El Mercado cuartohorario de electricidad

El Mercado cuartohorario de electricidad

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1. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía El Mercado cuartohorario de electricidad
2. BIENVENID@ Agradecemos tu participación en el Webinar. Vamos a dar unos minutos de cortesía para que accedan los asistentes. Aprovechamos para explicarte el funcionamiento, para un mejor aprovechamiento del Webinar: • CHAT: Utilízalo únicamente para comunicar problemas técnicos. • PREGUNTAS Y RESPUESTAS: Estamos deseando recibir tus preguntas, queremos que el evento sea participativo. • Por favor, deja tus preguntas en esta opción y serán respondidas por los compañeros de Neuro Energía directamente por ese mismo canal, o de viva voz al final de la presentación. • Si quieres puedes identificarte y dejar un correo electrónico por si no tenemos tiempo de responder a tu pregunta en el evento. • Las preguntas son solo visibles para ti, salvo que sean respondidas, que son visibles para todos los asistentes. • LEVANTAR LA MANO: Por favor, no uses esta opción. Todos los asistentes tendréis el micrófono cerrado por defecto En unos días recibirás un correo electrónico con las presentaciones y la grabación del Webinar
3. Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía
4. Neuro Energía o COMERCIALIZADORAS (POWER y GAS): Asesoría (inicio de actividad, operaciones, gestión, estrategia, legal, futuros, proyección de garantías, etc.). Gestión en mercado a éxito. Neuro360 (Compra, contratación, switching, facturación, ERP/CRM/BI, etc.). Backoffice completo. o PRODUCTORES: Asesoría. Gestión en mercado a éxito. Servicios de ajuste. Neuropool. Backoffice para representantes. Centro de Control o COMUNIDADES ENERGÉTICAS SmartCEL – Gestor de Comunidades Energéticas o DISTRIBUIDORES NeuroPhi – Software de gestión completo para distribuidores (Switching, facturación, medidas, informes, rutas, etc.) o FORMACIÓN info@neuroenergia.com
5. ACENEL o Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes de electricidad (NO Gas, NO petróleo, NO IBEX 35, NO representación). o La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (40). o Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. o Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. o Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. o Participación activa y difusión a los socios de comités y grupos de trabajo: CAM, CTSOSEI, Cambio de Comercializador CNMC, Seguimiento de Medidas de REE, etc. o Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. o Eventos con ponentes e invitados de interés. info@acenel.es
6. ÍNDICE 1.Antecedentes y Hoja de Ruta 2.Cálculo del Desvío 3.Medidas 4.OMIE
7. ANTECEDENTES Y HOJA DE RUTA
8. Antecedentes Ya tenemos: • Previsiones del OS en Qh (demanda, eólica, solar…). • Programas con resolución Qh (aunque para los comercializadores todos los Qh de una hora sean idénticos). • Servicios de Ajuste Qh (RRTT en TR, RR, Terciaria y Secundaria) – Fase I – RRTT PDBF horario. • Liquidación Qh a los BSP (Proveedores de Servicios de Ajuste). Pendiente: • MTU (Market Time Unit) en OMIE a Qh. Previsto para mediados de Mar’25. • Paso a ISP (Imbalance Settlement Period): Liquidación del desvío Qh. Dic’24 – Fase I b • Procedimientos de Operación de Medidas. A la espera del MITERD – Fase II Durante unos meses (desde el paso a ISP y hasta el MTU 15, tendremos desvíos cuartohorarios sin posibilidad de realizar las programaciones de energía cuartohorarias, pero habrá un transitorio. Fase I b
9. Hoja de Ruta Fuente: REE
10. Hoja de Ruta Fuente: REE ISP15 MTU15 Existió una posibilidad sobre la mesa en la que, si se retrasa el MTU15 más allá de mediados de marzo, permitir que el MIC se negociase en periodos Qh en el MIBEL, mientras que las subastas seguirían siendo en periodos horarios.
11. Transitorio • Impacto del ISP15 con MTU60: ↑↑↑ volumen de desvíos (mismo Programa Qh, variando la medida, aparecen desvíos contrapuestos en Qh, los cuales se estarían actualmente neteando en el conjunto de la hora). • La regulación europea impone a los NEMOs la obligación de facilitar a los participantes en el mercado la oportunidad de comerciar con la energía en MTU al menos tan breves como el ISP. Pero los NEMOs no llegan al 1 de enero de 2025 y ni siquiera hay garantía de que OMIE pueda introducir MTU15 el 18 de marzo de 2025. • Con objeto de paliar el impacto del periodo transitorio ISP15-MTU15 sobre los BRP, REE propuso a la CNMC una solución alternativa → calcular la medida Qh de las UP que no participan en balance dividiendo entre cuatro su medida horaria. • Varios sujetos solicitan que su aplicación sea dinámica (que no se distinga entre las UP en función de si son proveedoras de servicios de balance, sino en función de la asignación efectiva de dichos servicios en cada periodo de programación) → No es factible con el ámbito de las medidas (su captura y procesamiento en H o Qh depende de la habilitación de una unidad en balance, y no puede adaptarse en función de las asignaciones de mercado) y requeriría un plazo de implementación muy superior al disponible. Esto implica problemas, por ejemplo, en periodo de amanecer y anochecer en UP FV con balance.
12. CÁLCULO DEL DESVÍO
13. Cálculo Desvío Medida BC BRP (incl. Vertidos Aut. Comp.) Posición Final BRP (PHFC y cambios de programa) Energías de Balance, SRAD y RRTT TR Desvio BRP Exportación y Adquisición signo negativo Importación y Generación signo positivo a) Desvío a subir, tiene signo positivo, su sentido es de mayor generación o menor consumo □ Precio de cobro desvío a subir (tiende a ser menor que el precio del Mercado Diario). b) Desvío a bajar, tiene signo negativo, su sentido es de menor generación o mayor consumo □ Precio de pago desvío a bajar (tiende a ser mayor que el precio del Mercado Diario).
14. Cálculo Desvío – Fase I b • Medida BC BRP MUCQH (medperqh en BC), VERTQH y UPRQH • UP Balance y SRAD: Medida Qh ¿y RRTT TR? • Resto UP: Medida H / 4 • Pérdidas BC: Qh (inicialmente se estimarán H → Qh) kestimqh, krealqh, perdqhXXXX y clhqhXXXX (coper) seguiremos con kestimado y kreal por TNP. • Posición final: • PHFC Qh = PHFC H / 4 phfqh y phfcqh • Energías de balance, SRAD y RRTT TR en Qh p48, rp48prec y liquiSRS (cierre) Toda la parte de DSV, BS3 y RAD3 pasará a informarse en el fichero reganecuQH
15. Cálculo BS3 y RAD3 Recordemos que se aplicaban sobre los desvíos en valor absoluto. • BS3 (€/MWh) = prcfbans → BS3Qh (€/MWh) = imresecqh / (endvBRP+enrepscf) • RAD3 (€/MWh) = imrad / (endvBRP+enrepscf) → RAD3Qh (€/MWh) = (imrad / 4) / (endvBRP+enrepscf) El PVPC (recordemos: medida de telegestionados horaria) se mantendrá horario. No parece razonable establecer una fórmula de precios que no tenga la misma periodificación. El precio final presumiblemente también. Es decir, seguiremos teniendo CAD horario, con su RT3, RT6, RAD3, BS3, etc. horarios. Si bien, la CNMC valora publicar también un precio final cuartohorario. En TNP las medidas tendrán los mismos criterios que en península, pero las liquidaciones serán totalmente horarias (sin cambios).
16. MEDIDAS
17. Contadores Fase II • No será necesario reemplazar los contadores horarios. A partir del ISP Qh, se deberán instalar contadores Qh a medida que sea necesaria su sustitución (avería, renovación o nuevos puntos de medida). • La mayor parte de contadores de puntos de medida tipos 1 y 2 y los tipos 3 no telegestionados disponen ya de capacidad de registro simultáneo H y Qh. Los que no, se reconfigurarán para que en la Fase II dispongan de registro de medida Qh. Hasta esa fecha exacta, se leerá sólo la medida Qh y con su integración se obtendrán las medidas horarias. • Los contadores en sistemas de telegestión (todos los tipos 5 y un considerable porcentaje de tipos 4 y algunos tipos 3) no disponen de capacidad de registro Qh → Aplicación de perfiles (ver diapositiva siguiente). • No hay alternativa Qh en telegestión ahora mismo → Si participan en servicios de balance, se utilizará la integración de la telemedida de potencia.
18. Medidas Fase II • “Perfiles”: Al no existir aún equipos de medida en telegestión con resolución Qh se plantea mantener la lectura y envío de la medida horaria por parte de los encargados de la lectura, y la aplicación de un mecanismo de cálculo de medida Qh por parte del OS en aquellos casos en que sea necesario y a partir de la medida horaria por interpolación lineal (empleando el dato horario de la H-1, H y H+1). • La interpolación la realizará SIMEL a nivel de UP. • Para los contadores de puntos tipo 4 y 5 de consumidores que registren medidas cuarto-horarias por disponer de protocolo IEC 870-5-102, será necesario mantener su lectura de medidas horarias para su incorporación en la agregación correspondiente. Para estos casos, no se remitirán las medidas cuarto-horarias a SIMEL. • En el caso de los Territorios no Peninsulares (TNP), no existen Servicios de Balance, y la programación es horaria (No ISP 15’), aunque a efectos de la medida, las consideraciones serán las mismas en todo el territorio nacional.
19. 300 320 340 360 380 400 420 440 460 1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52 55 58 61 64 67 70 73 76 79 82 85 88 91 94 Medida H - QH (kWh) INTERPOLACIÓN
20. OMIE
21. Hora Cuarto-hora MWh MW MW MWh 00:00-00:15 0,1 0,1 00:15-00:30 0,1 0 00:30-00:45 0,1 0 00:45-01:00 0,1 0 00:00-01:00 0,1 0,025 OMIE MTU15 • Resolución Qh (PT15M). • Potencia (0,1 MW por Qh) y precio en €/MWh. • Condiciones complejas actuales (sólo venta) → A las siguientes en compra y venta: • Scalable Complex Order: Ligado a una curva simple permite poner un Volumen Mínimo (MW) por Qh y un valor en € de término fijo. Si se pierde dinero, no se casa nada (se permite casar energía en Qh a pérdidas). • Simple Block Order: Potencia por Qh puede ser diferente y un valor único de Precio y otro de MAR (%). Si hay ganancia, casa todo el bloque mínimo el % del MAR por Qh (mismo en todas las horas). Se puede usar además de la curva simple. • Exclusive Group of Blocks Order: Pueden casar varios bloques siempre que la suma de sus MAR sea inferior o igual a 1, aunque OMIE va a establecer que los bloques tienen MAR = 1 y casará el que deje mayor ganancia. Se puede usar además de la curva simple.
22. OMIE MTU15 • Hay que tener en cuenta que la información, a priori, se multiplicará por cuatro. Lo que implica el trasiego de más información. • Por todo lo anterior, OMIE valora la posibilidad de establecer nuevas restricciones a la descarga masiva de información (tiempo mínimo entre peticiones), exigirá pasar una nueva habilitación de aplicativos ya habilitados para el MIC en un escenario de mercado cuartohorario y, posiblemente, podrá exigir la habilitación de aplicativos de acceso por servicios Web. • El mecanismo de la Liquidación Potestativa (mecanismo por el cuál, en las liquidaciones sin medidas de demanda, se emplean los valores de medida de los consumidores tipo 1, 2 y 3), que puede ser usada para contener aumentos excepcionales de GOAs por un alto P3, seguirá siendo horario hasta el paso a MTU15. • Los horarios de IDAs y rondas del MIC no cambian en cuanto a apertura, cierre y horizonte.
23. REMIT • REMIT II: El Reglamento 2024/1106, de 11 de abril de 2024, que modifica el Reglamento 1227/2011 del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la integridad y la transparencia del mercado mayorista de la energía (REMIT), establece en su Artículo 8 la obligación de los participantes de mercado de reportar a ACER las operaciones realizadas en los mercados organizados, siendo estos últimos, a través de entidades que estos designen (RRM), los encargados de efectuar dicho reporte a ACER, si bien la responsabilidad del reporte recae sobre los propios participantes del mercado. ➢ OMIE no permitirá darse de alta como Agente de Mercado a ninguna compañía que no tenga código ACER. ➢ OMIE no permitirá darse de alta como Agente de Mercado a ninguna compañía que no haya suscrito el contrato de reporte REMIT con ellos o con la entidad que designen (salvo situaciones de representación).
24. info@neuroenergia.com info@acenel.es