que se recupere una senda de crecimiento y por tanto haya necesidad de instalar más generación. Puesto que la generación síncrona y la generación asíncrona no son equiparables, todo crecimiento de la generación asíncrona (nuevos parques eólicos, nueva generación fotovoltaica) debe hacerse con posterioridad a un crecimiento de la generación síncrona, de forma que el Sistema disponga con antelación de los recursos de control. Es decir, no debe añadirse generación asíncrona al Sistema hasta que se consiga disponer de la suficiente generación síncrona con capacidad para cubrir todas las necesidades de regulación sin que haya que modificar las condiciones de operación o de mercado, como está ocurriendo en la actualidad. A su vez, la red debe planificarse con conocimiento de dónde y cuándo van a aparecer estas nuevas instalaciones, para evitar desarrollos desordenados e innecesarios. Hasta fechas recientes el margen de seguridad y de recursos de control disponibles hace 10 años, más la incorporación de los ciclos combinados, han sido suficientes para que con el volumen de generación asíncrona instalado en este periodo el Sistema todavía sea técnicamente operable. Pero esto no puede prolongarse mucho más allá (prueba de ello es que es ya necesario realizar con una cierta frecuencia interrupciones de producción de parques eólicos por razones de seguridad del Sistema, y el reciente Procedimiento de Operación 3.9, que manifiesta una insuficiencia de reservas de operación en determinadas condiciones de funcionamiento, que hasta ahora se ha suplido con el mecanismo de restricciones técnicas), y seguir confiando en que de forma espontánea el Sistema llegará a tener los recursos de control que necesita. Si se desea mantener las actuales condiciones de calidad y continuidad del servicio, y aumentar la generación asíncrona en el Sistema, debe estudiarse un programa completo, conjunto y ordenado de nueva generación, con todos los recursos de control necesarios, y red. Consideramos evidente que el mercado por sí mismo no proporciona las señales suficientes para la instalación de nueva capacidad de generación síncrona con las condiciones adecuadas, cuya operación se destinaría básicamente a proveer recursos de control y cuyas horas de funcionamiento a plena carga, en condiciones de diseño, serían muy limitadas. La consulta pública de la CNE así lo certifica, puesto que de otro modo los agentes no manifestarían la necesidad de cerrar o hibernar plantas operativas que funcionan actualmente en esas condiciones.

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Entendemos que en este proceso de planificación las medidas básicas a tomar son una mayor información por parte del Operador del Sistema, con publicación de los estudios que establezcan la necesidad de nueva generación en función de los crecimientos previstos de demanda (índice de cobertura); un proceso de planificación de la red de transporte con periodos cerrados de admisión de solicitudes de nueva generación y demanda y una vinculación de las Administraciones en los procesos de tramitación de los proyectos de generación y red, de forma que la planificación no sea solamente obligatoria para el transportista y pueda ser ignorada por el resto de organismos y agentes del sector. Este proceso puede hacerse perfectamente compatible con la libertad de los agentes generadores si se establece un proceso de subastas para la nueva capacidad de generación. Por último, queremos comentar que los pagos por capacidad son necesarios como mecanismo corrector de una forma de operación elegida, la que da preferencia absoluta a la generación asíncrona no gestionable, y por lo tanto son una consecuencia prácticamente inevitable de esta preferencia. Una aplicación menos estricta de la misma suavizaría las condiciones extremas de operación y reduciría parcialmente las necesidades de regulación y de pagos por disponibilidad anual. 3. Propuestas sobre los mecanismos de pagos por capacidad. 3.1 Mecanismo de incentivo a la inversión – pagos por capacidad a largo plazo Bajo nuestro punto de vista, debería publicarse un informe detallando la necesidad de nueva potencia firme en el horizonte de largo plazo para alcanzar un margen de cobertura adecuado, incluyendo su localización preferente y las características técnicas necesarias, en lo referente a la aportación de recursos del control al Sistema (por ejemplo, tiempos de arranque, capacidad de regulación, en particular de subir carga, etc.). En base a este informe se propone celebrar subastas de capacidad, por entender que sería la forma económicamente más eficiente de alcanzar el objetivo de nueva capacidad deseado. Queremos comentar que la propuesta no supone una ruptura, puesto que en estos años ha existido una planificación encubierta de generación, que además en el caso de la generación renovable ha respondido a motivos políticos de cumplimiento de objetivos ajenos al Sistema Eléctrico y no técnicos, ni económicos. La planificación energética, obligatoria en lo referente a la red de transporte y teóricamente indicativa en lo referente a nueva generación, emitió un mensaje absolutamente favorable a la instalación exclusiva de ciclos combinados en el régimen ordinario (documento “Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002-2012”), y una serie de planes nacionales (PER, PANER) y decretos que marcaban objetivos, planes y subvenciones económicas muy atractivas para la generación de régimen especial, a la que técnicamente no se lo exigía prácticamente ningún requisito para incorporarse al Sistema. Lo que se propone es que la adición de nueva generación síncrona, puesto que va a recibir una subvención, se oriente a las necesidades técnicas del Sistema. 3.2 Mecanismo de pagos por disponibilidad anual – centrales de punta Este nuevo mecanismo estaría asociado a centrales específicas de punta, entendiendo como tales plantas de generación de arranque rápido que se destinen a cubrir las puntas diarias de demanda

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en el Sistema Eléctrico Peninsular Español. La consulta de la Comisión Nacional de la Energía y las órdenes ministeriales que regulan el servicio de capacidad a largo plazo y de disponibilidad a medio plazo están enfocadas al problema de la falta de incentivo que pueden percibir los promotores o propietarios de centrales a construir nuevas plantas gestionables o a mantenerlas en servicio, básicamente desde un punto de vista de las horas de funcionamiento, que se han visto reducidas por la suma de dos factores: reducción de la demanda y aportación de la generación no gestionable, pudiendo añadirse un tercer factor, la limitación de interconexiones eléctricas del Sistema peninsular. Sin embargo, consideramos que no se está teniendo en cuenta un problema básico. No es solamente una cuestión de que se funcione menos horas, las condiciones de operación con una proporción muy elevada de generación no gestionable (previsible pero no programable y que no participa en los servicios de ajuste) son diferentes y más exigentes que las condiciones de operación con generación exclusivamente gestionable. La cuestión debería abordarse de forma integral, para prever todos los elementos necesarios para que las condiciones de calidad de suministro actuales se mantengan en el futuro. Uno de estos elementos es, en nuestra opinión, dotar al Sistema de centrales específicas de punta 2. La necesidad de centrales específicas de punta se justifica en base al funcionamiento actual del Sistema, donde al seguimiento normal de la curva de la demanda, con fuertes diferencias valle-punta en el caso español, se añade la necesidad de compensación de la producción de las centrales no gestionables, de forma que numerosas centrales gestionables térmicas operan de forma poco eficiente para poder cumplir con varias funciones de forma simultánea: seguimiento de las variaciones de demanda, seguimiento de las variaciones de la generación no gestionable y atención a posibles incidentes en el Sistema, funcionando de forma casi continua en regulación y viéndose obligadas a mantener grupos arrancados a baja carga para tener la suficiente capacidad de subir carga para atender las transiciones valle-punta. Poder disponer de centrales de arranque rápido para cubrir las puntas diarias de demanda podría suponer una mejora de eficiencia en el funcionamiento del conjunto de las centrales gestionables térmicas3. Para más detalles, véase el anexo del presente documento. 3.3 Mecanismo de pagos por disponibilidad anual – centrales intermedias Este mecanismo supone una compensación a una forma de funcionamiento no esperada en el proyecto de ciertas centrales existentes, que se ven obligadas a funcionar como unidades de regulación, con frecuentes arranques/paradas, en vez de en las condiciones previstas en su diseño, y con menos horas de funcionamiento que las consideradas en los planes de negocio. Como se ha comentado anteriormente, es una consecuencia de haber elegido una forma de operación determinada, con preferencia absoluta por un tipo de tecnología, y por tanto puede 2 Véase el documento “Mix de generación en el Sistema Eléctrico Español en el horizonte 2030” (2007) editado por el Foro Nuclear en www.foronuclear.org. 3 En los ciclos térmicos, el rendimiento a cargas parciales es menor que a plena carga, lo que significa que el consumo específico (consumo de combustible por unidad de energía producida) aumenta, y esto tiene como consecuencia, evidentemente, un menor rendimiento económico (coste de generación superior) y unas emisiones específicas también superiores. En los ciclos combinados el problema se agrava y el peso económico de trabajar a cargas intermedias es superior, pues el rendimiento cae más rápidamente.

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considerarse como un coste más del proceso de integración de las renovables. Se propone que se mantenga un mecanismo similar al establecido actualmente, sólo que si se establece el incentivo a las centrales de punta se reduce el número de unidades de gran dimensión a las que se necesita aplicar la disponibilidad. Se propone su aplicación a unidades térmicas cuyo funcionamiento anual sea inferior a 3.500 horas. Esta cifra se revisaría anualmente, para adaptar el incentivo a la situación prevista en el corto plazo. 4. Respuesta a la consulta pública de la Comisión Nacional de la Energía DIFERENCIACIÓN DE PRODUCTOS 1.¿Sería más adecuado establecer un único mecanismo de pagos por capacidad o diseñar un mecanismo diferenciado de incentivo a la inversión y otro de servicio de disponibilidad? Coincidimos con la consulta pública en que los mecanismos diferenciados actuales atienden a dos decisiones diferentes: incentivar las construcción de nuevas centrales / mantener centrales existentes en funcionamiento. Por ello, consideramos correcto que haya mecanismos de retribución diferentes, uno limitado a un periodo para el incentivo a la nueva inversión y otro establecido anualmente para la disponibilidad anual. Consideramos que el incentivo a la inversión debe definir no solamente la capacidad firme requerida, sino también los emplazamientos preferentes y las características técnicas de la generación a instalar, en lo referente a los recursos de control a proporcionar. Sin embargo, consideramos necesario añadir un tercer mecanismo de pagos por capacidad para centrales de punta. Este tercer incentivo: - Retrasaría la necesidad de nuevas centrales de gran dimensión en el tiempo, puesto que el

crecimiento de la punta quedaría atendido por unidades de menor dimensión, por lo tanto reduciría la necesidad de incentivos a la inversión

- Sustituye a una parte del incentivo a la disponibilidad anual del resto de las centrales Comentar como se ha indicado anteriormente que la justificación de añadir un tercer mecanismo de pagos por capacidad viene dada por el modo de funcionamiento al que se está llevando al Sistema, es una cuestión de diseño base: aunque las condiciones de suministro de la demanda no se han visto todavía alteradas, el modo de funcionamiento adoptado para favorecer la máxima integración de las energías no gestionables es cada vez de mayor exigencia a las centrales gestionables, por lo que considerar la instalación de centrales de punta como elementos de corrección parece más apropiado que seguir llevando al conjunto del parque gestionable a un funcionamiento extremadamente ineficiente, y tener que llegar a compensar económicamente a un mayor volumen de plantas para que se mantenga el margen de cobertura de la demanda y la provisión de servicios de ajuste.

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O dicho de otra forma, los incentivos a la promoción de la generación renovable tienen como consecuencia la necesidad de otros incentivos, dado su carácter de generación complementaria, no sustitutiva de la generación convencional. INCENTIVO A LA INVERSIÓN En cuanto a los sujetos que pueden acogerse a este mecanismo: 2.¿Cómo debería definirse el concepto de potencia firme?¿Debería aceptarse como potencia firme aquella potencia que declare el titular de la instalación o deberían establecerse unos límites máximos teóricos para cada tecnología? Se podría aceptar un valor declarado a priori, correspondiente a la Autorización Administrativa de la planta, susceptible de ser contrastado con una prueba de funcionamiento a petición del Operador del Sistema. Deberían incluirse como condiciones previas la tecnología (o las prestaciones equivalentes requeridas) y el emplazamiento, de forma que la central se ubicara donde técnicamente el Sistema lo precisara. Esto contribuiría a reducir las restricciones técnicas del Sistema y a equilibrar en tecnologías el parque de generación. En cuanto al mecanismo de determinación de la retribución: 3.¿Cuál de las opciones le parece más adecuada para determinar la retribución del incentivo a la inversión para la nueva capacidad a instalar: un pago regulado o un mecanismo de subasta? Ambas opciones podrían ser correctas. El mecanismo de subasta podría tener el inconveniente de que el agente se encontrara con la incertidumbre adicional de la subasta, añadido a las propias del proyecto, con lo que el incentivo perdería parte de su atractivo. Sin embargo, esta forma de retribución puede ser la más económica para el Sistema. 4.En caso de plantear subastas, “¿Qué condiciones deben garantizarse previa y durante la subasta para que se considere competitiva?” Publicación previa del informe de justificación de necesidades de nueva capacidad firme y del estudio de cobertura. En cuanto a la retribución: 5.En el caso de optar por un pago regulado, indique la metodología para el establecimiento de dicho pago, y el valor resultante de la aplicación de la misma. Debería establecerse un valor estándar por tecnología, en base a valores auditados de inversión en proyectos. Aunque cada central es específica en su proyecto, se podría establecer un valor característico, revisable cada x años. Se debería considerar que el pago cubre como máximo el 50% de la inversión declarada.

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En cuanto al período temporal de aplicación: 6.¿Es adecuado el período de 10 años para el cobro del incentivo a la inversión? Depende del valor regulado a establecer, en principio podría ser adecuado. En cuanto al compromiso exigido a los participantes: 7.¿Debe vincularse su cobro a una disponibilidad en horas de mayor demanda del Sistema? Sí, puesto que el estudio de cobertura en el que se basa su necesidad se refiere a la demanda máxima del Sistema. 8. ¿Considera que es adecuado establecer una opción de compra por parte del OS a un precio de escasez, o es preferible indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda? En este último caso indique si sería preferible determinar las horas punta a posteriori, cuando el precio de mercado supere un determinado precio de escasez, o establecer unos períodos definidos a priori. A la disponibilidad en los periodos de mayor demanda definidos a priori, existe suficiente información estadística para ello, con el fin de que todos los agentes tengan la misma información a la hora de prever su programación. 9. En los casos en que resulta necesaria la definición de un precio de escasez, ¿Cuál debería ser la metodología de cálculo del precio de escasez? Indique el valor resultante de su aplicación. Indique cual podría ser la metodología de revisión del precio de escasez. --- 10.¿Cómo se deberían establecer las penalizaciones para aquellos generadores que cobrando un pago por servicio de disponibilidad incumplan con los requisitos de disponibilidad? Con un mecanismo similar al de desvíos de programación. El incumplimiento reiterado (por ejemplo, 3 veces al año) supone la pérdida del incentivo. SERVICIO DE DISPONIBILIDAD En cuanto a los sujetos que pueden acogerse a este mecanismo: 11.¿Qué tecnologías deberían poder acogerse a este mecanismo: todas aquellas que puedan proporcionar el servicio de disponibilidad, o únicamente aquellas que pudiendo proporcionarlo, no tendrían incentivo suficiente a encontrarse operativas si no percibieran una retribución adicional? Las centrales térmicas cuyo funcionamiento anual en condiciones normales de mercado no llegue a las 3.500 horas, ya que este pago se hace por necesidades del Sistema (en realidad no se retribuye la disponibilidad, sino que se pretende evitar la decisión de cerrar o hibernar la planta).

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Si falta potencia, la solución de añadir un tercer mecanismo para centrales específicas de punta sería mejor que la de incentivar a grandes centrales para disponibilidad en unas horas limitadas al año. En cuanto al mecanismo de determinación de la retribución: 12.¿Cuál de las opciones le parecen más adecuadas para determinar la retribución del pago por disponibilidad: un pago regulado o un mecanismo de subasta? Pago regulado con revisión anual y ajuste anual de necesidades. En el caso de optar por un mecanismo de subasta: 13.¿Sería conveniente realizar subastas anuales de tal forma que la retribución se estableciera cada año, o por el contrario sería preferible establecer una retribución para un horizonte temporal superior de 3-4 años? --- 14.¿Qué condiciones deben garantizarse previa y durante la subasta para que se considere competitiva?” --- En cuanto a la retribución: 15.En el caso de optar por un pago regulado, indique la metodología para el establecimiento de dicho pago, y el valor resultante de la aplicación de la misma. Se establecería por tecnologías en base a la diferencia entre el coste de operación y mantenimiento, auditado, y la retribución a percibir por casación en el mercado en las horas de funcionamiento previstas en el siguiente año, estimadas por experiencia estadística sobre años anteriores (de forma que el incentivo sea el mínimo posible para evitar el cierre o hibernación de la planta). 16.¿Considera que seis meses de antelación es un plazo suficiente para establecer el precio por el servicio de disponibilidad de cada año?. Sí. En cuanto al producto a ofrecer: 17.¿Qué tecnologías y bajo qué criterios deberían percibir el servicio de disponibilidad? Todo el régimen ordinario de generación térmica que pudiera cumplir los criterios técnicos y cuyo funcionamiento fuera inferior a 3.500 horas anuales. Estos criterios deberían ser definidos por el OS, se propone considerar los siguientes:

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- La condición básica para poder acceder a solicitar el incentivo sería una determinada

disponibilidad estadística para la unidad, en los periodos horarios definidos. - Factores específicos que afectan a la disponibilidad por tecnologías, como por ejemplo

garantías en los contratos de suministro de gas, etc. Las centrales de bombeo hidráulico serían susceptibles de acogerse al mecanismo de pagos por capacidad referido a centrales de punta que se ha propuesto. No se considera adecuado que la generación de régimen especial asociada a procesos industriales (cogeneración) participe de este incentivo, ya que su instalación ya comprende una subvención particular y en principio su programación debería ir ligada al proceso industrial, que puede ser independiente de las necesidades de generación del Sistema. Considerando la propuesta del tercer mecanismo de pagos por capacidad para centrales específicas de punta, el servicio de disponibilidad se aplicaría a una demanda no extrema, puesto que la diferencia con la demanda punta quedaría cubierta por las centrales de punta. A estas centrales de punta, además de una disponibilidad estadística, deberían cumplir unos tiempos de arranque máximos. 18.¿Resulta adecuado contemplar a los consumidores que aportan el servicio de interrumpibilidad como oferentes del servicio de disponibilidad, independientemente de que éste sea un mecanismo complementario al servicio vigente de interrumpibilidad? Consideramos que el servicio de interrumpibilidad debe seguir siendo un margen de seguridad para la operación del Sistema, y por tanto no contemplarse como oferta de disponibilidad. 19.¿Cabría excluir del servicio de disponibilidad o descontar parte de sus ingresos a aquellas centrales que son programadas de forma recurrente por restricciones técnicas zonales? No, puesto que en principio la central no es responsable de la restricción técnica zonal. Lo que habría que plantearse es cómo se resuelve la restricción, si es un problema de red de transporte (planificación) o un problema de generación (propuesta de incluir la localización y tecnología de la central en las subastas de los incentivos a la inversión). El mecanismo de subastas para el incentivo a la inversión que se ha propuesto resuelve este problema, puesto que las nuevas centrales se localizan para resolver las restricciones técnicas existentes. En cuanto a los requerimientos exigidos a los participantes: 20.¿El compromiso de disponibilidad debe ser el mismo para las plantas que reciben el incentivo a la inversión que para aquellas que proveen el servicio de disponibilidad? Sí. 21.¿Con objeto de asegurar la potencia disponible en los períodos de mayor demanda considera que es adecuado establecer una opción de compra por parte del OS a un precio de escasez, o es

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preferible indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda? A la disponibilidad en periodos de mayor demanda definidos a priori, existe suficiente información estadística para ello, con el fin de que todos los agentes tengan la misma información a la hora de prever su programación. 22.¿Cómo se deberían establecer las penalizaciones para aquellos generadores que cobrando un pago por servicio de disponibilidad incumplan con los requisitos de disponibilidad?. Con un mecanismo similar al de desvíos de programación. El incumplimiento reiterado (por ejemplo, 3 veces al año) supone la pérdida del incentivo. 23.En el caso de establecer una opción de compra por parte del OS: Valore la posibilidad de que la opción de compra pueda aplicar sobre el precio de las ofertas asignadas en la resolución de las restricciones técnicas zonales, en aquellas horas en que la central haya resultado programada en este segmento. Consideramos que debe elegirse una alternativa, o la opción de compra o el precio regulado, y que el precio regulado ofrece la posibilidad de diferenciar tecnologías. 24.En el caso de indexar la percepción del incentivo a la disponibilidad en los periodos de mayor demanda: ¿Sería preferible determinar las horas punta, cuando el precio de mercado supere un determinado precio de escasez, o estableciendo unos períodos definidos a priori? Periodos de mayor demanda definidos a priori, existe suficiente información estadística para ello. 25.En los casos en que resulta necesaria la definición de un precio de escasez, ¿Cuál debería ser la metodología de cálculo del precio de escasez? Indique el valor resultante de su aplicación. Indique cual podría ser la metodología de revisión del precio de escasez. --- Firmado:

Victoriano Casajús Díaz Cristina Martínez Vidal Lysys Real S.L. Lysys Real S.L. Presidente Director Técnico NIF 50.783.770 T NIF 31.240.877 T

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ANEXO. JUSTIFICACIÓN DE LA PROPUESTA SOBRE UN NUEVO MECANISMO DE DISPONIBILIDAD PARA CENTRALES DE PUNTA. A. Situación actual y conveniencia de la instalación de centrales de punta. A continuación se expone de forma breve las razones por las que se considera conveniente la existencia de centrales específicas de punta en el Sistema Eléctrico peninsular español.

Para que un Sistema Eléctrico funcione de forma correcta, además de producir la energía eléctrica requerida por la demanda, la generación debe proporcionar un conjunto de recursos, y el Sistema contar con una forma de explotación adecuada, de manera que se consiga disponer de las reservas precisas que aseguran su control (energía rodante o reserva inercial, reservas de potencia primaria, secundaria y terciaria de operación, elementos de control de tensiones).

Un Sistema Eléctrico, que trabaja con ciertos tipos de generación porque es el parque con el que cuenta o de acuerdo a las condiciones del mercado, y que tiene unos requerimientos (conseguir que las centrales generadoras mantengan el equilibrio generación-demanda, realicen el seguimiento de la demanda y respondan a las variaciones de la misma en cualquier condición, en los tiempos establecidos por la reglamentación eléctrica), puede verse en la necesidad de que la generación trabaje en unas condiciones que no sean fácilmente asumibles por algunas centrales, por lo que puede llegar a ser necesaria la instalación de otras centrales que cubran las deficiencias estructurales del Sistema.

En el Sistema Eléctrico Peninsular Español se ha producido un importante cambio en el escenario de operación que se presenta a la generación gestionable. La reducción de la demanda y la instalación masiva de generación no gestionable, de entrada preferente en el mercado, que no participa en los servicios de ajuste, no solamente han supuesto una reducción del “hueco térmico” (horas de funcionamiento de la generación térmica), sino que las exigencias en las horas de funcionamiento son mayores:

• Considerando que la generación no gestionable no proporciona servicios de ajuste y su producción no es controlable, se puede pensar en ella como una curva de “demanda negativa”, asociada a factores meteorológicos. Bajo este punto de vista, la generación convencional, que antes atendía a las variaciones de demanda, debe atender ahora a las variaciones de la curva agregada (demanda – generación no gestionable), donde la energía necesaria para atender a la demanda se ve disminuida en la aportación de la generación no gestionable, esto es, menos horas de funcionamiento para el resto de centrales, por ambos factores (reducción de la demanda y aporte de generación no gestionable).

• Un problema adicional es que en el caso de la generación eólica, los patrones de generación son frecuentemente opuestos a la curva de la demanda (mayor producción en horas nocturnas que desciende cuando la demanda aumenta hacia la punta de la mañana). Técnicamente, el “requerimiento” (curva de suministro) para la generación convencional, definido como curva de demanda – curva de generación renovable, tiene una forma peor que la característica natural de la demanda: mayores ratios punta/valle, con mayores pendientes de subida, especialmente en la transición valle nocturno-punta de la mañana.

• En el caso de la generación solar el problema es menor por la aportación en las horas diurnas, aunque igualmente la generación disminuye hacia la punta de la tarde.

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Para el Operador del Sistema, “puesto que existe un mínimo para la generación gestionable (mínimo técnico de generadores, hidráulica fluyente), hay un ratio [de requerimiento] a partir del cual es necesario desacoplar en tiempo real generación convencional en horas valle para acoplarla horas después con objeto de cubrir la punta de la demanda; debido a la necesidad de mantener generación convencional acoplada en horas valle para garantizar la cobertura de la punta (elevado tiempo de arranque) y debido a los requerimientos de los servicios complementarios, existe otro ratio a partir del cual es inevitable la reducción de generación eólica” (Ref: REE Presentación 2).

Es decir, al unir tres factores:

- la forma de la curva de la demanda, con su rampa de subida valle nocturno-punta de la mañana

- la característica de la producción no gestionable, fundamentalmente la eólica

- los tiempos de arranque de las unidades térmicas

resulta una secuencia de medidas de operación que lleva a reducción de la generación convencional desconexión de la generación convencional desconexión de la generación no gestionable.

Esta forma de actuación viene dada por tanto como consecuencia de intentar llevar al extremo la integración de energía renovable en el Sistema Eléctrico, y produce ineficiencias en el funcionamiento de las centrales térmicas.

El resultado es que se presenta un escenario desincentivador a la inversión en nueva potencia firme:

- Las unidades hidráulicas y térmicas funcionan en regulación de modo casi permanente. - Las unidades térmicas funcionan frecuentemente a baja carga, con la consiguiente pérdida de

rendimiento, al tratar de combinar dos condiciones, la preferencia de la generación renovable con la necesidad disponer de potencia firme arrancada con hora de antelación para la condición de demanda punta.

- Numerosos arranques/paradas de las unidades térmicas, lo que supone acortar la vida útil de

las centrales. - Como se ha indicado, la curva de suministro para la generación convencional es una curva

con disminución progresiva de la energía horaria anual, con lo que ofrece menos horas de funcionamiento a las centrales.

- Sin embargo, el margen de cobertura del Sistema debe cumplirse para la demanda máxima,

(punta de demanda de la tarde de invierno), en la que la participación de las centrales no gestionables es solamente una pequeña fracción de la potencia instalada; los requerimientos de potencia instalada firme de diseño no han disminuido, y aumentarán cuando la demanda recupere su senda de crecimiento.

- En el periodo de introducción de energías no gestionable de forma masiva, las necesidades

de reservas operativas han aumentado, aunque no su utilización; el problema es el mismo, los criterios de diseño del Sistema se mantienen y la incertidumbre aumenta, al incrementarse el

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número de componentes del Sistema no gestionables y sujetos a previsión no programable (demanda, generación no gestionable de fuente primaria renovable)

- Existe un aumento de emisiones que se produce por el funcionamiento a bajas cargas de las

centrales de ciclo combinado, que en el momento actual están cubriendo la regulación debida a las plantas no gestionables, y que debería tenerse en cuenta para calibrar el ahorro de emisiones de gases de efecto invernadero por inclusión de plantas de energías renovables no gestionables.

- Los precios de mercado y de los servicios de regulación no incentivan por sí solos la

instalación de la potencia necesaria. De acuerdo a la información publicada por el Operador del Sistema, aunque actualmente el margen de cobertura es adecuado y la demanda se encuentra en recesión, se necesita nueva potencia firme en el Sistema en el corto plazo, y esto es debido a la forma de funcionamiento adoptada para la integración de la generación no gestionable, con preferencia de entrada en el mercado pero sin obligación de participar en el control del Sistema. En nuestra opinión, prolongar este modelo solamente con la modificación del actual mecanismo de pagos por capacidad solamente contribuye a prolongar la ineficiencia del Sistema. Si el Sistema Eléctrico español pretende seguir funcionando sin contribución de la generación no gestionable al control del mismo, es necesario encontrar elementos adicionales que proporcionen los recursos de ajuste y que modifiquen de alguna manera los patrones de requerimiento a la generación gestionable (aunque entendemos que la solución debería completarse con la obligación a la generación no gestionable a proveer todos los servicios de ajuste que tecnológicamente sea capaz y a contratar el resto, de forma que la generación no gestionable no sea una carga excesiva en el Sistema). Uno de los elementos que podría modificar el modelo actual sería la instalación de centrales específicas de punta con característica de arranque rápido y alta capacidad de variación de carga. Estas centrales se dedicarían al suministro de las puntas diarias de demanda, en los horarios habilitados por el Operador del Sistema, procedimiento que presentarían las siguientes ventajas:

- Mejora de la forma de la curva de requerimiento a la generación gestionable, al eliminar las zonas de demanda punta

- Esto a su vez supone una mejora de la eficiencia del conjunto de la generación gestionable, al permitir mayores niveles de carga; la característica de arranque rápido evita la necesidad de disponer de unidades arrancadas con horas de antelación para cubrir la demanda punta

- Y además contribuye a la disminución de la necesidad de vertidos de generación eólica en el valle nocturno, actualmente condicionados por los tiempos de arranque de las unidades térmicas necesarias para la demanda en la punta de la mañana

La propuesta sería aplicable a centrales con turbinas aeroderivadas (turbinas de gas) de arranque rápido, siempre que los contratos de gas asociados aseguraran la garantía de potencia; y dependiendo del año hidráulico, a centrales hidráulicas dedicadas a este servicio.

La instalación de centrales de punta llevaría a un cambio en el diseño del Sistema, con lo que sería necesario modificar los criterios de los estudios de cobertura, figuras 1 y 2.

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En la figura 1 se representa la demanda, la curva demanda+reservas (definida supuestamente teniendo en cuenta la previsión de la generación no gestionable) y la condición de cálculo de la cobertura, la punta de potencia. En este “cálculo” se habrían tenido en cuenta las reservas de operación y las indisponibilidades de generación, no aplicando un factor de seguridad sobre la demanda ni considerando aporte desde las conexiones internacionales. La zona rayada en azul es una zona de ineficiencia; si las reservas están bien calculadas, solamente en la condición de punta se hace necesaria toda la potencia instalada, en el resto del día el parque generador estaría sobredimensionado, con unidades funcionando a baja carga o paradas.

En la figura 2 se ha representado el mismo Sistema, con la misma potencia instalada total pero dividida en dos grupos: un grupo de centrales de base y de unidades de funcionamiento en periodos de demanda intermedios, y un grupo de centrales punta. El “cálculo” del margen de cobertura da el mismo resultado (en realidad, habría que aplicar factores específicos al haberse modificado la composición del parque de generación, pero el razonamiento es válido cualitativamente), y la zona de ineficiencia se reduce. En la figura se marca, aproximadamente, el rango horario de funcionamiento de las unidades de punta.

En este ejemplo:

- Las centrales de punta son un elemento de diseño económico del Sistema, que vienen dadas por la forma de consumo; no tanto un elemento de seguridad, puesto que a lo largo del día, otras unidades se encargan de proporcionar las reservas de potencia necesarias.

- El ahorro no viene dado solamente por reducir la “sobredimensión” relativa del resto del parque de generación; además se mejora el funcionamiento cuando el ratio de requerimiento entre el valle nocturno y la punta de la mañana sea muy alto, ya que no es necesario tener tantas unidades térmicas a baja carga en el valle para poder dar la primera punta, puesto que las unidades de punta arrancan en tiempos muy cortos.

Pese a que aparentemente los efectos son siempre positivos, puesto que la central de punta es un elemento que pretende reducir el coste global del funcionamiento de la generación, es necesario evaluar si efectivamente la mejora en el rendimiento del resto del parque compensa las horas que pierde generación y la retribución adicional que necesitan las centrales de punta térmicas para que su negocio sea viable.

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Figura 1. Sistema sin centrales de punta Figura 2. Sistema con centrales de punta

margen de cobertura > 10%

t, h

∑indisponibilidades

P, MW Pinstalada

margen de cobertura>10%

demanda

demanda+ reservas operación

Zona de “sobrecapacidad” (ineficiencia)

P, MW Pinstalada

demanda

demanda+ reservas operación

Zona de “sobrecapacidad” (ineficiencia)

Pinstalada base+unidades intermedias y de regulación

Pinstalada centrales punta

t, h

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Las figuras 1 y 2 son un ejemplo conceptual sobre una curva de demanda tipo, que corresponde a la del Sistema Eléctrico Español. Hay que comentar que en ambas figuras la potencia total instalada se mantiene, a fin de poder mostrar las zonas de “sobrecapacidad” en términos similares. La presencia de las centrales de punta lo que hace en realidad es modificar la forma de la demanda del Sistema, dividiéndola en dos partes:

- Franja horaria de punta, que tiene que ser atendida por toda la potencia instalada (incluyendo las centrales de punta)

- Franjas horarias no punta, que tienen que ser atendidas por la potencia de base y las unidades intermedias (la centrales de punta no intervendrían en principio en estos horarios, aunque por su capacidad de arranque rápido estarían disponibles).

Eso quiere decir que la curva del Sistema fuera del horario punta se aplana, y por tanto a efectos de planificación/previsión de la generación necesaria para cumplir con los criterios de los estudios de cobertura de generación es como si la punta máxima del Sistema se redujera, con lo cual la potencia instalada necesaria para esos periodos “de puntas no máximas” se reduce respecto a los estudios actuales Un segundo análisis de cobertura estudiaría la punta real, atendida por toda la generación disponible. En términos reales lo que esto significa es un retraso en la necesidad de nuevas inversiones en grandes centrales (grupos de 400 MW) frente a incorporar al Sistema algunas unidades de punta (grupos de 50-200 MW) (es decir, se atendería al crecimiento de la punta de la demanda con unidades de tamaño adecuado, no con grandes unidades que deberían incorporarse cuando las necesidades medias de energía aumentasen suficientemente).

Una vez instaladas en el Sistema, con objeto preferente de funcionar como centrales de punta, podrían aprovecharse sus características de regulación rápida para:

o suplir parcialmente la regulación secundaria y terciaria proporcionada por otras centrales gestionables térmicas, mejorando el grado de carga y el rendimiento de éstas, o la proporcionada por unidades hidráulicas, que dependen del año hidráulico.

o establecer centrales virtuales con unidades no gestionables, que resultaran transparentes al Operador del Sistema y realizaran la provisión completa de servicios de ajuste y regulación, incluyendo el control de tensiones

o establecer centrales virtuales con unidades no gestionables para estabilizar los programas de producción

o emplearlas como unidades de aporte de inercia, de potencia de cortocircuito y de control de tensión.

Dado los costes de inversión y operación de este tipo de centrales, con los actuales precios de mercado y servicios de ajuste sería necesario establecer un esquema retributivo especial, con un concepto esencialmente similar al del actual pago por capacidad, de una cuantía suficiente para cubrir los costes de inversión, retribuyendo la energía a precios de mercado. Como consideración adicional, el mejor aprovechamiento de las plantas de arranque rápido y alta capacidad de variación de carga se haría si fueran herramientas al servicio del Operador del Sistema, cuestión que actualmente la normativa no permite.

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B. Condiciones de aplicación y argumentación Propuesta: establecer un mecanismo adicional de pagos por capacidad para centrales de punta dedicadas de forma preferente a atender el suministro de las puntas diarias, en los horarios habilitados por el Operador del Sistema, pudiendo funcionar como centrales de regulación en otros periodos. Las centrales que se consideran que podrían atender a este servicio serían de dos tipos:

• Centrales con turbinas de gas aeroderivadas • Centrales hidráulicas, dependiendo del año hidráulico

La retribución especial solicitada atendería a dos aspectos:

o Potencia firme (concepto similar al de pagos por capacidad, pero aplicado a la punta diaria)

o Elemento de mejora del funcionamiento del conjunto del Sistema (incremento de eficiencia global)

o Hay dos opciones, o no se pagan los servicios complementarios o se reduce la

retribución base y se permite funcionar en estos mercados. Consideramos que estas opciones son excluyentes, o una o la otra.

Condiciones de aplicación:

o Es necesario establecer un cupo de instalaciones a las que se aplicarían las condiciones de la propuesta. Este cupo debe ser establecido por el Operador del Sistema para distintos horizontes temporales, se puede presentar una propuesta basada en la información de potencia/horas de consumo punta en los últimos años.

o La participación de este tipo de unidades en los mercados diarios debería hacerse únicamente en los horarios habilitados por el Operador del Sistema (horarios de consumo punta), para evitar que una instalación térmica subvencionada compitiera con el resto de la generación gestionable.

o Se solicitaría poder participar en los mercados de ajuste, teniendo en cuenta las dos opciones de retribución (punto anterior)

o Estarían sometidas a las normativa general (procedimientos de operación), incluyendo el funcionamiento por restricciones técnicas si fuera necesario.

o En caso de aplicación a turbinas aeroderivadas, la garantía de potencia se asociaría al contrato de suministro de gas

Argumentos técnicos

o Disponer de centrales de tiempos de arranque reducido suponer poder modificar el requerimiento de funcionamiento al resto de centrales gestionables:

o Mejora de eficiencia global por cobertura de las puntas extremas anuales

o Mejora del funcionamiento diario:

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Mejora del ratio de requerimiento a la generación gestionable Mejora la forma de la curva de requerimiento al “eliminar” la zona de

punta Aumenta el grado de carga medio de las unidades térmicas Alivio de las exigencias de regulación continua

o En determinadas condiciones de operación

Se facilita la integración de unidades no gestionables en el valle

nocturno Se evita la necesidad de arranques/paradas de unidades térmicas

o Se agrega potencia firme al Sistema, de la dimensión adecuada, en un entorno

desincentivador para la instalación de nuevas unidades térmicas (carbón, nuclear o ciclos combinados)

o Alternativa convencional a herramientas no convencionales (gestión de la

demanda, vehículo eléctrico, etc.)

Aspectos económicos

o La solicitud de una retribución especial para centrales de punta debería poder contrastarse contra una mejora económica global; sin embargo, no es posible realizar una cuantificación rigurosa del “ahorro” que podría suponer una central de puntas, salvo en un esquema teórico de despacho económico óptimo. En un esquema de mercado libre, se supone que los agentes optarían por reducir el número de unidades arrancadas, elevar los niveles de carga de las unidades y evitar unidades funcionando a baja carga, pero esto no es posible determinarlo a priori.

o Se pueden apuntar argumentos generales:

Por parte de los propietarios de determinadas unidades de generación, en particular los ciclos combinados, se reclama en la actualidad una mejora de los pagos por capacidad no solamente por cuestiones de disponibilidad sino por su modo de funcionamiento en regulación continua. Frente a esto, se propone una retribución especial para un conjunto limitado de unidades de punta, que aliviarían los requerimientos de regulación al resto de centrales gestionables.

La dimensión de las nuevas unidades a instalar se reduce, adecuándolo al

crecimiento de la potencia demandada en los horarios de punta. Por tanto, los incentivos a la garantía de potencia por el servicio a largo plazo podrían reducirse, ya que no harían falta unidades de gran dimensión hasta que la energía media demandada crezca, esto es, se podría retrasar la necesidad de inversión en plantas de gran dimensión.

La central de puntas como alternativa convencional a otras herramientas no

convencionales propuestas por el Operador del Sistema para la reducción de

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las puntas anuales del Sistema (como la gestión de la demanda).

La central de puntas como alternativa convencional a otras herramientas no convencionales propuestas por el Operador del Sistema para la mejora del ratio de requerimiento a las centrales gestionables (como el vehículo eléctrico)

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2. “La situación del Sistema Eléctrico Español”. Junio 2011. 3. “El vehículo eléctrico. Visión del Operador del Sistema”. Mayo 2011. 4. “Contribución de la generación nuclear en el Sistema Eléctrico Español”. Noviembre

2010. 5. “Contribución de las Empresas de Servicios Energéticos a la operación del Sistema”.

Septiembre 2011. 6. “Mix de generación y operación del Sistema Eléctrico”. MixGenera 2011, Noviembre

2011. 7. “Capacity of integration of wind farms within the Spanish Power System. Perspectives

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2010. 9. “Garantía de potencia”. Seminario sobre ahorro y eficiencia energética UPM. Noviembre

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Presentación “Los retos de la elevada integración de electricidad de origen eólico en la red”. MixGenera 2011. Anuario 2011