Cómo deben prepararse los pequeños productores hidroeléctricos para los próximos cambios en el mercado
Debido a los escasos márgenes de beneficio, la gestión adecuada del desequilibrio es crucial para el éxito financiero de las pequeñas centrales hidroeléctricas. Estas centrales deben aumentar la precisión de sus previsiones de generación y reducir la cantidad de energía generada que está expuesta a un desequilibrio en los precios de liquidación.
Como se describió en los artículos anteriores, la armonización de los mercados intradía y el aumento de la capacidad de interconexión con Europa continental no solo expondrán a Noruega a la combinación de tecnologías de generación de los mercados externos, sino también a los factores que impulsan los precios y a la volatilidad de los precios en las regiones conectadas. Un ejemplo de esta armonización continua es la implementación el año que viene de X-Bid, el mercado intradía transfronterizo que promueve una mayor liquidez y una utilización más eficiente de los recursos de generación en toda Europa.
En este artículo, examinaremos cómo afectan estos cambios a los pequeños productores de centrales hidroeléctricas fluviales, qué factores afectan a los costos de desequilibrio y cómo los pequeños productores hidroeléctricos pueden reducir los costos de desequilibrio en el futuro.
Ventaja de liquidación de los generadores pequeños
Debido a los escasos márgenes de beneficio, la gestión adecuada del desequilibrio es crucial para el éxito financiero de las pequeñas centrales hidroeléctricas. Estas centrales deben aumentar la precisión de sus previsiones de generación y reducir la cantidad de energía generada que está expuesta a un desequilibrio en los precios de liquidación.
En Noruega, se observa que las centrales eléctricas con una capacidad inferior a 3 MW pueden liquidar sus desequilibrios al precio regional de desequilibrio del consumo por hora, mientras que los generadores más grandes están expuestos a que el mercado regule los precios al alza y a la baja (figura 1).
Cabe señalar que en otros mercados analizados, esta ventaja del precio de liquidación del desequilibrio de consumo se ha eliminado o simplemente no existe. En otras palabras, en estos mercados, las pequeñas centrales hidroeléctricas estarían expuestas a las subidas y bajadas que regulan el desequilibrio de los precios del mercado intradía cada hora.
Como se describió en los artículos anteriores, la armonización de los mercados intradía y el aumento de la capacidad de interconexión con Europa continental no solo expondrán a Noruega a la combinación de tecnologías de generación de los mercados externos, sino también a los factores que impulsan los precios y a la volatilidad de los precios en las regiones conectadas. Un ejemplo de esta armonización continua es la implementación el año que viene de X-Bid, el mercado intradía transfronterizo que promueve una mayor liquidez y una utilización más eficiente de los recursos de generación en toda Europa.
En este artículo, examinaremos cómo afectan estos cambios a los pequeños productores de centrales hidroeléctricas fluviales, qué factores afectan a los costos de desequilibrio y cómo los pequeños productores hidroeléctricos pueden reducir los costos de desequilibrio en el futuro.
Simulación del rendimiento de los ingresos de una pequeña central hidroeléctrica
Hemos utilizado datos de producción reales de una muestra de una central eléctrica fluvial noruega con una capacidad de producción máxima de 2 MW y una generación media anual de 6.500 GWh (véase la figura 2) y hemos simulado su rendimiento de ingresos en las zonas de precios regionales noruegas durante un período de un año (de septiembre de 2016 a septiembre de 2017).
Al calcular el rendimiento de los ingresos de la central eléctrica, analizamos el valor de la energía e ignoramos las tarifas, los cargos por rendimiento y otros elementos de costos o ingresos.
Para analizar el efecto de los costos de desequilibrio en los ingresos de la planta, los costos de desequilibrio se modelaron de tres maneras y se calculó el promedio de la producción de las zonas de precios regionales:
¿Cuál sería el precio de venta promedio de la energía generada si la central eléctrica se hubiera pronosticado perfectamente y no hubiera cargos por liquidación de desequilibrios?
¿Cuál sería el precio de venta promedio de la energía generada si la central eléctrica fuera una pequeña central hidroeléctrica cuyos desequilibrios se liquidaran al precio de desequilibrio de consumo por hora?
¿Cuál sería el precio de venta promedio de la energía generada si la central eléctrica fuera una gran central hidroeléctrica cuyos desequilibrios se liquidaran al precio reglamentario de subida y bajada por hora?
Para los escenarios 2 y 3, se utilizó una metodología de previsión básica para este análisis, mediante la cual la generación diaria se pronosticó como la producción real por hora del día anterior.
Existen diferencias regionales entre los precios diarios y los precios de desequilibrio del consumo (EUR/MWh). En cada zona geográfica, comparando los escenarios 1 y 2 (arriba), la central eléctrica obtuvo más del 98,3% de los ingresos alcanzables (figura 3).
Utilizando la metodología de previsión básica (escenario 2), el pequeño generador recibió 175 000 EUR/año, ganando 0,37 EUR/MWh menos que la metodología de previsión perfecta. Por el contrario, la gran central hidroeléctrica, expuesta al alza y a la baja de los precios de desequilibrio que regulan el desequilibrio (escenario 3), ganó 1,25 EUR/MWh menos que el resultado perfecto de la metodología de previsión, lo que provocó una pérdida total de ingresos de casi 8 000 EUR al año debido a errores de previsión (según la metodología de previsión descrita) (véanse las figuras 4 y 5).
Utilizando la metodología de previsión básica (escenario 2), el pequeño generador recibió 175 000 EUR/año, ganando 0,37 EUR/MWh menos que la metodología de previsión perfecta. Por el contrario, la gran central hidroeléctrica, expuesta al alza y a la baja de los precios de desequilibrio que regulan el desequilibrio (escenario 3), ganó 1,25 EUR/MWh menos que el resultado perfecto de la metodología de previsión, lo que provocó una pérdida total de ingresos de casi 8 000 EUR al año debido a errores de previsión (según la metodología de previsión descrita) (véanse las figuras 4 y 5).
La ventaja es para la pequeña producción hidroeléctrica
En la actualidad, los pequeños productores de energía hidroeléctrica se benefician enormemente de los precios por desequilibrio en el consumo. Existe el riesgo de que este beneficio pueda desaparecer, en algún momento, con la implementación de una armonización continua en Europa continental. Se ejercerá más presión sobre los TSO para lograr el equilibrio, lo que aumentará la posibilidad de que el mercado pase a una granularidad de un cuarto de hora.
Cómo pueden prepararse los pequeños productores hidroeléctricos
Para el presente análisis, se utilizó una metodología de previsión básica en aras de la simplicidad. Sin embargo, dado que los márgenes de beneficio ya son escasos, los productores de centrales hidroeléctricas se ven presionados, por supuesto, para que minimicen sus costes de desequilibrio mejorando la precisión de las previsiones más allá de un modelo tan simple, y es probable que este incentivo aumente en los próximos años.
Hay tres requisitos básicos para la predicción precisa de la generación y la gestión de los desequilibrios en las centrales eléctricas de escorrentía fluvial:
- Modelos fundamentales basados en datos meteorológicos que permiten una alta precisión en la predicción de los datos de afluencia hidrológica.
- Telemetría de medición en tiempo real para permitir el monitoreo de la generación y entrada de la central eléctrica
- La capacidad de operar intradía para reducir cualquier desequilibrio generacional.
Los productores hidroeléctricos que comiencen a implementar estas medidas ahora pueden estar seguros de que estarán bien preparados para hacer frente a cualquier desafío que la armonización del régimen de desequilibrio con Europa, en los próximos años, pueda traer a los mercados nórdicos.
