Mercados eléctricos y almacenamiento con BESS en España

Webinar sobre Mercados eléctricos y almacenamiento con BESS en España

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1. Integración del almacenamiento con baterías en España. Mercados eléctricos Expertos en Tecnología Apasionados por la Energía
2. Actividades info@neuroenergia.com • 01 COMERCIALIZADORAS (POWER y GAS) • Asesoría: Inicio de actividad, operaciones, estrategia, futuros... • Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. • Neuro360 y NeuroONE: ERP/CRM/BI completo. • Backoffice. • 02 PRODUCTORES y BESS • Asesoría. • Optimizadores - Gestión en mercado a éxito. • Neuropool y NeuroONE. • Centro de Control • 04 DISTRIBUIDORES DE ELECTRICIDAD • NeuroPhi – ERP de gestión completo. • 05 FORMACIÓN
3. • Única Asociación que representa a las comercializadoras indepedendientes de electricidad (NO Gas, NO petróleo, NO IBEX 35, NO representación). • La mayor asociación de comercializadoras por número de socios (40). • Representación ante AAPP: Reuniones periódicas con Ministerio y CNMC. • Elaboración de propuestas normativas, consultas y alegaciones. • Análisis y resumen de cualquier norma o propuesta con incidencia en el negocio. • 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. • Punto de encuentro y de puesta en común entre los socios. Negociación colectiva. • Eventos con ponentes e invitados de interés. ACENEL info@acenel.es
4. Índice Almacenamiento con baterías en España ❑ Panorama de mercados y situación actual. Evolución de precios y volúmenes • Diario • IDAs • RRTT • SSAA (secundaria, terciaria, RR) ❑ A qué beneficios aspiran las batts: • Diario • SSAA • Vertidos evitables en RRTT ❑ Estrategias de mercado. Ejemplos operativa diaria ❑ Sirven también las baterías para la demanda? SRAD. ❑ Mirando al futuro ❑ Glosario
5. Mercados Esquema mercados. Listado OMIE Mercado diario IDAs MIC REE RRTT aFRR mFRR RR Ud. Oferta (UO) Ud. Programación (UP)
6. Mercados Esquema mercados. Mercados día D-1 PDBC PDBF Bilaterales físicos pre diario Nominación y desglose 13:00 13:30 PDVP 14:45 Ofertas RRTT Diario +15’ Requerimientos de banda Ofertas banda secundaria 17:00 Ofertas diario Asignación banda secundaria 17:30 Requerimientos terciaria 21:00 Ofertas terciaria 23:00 IDA1 15:00 IDA2 22:00 IDA3 10:00 Día D 12:00 Ofertas respaldo energía secundaria 20:00 Apertura recepción ofertas RR
7. Mercados Esquema mercados. Mercados día D Periodo entrega aFRR - 25’ MIC - 60’ mFRR RR - 55’ - 30’ - 12,5’ / - 7,5’ - 5’
8. Mercados. Situación actual OMIE. Mercado diario • Desde el 1/10/2025, presentan sus ofertas por Qh antes de las 12:00 para las 24 horas (96 Qh) del día siguiente. Unidades de oferta (compra / venta)
9. Mercados. Situación actual OMIE. Mercados intradiarios. IDAs • Presentan sus ofertas por Qh en la correspondiente sesión para los 96 Qh del día siguiente. Unidades de oferta (compra / venta)
10. Mercados. Situación actual OMIE. Mercados intradiarios. IDAs • Presentan sus ofertas por Qh en la correspondiente sesión para los 96 Qh del día siguiente. Unidades de oferta (compra / venta)
11. Mercados. Situación actual OMIE. Mercado intradiario continuo. MIC • Presentan sus ofertas por Qh de forma continua con un horizonte a partir de H+2 • A diferencia de los otros mercados de OMIE, no es una subasta marginal, sino pay as cleared Unidades de oferta (compra / venta)
12. Mercados. Situación actual REE. Restricciones técnicas. • Obligatorio presentación de ofertas a UPs venta • Para RRTT al PDBF (Fase I y II): o De igual resolución que el mercado diario. o Presentación ofertas de 12:00 a PDBF + 15’. • Para RRTT tiempo real: o De igual resolución que los periodos de programación (Qh). o Actualización de ofertas continua. • Posibilidad de ofertas por defecto. Unidades de programación (compra / venta)
13. Mercados. Situación actual REE. Regulación secundaria (aFRR). Condiciones de participación. Proveedor de servicios de balance (BSP) Proveedor de servicio de regulación secundaria 1 100 MW (50↑/50↓) Proveedor de servicio de regulación secundaria 2 300 MW (150↑/150↓) BESS 1 BESS 2 BESS … PV 1 CCGT 1 Wind 1 • Unidades de programación se agrupan en proveedores de regulación secundaria (antes zonas de regulación): • Pruebas de habilitación • Tamaño mínimo: 100 MW • Servicio remunerado por: o Disponibilidad (reserva de regulación secundaria) o Activación (energía de regulación secundaria)
14. Mercados REE. Regulación secundaria (aFRR). Reserva de regulación secundaria: • Remunerado en €/MW (marginal) de disponibilidad de potencia para subir / bajar en cada Qh. • Incumplimientos por seguimiento de respuesta: • Estado OFF • Reserva insuficiente
15. Mercados REE. Regulación secundaria (aFRR). Energía de regulación secundaria: • Remunerado en €/MWh (marginal) por la energía de regulación secundaria a subir / bajar entregada y aceptada • Obligatorias ofertas de respaldo si ha casado reserva • Posibilidad de participación sin casar reserva • Funcionamiento por seguimiento en ciclos de 4 seg a través del algoritmo SRS • Actualización continua de ofertas hasta T-25’ • Activación de ofertas a 5’ de entrega de energía Periodo entrega aFRR - 25’ MIC - 60’ mFRR RR - 55’ - 30’ - 12,5’ / - 7,5’ - 5’ Reserva / Potencia Energía
16. Mercados REE. Regulación terciaria (mFRR). • Pruebas de habilitación • Remunerado en €/MWh (marginal) por la energía entregada. • Actualización continua de ofertas hasta T-25’. • Activación en T-12,5’ si también se participa en secundaria. Si no, T-7,5’. • Participación mediante activaciones programadas (Qh cerrados) y directas (intra Qh). • Precio único en ambos sentidos. Periodo entrega aFRR - 25’ MIC - 60’ mFRR RR - 55’ - 30’ - 12,5’ / - 7,5’ - 5’ Qh1 Qh2 Programada Directa
17. Mercados REE. Reserva de sustitución (RR). • Pruebas de habilitación • Remunerado en €/MWh (marginal) por la energía entregada. • Actualización continua de ofertas hasta T-55’. • Activación en T-30’. • Necesidades inelásticas y elásticas (+precio límite). • Precio único. Periodo entrega aFRR - 25’ MIC - 60’ mFRR RR - 55’ - 30’ - 12,5’ / - 7,5’ - 5’ Finaliza en 2025* *ENTSOE.eu/terre
18. Mercados. Volúmenes de mercado Fuente: REE Volúmenes absolutos
19. Mercados. Volúmenes de mercado Sin MD Fuente: REE Volúmenes absolutos
20. Mercados. Volúmenes de mercado Fuente: REE Mercados intradiarios Promedio horario
21. Secundaria y terciaria Mercados. Volúmenes de mercado Año Secundaria (MWh) Terciaria (MWh) 2024 458.62 579.68 2025 220.98 721.5 Fuente: REE Promedio horario
22. Mercados. OMIE. Precios Año Promedio PMD 2021 111.93 € 2022 167.52 € 2023 87.10 € 2024 63.04 € 2025 62.88 € Fuente: REE Fuente: Embalses.net
23. Mercados. OMIE. Spreads 2025 Eje izda spread Eje dcha PMD Spreads medios: ≈ -2 €/MWh en picos ≈ 0 €/MWh en valle solar. Fuente: REE
24. A subir A bajar Mercados. REE. Reserva secundaria Aumento del 50% requerimientos Fuente: REE
25. Reserva a subir Reserva a bajar 2024 vs 2025 (mismo periodo; Ene-Jul): Mercados. REE. Reserva secundaria Reserva 2024: 7.4 €/MW Reserva subir 2025: 8.2 €/MW Reserva bajar 2025: 5.6 €/MW Fuente: REE
26. Mercados. REE. Energía secundaria y terciaria Secundaria subir 75.4 €/MWh Secundaria bajar 27.9 €/MWh Terciaria subir 60.5 €/MWh Terciaria bajar 43.4 €/MWh Secundaria subir 48.6 €/MWh Secundaria bajar 16 €/MWh Terciaria subir 54.5 €/MWh Terciaria bajar 9.5 €/MWh Fuente: REE
27. Mercados. REE. RR Fuente: REE Precios Volúmenes
28. Mercados. OMIE. Spreads capturables Spreads crecientes Diario Fuente: Elaboración propia con datos de REE 60.95 € 56.83 € 49.93 € 82.95 € 78.66 € 71.26 € 84.09 € 78.59 € 70.47 € 124.03 € 119.73 € 108.46 €
29. Mercados. REE. Spreads capturables Energía a bajar Una buena optimización permite cargar más barato Fuente: REE Año Secundaria Terciaria RR 2024 - 26.55 € - 33.65 € - 9.75 € 2025 - 35.41 € - 17.85 € - 10.59 €
30. Mercados. REE. Spreads capturables Energía a subir Fuente: REE Año Secundaria Terciaria 2024 7.26 € 17.78 € 2025 11.93 € 3.48 €
31. Vertidos evitables Vertido RRTT evitable Fuente: REE
32. Estrategias de mercado. Operativa diaria Spread diario + regulación secundaria Mismo día Solo spread diario Solo regulación secundaria 10 MW / 4 h Fuente: Elaboración propia Eje izquierdo → carga - descarga Eje derecho → Energía acumulada
33. Estrategias de mercado Conclusiones • Los early adopters se encontrarán un mercado de regulación secundaria provechoso para el modelo de negocio del almacenamiento. • Mercado de regulación secundaria poco profundo → canibalización → → optimización multimercado. • Combinación de factores a considerar: o Optimización (arbitraje, balanceo de carga). o Ciclado diario (↓ ciclado ↑ vida útil). • (Mercado de regulación terciaria más profundo, pero no infinito). Ingresos potenciales Fuente: Elaboración propia
34. Demanda. Desplazamiento consumo horario:
35. Demanda. PMD + CAD + Peajes y cargos Hora / Mes abr-24 may-24 jun-24 jul-24 ago-24 sep-24 oct-24 nov-24 dic-24 ene-25 feb-25 mar-25 abr-25 1 74.52 61.30 84.41 104.29 120.43 96.68 83.26 115.53 122.94 103.44 123.76 71.27 59.33 2 63.44 57.92 79.63 97.59 114.80 92.88 76.20 110.97 115.59 97.12 117.73 63.74 53.35 3 65.62 55.96 78.16 94.33 111.09 90.47 72.92 109.14 111.21 93.80 114.98 61.99 53.48 4 68.00 55.79 76.46 93.85 112.05 89.51 68.94 107.17 107.59 88.64 111.58 59.30 50.49 5 66.44 55.34 77.01 92.73 108.87 87.77 67.45 105.15 106.03 86.88 109.39 58.84 49.94 6 72.31 56.49 78.52 94.06 109.64 89.13 70.72 107.50 108.34 90.16 112.24 60.68 51.29 7 72.76 60.92 86.63 100.63 115.56 98.34 82.63 115.25 117.33 102.62 126.98 73.17 59.36 8 96.35 69.34 100.97 110.83 123.31 112.15 100.96 130.28 132.40 119.23 155.11 96.50 83.48 9 91.65 62.93 93.18 117.73 123.49 122.16 115.56 142.67 158.68 152.33 184.90 93.96 82.89 10 68.83 46.06 79.96 111.21 107.12 105.98 107.34 140.37 166.55 163.68 176.52 77.96 50.44 11 45.98 32.04 60.54 91.43 84.93 74.98 85.00 120.01 143.16 135.46 143.72 66.31 31.44 12 39.93 26.13 49.93 83.75 72.86 57.97 67.66 109.71 127.58 123.19 123.10 59.43 22.64 13 37.78 25.07 46.65 80.56 70.57 52.51 57.30 106.14 123.30 117.94 110.24 54.64 21.35 14 33.08 22.87 43.63 78.18 71.39 49.24 54.71 104.92 123.66 112.67 106.61 51.61 19.64 15 31.00 19.34 36.34 62.10 67.09 41.46 48.35 95.98 111.29 97.74 89.54 42.48 17.08 16 32.06 18.65 33.85 60.49 66.11 36.72 47.61 105.58 116.68 99.22 90.29 45.11 18.22 17 35.52 19.22 34.63 60.36 66.68 38.68 53.31 129.49 137.92 119.25 107.96 52.08 17.84 18 31.59 22.13 39.31 66.04 72.57 54.03 73.94 150.05 159.20 141.98 149.46 66.33 19.30 19 50.18 31.57 55.99 93.28 93.13 83.36 109.71 167.17 180.15 171.53 198.03 99.95 28.40 20 65.51 48.96 77.03 115.14 121.41 127.77 134.45 167.09 181.79 176.95 219.92 144.44 49.11 21 92.99 70.46 101.91 141.90 145.27 142.94 141.31 161.39 182.59 171.99 221.80 147.69 87.97 22 107.93 83.65 116.52 157.56 158.86 145.48 129.57 154.09 177.28 166.51 196.70 133.15 106.83 23 94.31 76.64 111.67 142.88 144.78 123.14 108.55 138.82 158.43 144.96 168.30 109.38 83.12 24 82.22 70.44 102.87 133.19 135.98 115.14 106.78 138.04 154.21 135.41 166.12 104.64 67.33 Fuente: REE
36. Demanda. SRAD • El almacenamiento abre la posibilidad de participación en el SRAD a consumidores al suplir dos posibles situaciones: • Consumo intermitente • Parada progresiva 2023 69.97 €/MW y h 2714 h 190 k€ / MW 2024 40.82 €/MW y h 5745 h 234 k€ / MW 2025 56.43 €/MW y h 4371 246 k€ / MW Activaciones ocasionales: - < 10 horas en 2024 - 0 horas en 2025 Resultados subastas:
37. Mirando al futuro Control de tensión Mercado de capacidad • Prestación básica (obligatoria) → Penalización 1 €/MVArh. • Prestación basada en consignas: o V. o Q. • Remuneración: 1 €/MVArh. • Mercados zonales bajo necesidad. • Asignación mediante subastas (principal, ajuste y transitoria). • Obligación de disponibilidad en horas de estrés (≤ 10% horas del año). • Coeficiente de firmeza por tecnología.
38. Glosario de términos BESS: Battery Energy Storage System. Sistema de almacenamiento de energía basado en baterías. BMS: Battery Management System. Sistema que gestiona la seguridad, operación y supervisión de celdas (tensiones, temperaturas, balanceo, etc…). C-Rate: Relación entre la potencia y la capacidad energética de la batería. Por ejemplo, un C-rate de 1 significa que puede descargar su capacidad completa en 1 hora. Canibalización: Erosión de la rentabilidad de un servicio o mercado por alta penetración de activos similares (como por ejemplo en nuestro caso, otras baterías). CAPEX: CAPital EXpenditure. Inversión inicial necesaria para instalar el sistema de baterías: equipos, obra civil, conexión, ingeniería, etc… Degradación: Pérdida progresiva de rendimiento por envejecimiento químico o uso intensivo. Afecta principalmente a las celdas y, por tanto, a la capacidad de la batería. DoD: Depth of Discharge. Profundidad de descarga de la batería. Porcentaje de la capacidad nominal de un batería extraído en un instante concreto. EMS: Energy Management System. Sistema de gestión de energía que optimiza el funcionamiento de activos en tiempo real, según precios o consignas del operador. OPEX: OPerating EXpenditure. Costes operativos recurrentes (mantenimiento, seguros, SCADA, repuestos, etc...). P-Rate: Forma de expresar la relación potencia/capacidad (MW/MWh). Define el tiempo de descarga completo (ej. P-rate 2 = 0,5 horas de autonomía). Revenue stack: Término que se refiere a combinar distintos flujos de ingresos para maximizar la rentabilidad. RTE: Round-Trip Efficiency. Eficiencia global de carga y descarga. Spread: Diferencia entre dos magnitudes. Habitualmente utilizado en precios para ilustrar el valor capturable al mover energía entre mercados o momentos. SoH: State of Health. Indicador del estado de salud. Representa la capacidad efectiva y funcional restante de la batería frente a sus especificaciones iniciales (%). SoC: State of Charge. Nivel de carga de la batería respecto a su capacidad máxima, expresado en porcentaje. Vida útil: Tiempo (años) o número de ciclos tras los cuales la batería reduce su capacidad por debajo de un umbral especificado (p. ej. 70 %).
39. GRACIAS Expertos en tecnología Apasionados por la energía