La liberalización del sector eléctrico europeo (el mismo modelo de liberalización se puede encontrar en otros países), promovida por la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo, ha supuesto que las grandes compañías eléctricas, que tradicionalmente han representado una serie de papeles como generadores, transportistas, distribuidores y minoristas, se hayan dividido en un conglomerado de diferentes empresas, cada una con un papel muy específico.
En la mayoría de los casos, esta separación de funciones ha venido determinada por una incompatibilidad de actividades establecida por la citada directiva o por la aplicación particular de la directiva en forma de ley en los distintos estados que componen la Unión Europea. Así, por ejemplo, la generación y el transporte o distribución de electricidad son actividades incompatibles y, por tanto, una empresa propietaria de unidades generadoras de energía no puede ser propietaria/operadora de redes de transporte o distribución de electricidad.
Fig. 1 Esquema simplificado de las interacciones entre los actores del sector eléctrico
En el esquema de la Fig. 1 podemos ver un esquema simplificado de los diferentes agentes que existen en el sistema eléctrico. Como podemos observar, tradicionalmente, y suponiendo que no existe generación distribuida en la red de distribución, la energía es inyectada a la red de transporte por las empresas generadoras (GENCOs), esta energía circula por la red de transporte (propiedad de una denominada TRASCO o también TSO) a alta tensión para reducir las pérdidas y la tensión se reduce una vez que se aproxima el consumo final. Esta reducción de tensión se realiza a través de subestaciones reductoras que conectan la red de transporte de alta tensión con la red de distribución de media tensión propiedad de una empresa distribuidora (DISCO o DSO). Hay usuarios finales que obtienen la energía de la red de distribución de media tensión (o incluso de la red de transporte), pero la gran mayoría de los usuarios domésticos obtienen la energía de la red de distribución de baja tensión que está conectada a la red de media tensión a través de pequeños centros de transformación de distribución.
En relación a las interacciones entre agentes y los roles de cada uno, podemos ver en el diagrama como el comercializador establece contratos energéticos con el consumidor, el establecimiento de este tipo de contratos está totalmente liberalizado permitiendo la prestación de diferentes servicios que van desde los convencionales con un término de energía, hasta las denominadas tarifas planas en las que el consumidor básicamente paga una cuota fija y puede consumir energía "ilimitada" con la única restricción de no superar una determinada potencia. Otro tipo de tarifas más sofisticadas incluyen los llamados programas de respuesta implícita a la demanda en los que la comercializadora envía al consumidor una señal de precios el día anterior o en tiempo real para que el consumidor ajuste su consumo a esas señales de precios.
Para adquirir energía, el minorista la compra al mercado mayorista de electricidad presentando ofertas de compra de energía. El operador del mercado gestiona el pool eléctrico y se encarga de casar las ofertas de compra de energía presentadas por los minoristas con las ofertas de venta de energía presentadas por los generadores. Generación y venta al por menor no son compatibles porque las estrategias de presentación de ofertas al pool de estos dos agentes son opuestas, mientras que los minoristas persiguen la compra de energía al menor precio posible, los generadores pretenden obtener el precio más alto. La actividad de compra-venta de energía es también una actividad liberalizada ya que los agentes que realizan ofertas de compra-venta de energía al pool son libres de seleccionar los precios de oferta y los paquetes de energía siempre dentro de unos límites preestablecidos por el regulador.
Una vez que el minorista ha adquirido los paquetes de energía, necesita transportar esa energía hasta el consumidor final siguiendo el flujo energético descrito anteriormente, para lo cual debe pagar una tarifa de acceso a los transportistas y también a los distribuidores por el uso de sus redes. En la mayoría de los países europeos, el transporte y la distribución funcionan como monopolios geográficos, es decir, una vez que una empresa tiene desplegada su red en una determinada zona geográfica, otra empresa no puede desplegar una segunda red redundante. Como contrapartida, en estos casos, el regulador clasifica tanto el transporte como la distribución como actividades reguladas (frente al resto de actividades liberalizadas), y por tanto fija los precios que los terceros agentes tienen que pagar a los propietarios de las redes de distribución y transporte por el uso de sus redes. De forma muy simplificada, podríamos decir que los generadores reciben ingresos por la venta de electricidad en el mercado mayorista, y los transportistas y distribuidores reciben ingresos regulados por el pago de la tarifa de acceso pero también por las inversiones que realizan para mantener sus redes en condiciones óptimas. El comercializador por su parte recibe sus ingresos de los contratos de suministro establecidos con los consumidores y sus principales gastos son el pago de las tarifas de acceso a distribuidores y transportistas y el pago por la energía obtenida a través del mercado mayorista. También existe una modalidad en la que comercializadores y generadores establecen contratos bilaterales obviando el mecanismo de casación del pool (un ejemplo de ello serían los Power Purchase Agreements o PPAs ).
El procedimiento descrito anteriormente se aplica a varios tipos de mercados, pero especialmente al denominado mercado diario, en el que los generadores y los minoristas negocian los paquetes de energía que se venderán/comprarán en cada una de las 24 franjas horarias (cada una de las cuales representa una hora) del día siguiente. Hay que señalar que una vez cerrado el mercado diario y casadas todas las ofertas de compra y venta, el operador del mercado (MO, representado en la Fig 1 como el pool) comprueba con el operador de la red de transmisión (TSO) si la red de transporte es capaz o no de gestionar los flujos de energía resultantes de las transacciones energéticas. Si no se cumplen las restricciones técnicas relacionadas con la sobrecarga de los elementos de la red de transporte y los niveles de tensión, el TSO activa un conjunto de mecanismos de corrección que modificarán la casación realizada por el MO y que se explican más adelante en este documento.
En los párrafos anteriores y en el diagrama de la Fig. 1, en aras de la simplicidad, se ha supuesto que tanto los minoristas como los generadores operan individualmente en el mercado. Sin embargo, al hacerlo, son responsables de los posibles desequilibrios energéticos. En otras palabras, los generadores son responsables de generar la energía que han vendido y los minoristas de entregar la energía que han comprado.
Diseñar la mejor estrategia para operar en el mercado así como responsabilizarse del balance energético en cada uno de los denominados periodos de liquidación de desbalances (PLE) es una tarea muy compleja y especializada. Una mala estrategia a la hora de diseñar las ofertas de compra y venta puede llevar a quedarse fuera de la ecuación. Por otro lado, una vez cerrada una determinada oferta, mantener el saldo comprometido durante cada una de las 24 horas también es complicado.
Por ello, tanto generadores como comercializadores suelen cerrar acuerdos con empresas comercializadoras especializadas que diseñarán las estrategias de operación optimizadas para sus clientes (que en este caso serán unidades de generación, comercializadoras u otras unidades de consumo). Nos referiremos a este tipo de empresas como Responsables de Balance (RPB). Hay que tener en cuenta que aunque la generación y la venta al por menor no son actividades compatibles, se permite que un generador y un minorista contraten los servicios de un mismo BRP, y así suele ocurrir. Un BRP suele tener en su cartera tanto comercializadores como generadores con diferentes tecnologías, ya que la gestión conjunta de una amplia y variada cartera de clientes permite compensar ciertos desbalances con otros, reduciendo así su riesgo de desbalances y el coste directamente generado por los mismos (penalizaciones). Los BRP y su papel se representan en la Fig. 2. En esta representación se ofrece una representación más realista de cómo interactúan los diferentes agentes en el mercado de producción.
Fig. 2 Representación del mercado de producción teniendo en cuenta los PRB
El mercado diario mencionado anteriormente es denominado de producción. La misión de los mercados de producción es cerrar las transacciones de energía entre los agentes que van a realizar el intercambio de energía en un horizonte temporal que dista al menos unas horas del cierre del mercado. Los mercados de producción suelen ser operados por el operador del mercado (MO, representado en la figura como el "pool") y, además del mercado diario, existen una serie de mercados intradiarios en todos los países europeos. Existen dos tipos de mercados intradiarios, los convencionales (mercados de subasta intradiaria) y un mercado intradiario continuo también llamado (acoplamiento intradiario único).
En cuanto a los mercados intradiarios convencionales, suelen durar una hora y su ventana de aplicación está separada unas horas del cierre. Por ejemplo, en el caso del mercado ibérico de electricidad que afecta a España y Portugal, el primer mercado intradiario se extiende de 14:00 a 15:00 horas y gestiona las transacciones de energía desde la medianoche del mismo día (día D) hasta la medianoche del día siguiente (día D+1). El resto de los mercados intradiarios se escalonan en el tiempo, abriendo a las 17:00, 21:00, 01:00, 04:00 y 09:00 horas. Tienen una duración aproximada de una hora y gestionan las transacciones de energía que pueden realizarse desde aproximadamente 3 horas después del cierre hasta la medianoche del día D+1. La Fig. 3 muestra la estructura y los periodos de aplicación de los distintos mercados.
En el caso del mercado intradiario continuo, la diferencia con el mercado convencional es que las rondas son continuas y pueden participar agentes de todas las zonas europeas mientras no se alcance la potencia máxima en los puntos de interconexión internacionales. Además, las transacciones de energía sólo pueden acordarse con una hora de antelación.
Es muy importante señalar que, en el mercado diario, los generadores o sus respectivos representantes en el mercado (BRP) representan el papel de vendedores de energía, mientras que los minoristas o sus respectivos representantes en el mercado (BRP) desempeñan el papel de compradores. Esto no tiene por qué ser así en los distintos mercados intradiarios. Supongamos, por ejemplo, que un generador ha vendido en el mercado diario del día D, 10MWh para el periodo horario comprendido entre las 14:00 y las 15:00 horas del día D+1. Sin embargo, a las 23:00 horas del día D el generador detecta una avería en uno de sus grupos y determina que para el periodo estudiado sólo podrá producir 8MWh. El generador podría esperar a la apertura del siguiente mercado intradiario (Intradiario número 5 que abre a la 1 de la madrugada del día D+1) y comprar los 2MWh restantes para mantener el equilibrio. Podría darse el caso de que estos 2MWh los vendiera un minorista que los ha comprado en el mercado diario pero ha determinado que no podrá entregarlos.
En los apartados anteriores se ha explicado cómo se realiza la compraventa de energía en el mercado diario y cómo se establecen las correcciones en los sucesivos mercados intradiarios. Como se ha visto, existen mecanismos de corrección en los distintos mercados de producción que permiten corregir desequilibrios imprevistos en el momento del cierre del mercado intradiario pero previstos en las horas sucesivas.
Sin embargo, obviamente, la suma de la potencia eléctrica demandada más las pérdidas del sistema tiene que ser igual a la generación en todo momento. Mantener el equilibrio energético en los Períodos de Liquidación de Desequilibrio no es suficiente para la estabilidad del sistema. Cuando se produce un desequilibrio, la frecuencia del sistema se ve afectada de tal forma que si la generación supera a la demanda más las pérdidas, la frecuencia aumentará. La frecuencia disminuirá si la demanda más las pérdidas superan a la generación.
El gestor de la red de transmisión TSO dispone de un conjunto de mecanismos de mercado que le permiten mantener este equilibrio en todo momento mediante el control de la frecuencia y los denominados proveedores de servicios de equilibrio (BSP). Estos mecanismos de mercado se agrupan en lo que se denominan mercados de operación. La diferencia entre los mercados de producción y los de operación es que, en el caso de los mercados de operación, son gestionados por el operador del sistema (TSO) y no por el operador del mercado (MO). Además, los mercados de producción son mercados de energía porque lo que se negocia son paquetes de energía, mientras que los mercados de operación son mercados híbridos. Son mercados híbridos porque son mercados de energía pero también de capacidad, donde en algunos casos se remunera a determinados agentes por la capacidad de producir o variar su generación/consumo. En general, podríamos decir que los BRP participan en los mercados de producción mientras que los BSP participan en los mercados de operación. En el caso general los BRPs y los BSPs pueden ser agentes diferentes (como por ejemplo el caso de Bélgica), en ese caso las transacciones de servicios de balance realizadas por un determinado BSP afectarían a uno o más BRPs. Es muy común que la función de PSB sea asumida por una empresa del tipo de los PSB, ya que estas funciones no están separadas en muchos países europeos.
Fig. 3 Esquema de los distintos tipos de mercados eléctricos
Los servicios de equilibrado que un PSB o, en su defecto, un PRB puede prestar al GRT son variados y se describirán a continuación.
Por un lado, está la regulación primaria también llamada reservas de contención de frecuencia (FCR), que es un servicio descentralizado de control de frecuencia obligatorio para todos los generadores capaces de proporcionarlo. Tradicionalmente, este tipo de generadores solían ser grandes generadores con una inercia muy elevada, pero hoy en día cualquier carga o generador que pueda actuar rápidamente ante un cambio de frecuencia podría proporcionar la regulación primaria. La variación de potencia que realiza un elemento ante la activación de la regulación primaria no necesita mantenerse en el tiempo más allá de unos segundos. En el caso de los prosumidores, si pudieran actuar muy rápidamente ante variaciones de frecuencia, podrían ser proveedores de regulación primaria. La remuneración de la capacidad de regulación primaria varía de un país a otro, mientras que en países como España es un servicio obligatorio pero no remunerado. En países como Bélgica, Países Bajos o Alemania la capacidad de regulación primaria se subasta semanalmente.
Además de la regulación primaria, las regulaciones secundaria y terciaria son también servicios de equilibrio. En el caso de la regulación secundaria, se trata de un servicio de control de potencia-frecuencia que se gestiona de forma centralizada y con mecanismos de mercado, a diferencia de la regulación primaria, que actúa automáticamente de forma descentralizada. Es decir, los generadores que modifican su potencia en el caso de la regulación primaria lo hacen porque están programados para funcionar sin recibir ninguna orden externa ni tener un control central que los coordine. Esto se debe a la necesidad de una actuación muy rápida en el caso de la regulación primaria. Sin embargo, en el caso de la regulación secundaria, la variación de potencia necesaria para ajustar la frecuencia del sistema se realiza unos segundos después de que se haya producido la fluctuación de frecuencia. La variación de potencia proporcionada por la regulación secundaria sustituye entonces a la regulación primaria y se despacha automáticamente pero de forma centralizada, por eso también se denomina Reservas Automáticas de Restablecimiento de Frecuencia (aFRR).
La regulación secundaria de subida o bajada de potencia debe mantenerse durante un periodo de liquidación de desbalances (PLE), tradicionalmente de 15 minutos. Tradicionalmente ha sido un servicio obligatorio pero remunerado para las unidades de generación que podían prestarlo, pero el servicio también podía ser prestado por prosumidores o unidades de demanda. En este servicio se remunera la disponibilidad para aumentar o disminuir potencia, así como la energía extra que se inyecta o deja de inyectar al sistema si se activa la regulación secundaria. En países como España, este servicio se subasta el día D afectando al día D+1 como se puede observar en la Fig. 3. El coste de este servicio se transfiere a las unidades de demanda y generación que generaron el desequilibrio o a las BRP que representan a dichos agentes.
La regulación terciaria es similar a la regulación secundaria, pero actúa una vez transcurrido un periodo de liquidación de desequilibrios para liberar la regulación secundaria y puede extenderse varias TSI, 2 horas en el caso de países como España. Los servicios de regulación terciaria también reciben el nombre de Restablecimiento de Reserva de Frecuencia manual. Normalmente, las unidades que se suscriben a este servicio están obligadas a ofrecer una banda de regulación ascendente o descendente.
