The unification process of the electricity markets in Europe (EN/ES)

With the objective of developing an integrated, reliable, sustainable and cost-efficient pan-European “supergrid”, European leaders has settled ambitious goals for 2050 for integrating the European Union electricity markets.

Timely and well-planned development of new network infrastructure is crucial in achieving the European internal energy market (IEM), as well as allowing for the integration of an ever increasing amount of renewable energy, and meeting the challenge of more dispersed on- and offshore energy sources which need be connected with major demand centers.

There are four principal agreed goals:

  • A well-functioning energy market,
  • Security of supply
  • Greater interconnection of energy networks.
  • Energy efficiency plans, energy saving, and empower the renewable energies development.

To meet these objectives, the European Commission, following its November 2010 Communication proposal, proposed to immediately launch work to establish a modular development plan with the aim of producing a module for the expansion of the European electricity grid – the so-called electricity highway –, between 2020 and 2050, launched in 2012 the e-Highway2050 research project, which first conclusions are expected on November 2015.

This plan has two principal goals:

  1. To be able to help European electricity markets integration
  2. To let to pan-european grid, collect large quantities of electricity from renewal source, and be able to carry it over long distances.

To develop this grid modular development plan, there has been a definite effort to set how would be the pan-European “supergrid” in 2050. Based on the results, will be easier to set the development needs of the «electricity highways system» in the European Community. To construct different scenarios, they took into account possible changes in:

  • Renewable energies
  • Socioeconomic aspects (economic benefits compared to a conventional set-up, financing, etc.)
  • Technology.
  • Environmental protection aspect
  • New planning methods taking into account the global market
  • Regulatory and legal obstacles (in particular the governance of a supergrid)
  • Acceptance by society
  • Geopolitical challenges 

In charge of investments and projects necessary to accomplish the unification project the EU has created ENTSO-E (European network of transmission system operators for electricity) who has formed six regional groups to identify and address network investment and development challenges reflecting regional particularities and needs:

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Ten-Year Network Plan (TYNP)

The European “supergrid”

The main objective is to create the “supergrid” designed for the long-distance transport of large volumes of electricity. To do this, «electricity highways» – special new high-voltage lines – are required.

The current main problem is that in the past, plants were built according to consumption volumes, with the focus on transporting power over medium distances. However, currently one of the EU goals is to reduce as soon as possible the level of CO2 emissions from the Eurozone countries, which led to an increasingly strong demand for electricity generated from renewable energy sources, which generally, comes from hydro and wind sources produced in countries located in northern Europe due to weather conditions in the area. As a result, it is expect a strong increase in load flows from north to south. The same applies to the increasing production of solar energy in southern Europe, which will have to be transported to the load centers.

With current production and consumption centers increasingly alienated, the main future challenges in power transmission are in their transport throughout nations and continents. To get an idea of the importance of this, we should understand that historically the transmission system operators managed electrical flows in a way that more or less replicated the trades in the wholesale market. In the future electrical system, these flows will increasingly be operated on distribution networks.

Recently it was taken as example for other European countries, the Scandinavia energy model, for the high degree of interconnection between the Nordic countries, low carbon emissions level, and for being a market with high liquidity and “day-ahead market coupling”, which now serves as a model for the reform of the energy market of the European Commission.

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However, after 40 months of work, much has been said at the political level efforts to integrate energy markets in the EU but with the current state of transition, all participants now face a series of potentially difficult challenges like: increasingly invasive regulations and a backdrop of falling and less volatile commodity prices, which   have precipitated an era of change and uncertainty in which there are fewer trading opportunities and profits are harder to come by.

The European Union continues to promote a single competitive wholesale market for energy with some degree of success. Market coupling is now in place from the Nordics (Germany and Austria) to Iberia (Spain and Portugal) along with a common day-ahead price calculation. Price differences between countries are based on the difference between their production mix.

Despite this, there is therefore a long way to go to achieve the EU’s ultimate goal. Market complexity remains a challenge for participants who also face issues such as grid congestion, interconnection bottlenecks, and security of supply issues, and also still have to “navigate” across the different connectivity standards between TSOs (Transmission System Operator), for example.

Market rules should be updated to the reality of a much more decentralized system, where renewable energy and the consumer are the two most important points.

In short, to build Europe’s very large internal market for electricity has been a slow 25 years process, but it has been achieved, and only in the EU, nowhere else. The EU have conceived their internal market arrangements “its own way”, even though many other ways were originally imaginable.

Completing this program will not be a simple question of money, but a great political conviction about mutually beneficial interconnections between countries and regions, providing an economy of scale, improved capacity to innovate, and greater security and guarantees in the power supply.  Britain and Spain still are electrical islands with interconnection capacity below five percent.

Author: Duarte Bornes | Sales Manager Portugal

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Con el objetivo de desarrollar una “súpeRed” europea de energía integrada, fiable, sostenible y rentable, los líderes europeos se han fijado unos objetivos ambiciosos para la integración de los mercados Eléctricos de la Unión Europea en el año 2050.

El desarrollo oportuno y bien planificado de nuevas infraestructuras de red es crucial para lograr el mercado interior europeo de la energía (IEM), y permitir la integración de una cantidad cada vez mayor de energías renovables, y afrontar el reto de las fuentes de energía más dispersas en tierra firme y en el mar que necesitan estar conectadas con los principales centros de demanda.

De los objetivos acordados destacan sobre todo cuatro:

  • Un mercado energético que funcione bien
  • La seguridad en el suministro
  • Una mayor interconexión de las redes de energía
  • Planes de eficiencia energética, ahorro energético y potenciar el desarrollo de las energías renovables,

Para cumplir estos objetivos, la Comisión Europea, a raíz de su propuesta en su Comunicado de noviembre de 2010, propuso ponerse en marcha de inmediato y establecer un plan de desarrollo modular con el objetivo de producir un módulo para la expansión de la red eléctrica europea – la llamada autovía de electricidad -, entre 2020 y 2050, poniendo en marcha en 2012 el proyecto de investigación e-Highway 2050, y del cual se espera que se presenten las primeras conclusiones a principios de noviembre del 2015.

Este plan tiene dos objetivos principales:

1)     Poder ayudar a la integración de los mercados europeos de electricidad

2)     Permitir a la red paneuropea, recoger grandes cantidades de electricidad a partir de sus fuentes de energía renovables y poder transportarla a lo largo de grandes distancias

Para desarrollar este módulo de planificación de la red, se ha tratado de identificar cómo será el futuro de la red eléctrica Europea en el año 2050. En base a los resultados obtenidos, podrán identificar más fácilmente las necesidades de desarrollo del “sistema de autopistas de la electricidad” en la Comunidad Europea. Para construir los distintos escenarios de futuro se tuvo en consideración los posibles cambios en materia de:

  • Energías renovables
  • Condiciones socio-económicas (beneficios económicos en comparación con una puesta en marcha convencional, financiación, etc.)
  • Tecnología
  • Condiciones medioambientales
  • Nuevos métodos de planificación, teniendo en cuenta el mercado global
  • Obstáculos regulatorios y legales (en particular en la gestión de una superred)
  • La aceptación por la sociedad
  • Desafíos geopolíticos

A cargo de las inversiones y proyectos necesarios para llevar a cabo el proyecto de unificación, la UE ha creado a la ENTSO-E (European network of transmission system operators for electricity) que ha formado seis grupos regionales para identificar y abordar los desafíos en inversión y en desarrollo de la red que reflejen las particularidades y necesidades regionales:

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La “súpeRed” Eléctrica Europea

El objetivo principal es desarrollar una “súpeRed” con capacidad de transportar grandes volúmenes de electricidad a lo largo de grandes distancias, para ello, dichas “autopistas” requieren de nuevas líneas especiales de alta tensión.

Actualmente, el problema principal consiste en que en el pasado, las centrales se construyeron según los volúmenes de consumo, con un enfoque de transporte de energía a media distancia. Sin embargo, uno de los objetivo de la UE con la unificación de los mercados, es reducir al máximo y lo antes posible el nivel de emisiones de CO2 de los países de la Eurozona, lo que implica un incremento en la  demanda de electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables que, por regla general, provienen de fuentes hidroeléctricas y eólicas producidas en países ubicados en el norte de Europa, gracias a sus condiciones climatológicas. Como resultado, se espera un fuerte incremento de los flujos de carga de norte a sur. Lo mismo se puede aplicar a la creciente producción de energía solar en el sur de Europa, que tendrá que ser transportada a los centros de carga.

Con los centros actuales de producción y consumo cada vez más alejados, los principales retos futuros en la transmisión de energía, se encuentran en su transporte a través de naciones y continentes. Para tener una idea de la importancia de este punto, debemos entender que históricamente los operadores de red de transporte  gestionaban los flujos eléctricos reproducían más o menos las operaciones del mercado mayorista. En el futuro sistema eléctrico, estos flujos serán cada vez más utilizados por redes de distribución.

Recientemente se daba como ejemplo a seguir por el resto de países europeos, el modelo energético de Escandinavia, por su alto grado de interconexión entre los países nórdicos, bajo nivel de emisiones de carbono, por ser un mercado con mucha liquidez y por su acoplamiento del mercado diario, sirviendo ahora como modelo para la reforma del mercado energético de la Comisión Europea.

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Sin embargo, tras 40 meses de trabajo, mucho se ha hablado a nivel político de los esfuerzos para integrar los mercados energéticos de la UE pero, con la situación actual de transición, todos los participantes se enfrentan ahora a una serie de desafíos potencialmente difíciles como regulaciones cada vez más invasivas y el contexto actual del mercado con los precios de los commodities más bajos, lo que ha precipitado una nueva forma de actuar en la que las oportunidades de negocio se han reducido sustancialmente y donde los beneficios son cada vez más ajustados.

La Unión Europea sigue promoviendo con cierto grado de éxito la unificación del mercado mayorista Eléctrico Europeo. En la actualidad, el mercado unificado, ya se encuentra operativo en los países Nórdicos (Alemania y Austria) y en la Península Ibérica (España y Portugal) con un cálculo común de precios day-ahead, el denominado market coupling. Las diferencias de precios entre los distintos países se basan en la diferencia entre sus mix de producción.

A pesar de todos los esfuerzos, todavía queda un largo camino por recorrer para alcanzar el objetivo final de la UE. La complejidad del mercado sigue siendo un reto para todos los participantes, que se enfrentan a una serie de problemas de mercados predominantemente nacionales, cuellos de botella con las interconexiones, seguridad del abastecimiento  y tener que “navegar” todavía a través de los diferentes estándares de conectividad de los TSO´s (Transmission System Operator) por ejemplo.

Las normas del mercado deben actualizarse a la realidad de un sistema mucho más descentralizado, donde las energías renovables y el consumidor son los dos puntos más importantes.

En resumen, construir un mercado interno eléctrico Europeo está siendo un proceso lento de 25 años, pero se está logrando, y sólo en la UE, en ninguna otra parte. La UE ha concebido sus propios acuerdos de mercado interno “a su manera”, a pesar de que otras muchas formas fueron imaginadas originalmente.

Completar este programa no será simplemente una cuestión de dinero, sino de una fuerte convicción política de que las interconexiones entre países y regiones son de beneficio mutuo, aportando una economía de escala, una mejoría de la capacidad de innovar y también una mayor seguridad y garantías en el suministro eléctrico. Países como Inglaterra y España siguen siendo consideradas “islas” dentro del mercado eléctrico con una capacidad de interconexión por debajo del 5%.

Author: Duarte Bornes | Sales Manager Portugal

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