Adjustment Services Costs: The Emergence of Renewables

Just over two years ago, when forecasting the evolution of electrical system adjustment services, major energy companies and industry experts predicted a possible increase in costs in the following years. These costs are transferred to the final customer irrespective of the product has been contracted. With an increased participation of renewable energy technologies, which are considered as unmanageable, an increased use of adjustment services was predicted, given the increased variability in power delivery characteristic of these kind of technologies.

However, today the picture is quite different, despite the increase in the share of renewables in the daily market. The costs of adjustment services have been declining generically in the last two years, especially this year 2016. What is causing this change of model?

Evolution of adjustment services costs. M·Tech

Adjustment services encompass the set of mechanisms that are managed by the electricity system operator (in Spain, Red Eléctrica Española, hereinafter REE) that allow coordinate power generation with the requirements of demand at any given time based on their distribution within the system, meeting certain required safety and quality criteria. After the closure of the daily market, the market operator OMIE creates the Base Operation Program (PBF), a result of the economic matching of supply and demand. However, this result, though economically viable, need not be technically too. At this point is where REE, through the launch of several markets that include adjusting the solution of technical constraints, complementary services and deviation management. The goal of each covers controlling the frequency and voltage as a measure of system security, guaranteeing an adequate level of reserves (with Additional up power reserve and secondary reserve) and regulatory services and real-time balance (secondary energy, tertiary and deviation management).

As is clear from the above definition, these system costs therefore depend on the technology and its location to participate in the market. Obviously, the ability to shutdown and start up at specific moments of a burning coal plant or CCGT based upon a timely request for REE is much faster than in the case of a wind or solar plant, dependent on meteorology at any time, especially to ensure a constant power value. Thereby, the hypothesis of an increase in costs due to greater participation of renewables makes sense.

On the other hand, the higher the share of renewables, prices of daily OMIE market are lower. We have seen that this year 2016 when, thanks to strong participation of hydro and wind, we have reached monthly minimum values in the daily market of the last 6 years. Hence, it could be understood that this year system costs should have consequently increased. This inverse relationship between OMIE Price and adjustment services costs remains hourly, but what has happened is a change in the order of magnitude of the costs, which have been declining.

The biggest change has been from February 10th this year, the date from which it was legally possible for renewables to participate in adjustment markets. It all started in 2014 with the Real Decreto 413/2014, in which the activity of production from renewable energy sources, co-generation and waste was regulated. The methodology to participate in adjustment markets was defined later in the Operating Procedures in accordance with the resolution of December 18th 2015. Since then, many renewable producers began to participate in adjustment services, especially with PBF technical restrictions offers, mostly to bring down, due to the characteristics of this type of technology. The level of participation in these markets has increased since.

The increase in participation and input of new technologies has led to a rise in competition, resulting dragging downwards prices. This effect is clearly displayed on the technical constraints PBF, as such market is not marginal, but its retribution ends up based on the specific up or down offers of each plant. In the following graphs one can see the evolution of average prices of monthly adjustment services since August 2014. From February onward, you can see a clear reduction in average prices, especially derived from a lower value of the technical constraints PBF (green)-

After what has been said on this blog, the remaining question would be if such a pattern could be repeated from now on. As mentioned, the current regulatory framework allows a greater number of technologies to participate in this market, not only wind and solar, but also co-generators. Consequently, one might expect that this model will keep on. However, to replicate the conditions of this year, there is a main factor to take into account: the weather. Today water reserves are at lower values than those available at this time last year, which threatens the share of hydro in the generation mix and its subsequent participation in adjustment markets, along with uncertainty about wind participation.

And if weather may be enough uncertainty we must add the forecast changes promoted by the European Union within steps of coupling between markets systems, such as the launch of a pan-European platform to establish a continuous market into intra-day horizon, which would render meaningless current services as tertiary regulation or deviation management.

What we can assure is that, today, in addition to the reduced daily market prices we have been able to enjoy until early September, a further improvement in energy costs for many consumers which has been given by the reduction in adjustment services costs, in this case largely derived from a regulatory change. All this invites us to think that, regardless of the price of energy, future tenders for power contracts in the coming months should collect the moderation of Adjustment Services costs.

Susana Gómez | Energy Procurement Consultant



Spanish version

Hace escasamente dos años, cuando se lanzaban pronósticos sobre la evolución de los servicios de ajuste del sistema eléctrico, las principales compañías energéticas y expertos del sector vaticinaban un posible aumento de los costes en los años siguientes. Costes que se trasladan al cliente final con independencia del producto que se haya contratado. El incremento de la participación de energías renovables, consideradas como tecnologías no gestionables, invitaban pensar en una subida en el uso de servicios de regulación y balance del sistema, dado el aumento de la variabilidad en la entrega de energía, característica de este tipo de tecnologías.

Sin embargo, a día de hoy el panorama es totalmente distinto, a pesar del aumento en la participación de renovables en el mercado diario. Los costes de los servicios de ajuste han ido a la baja de forma genérica en los últimos dos años, especialmente este año 2016. ¿A qué se debe este cambio de modelo?

Evolution of adjustment services costs. M·Tech

Los servicios de ajuste engloban el conjunto de mecanismos que gestiona el operador del sistema eléctrico (en España, Red Eléctrica Española, en adelante REE) que permiten coordinar la generación de electricidad con las exigencias de suministro en cada momento en base a su distribución dentro del sistema, cumpliendo con ciertos criterios de seguridad y calidad requeridos. Como cada día, tras el cierre del mercado diario, el operador del mercado OMIE dispone del denominado programa base de funcionamiento (PBF), resultado de la casación económica entre oferta y demanda. Sin embargo, este resultado, aunque viable económicamente, no tiene porqué serlo técnicamente. En este punto es donde interviene REE, a través del lanzamiento de varios mercados de ajuste que engloban la solución de restricciones técnicas, servicios complementarios y gestión de desvíos. El objetivo de cada uno de ellos pasa por el control de la frecuencia y tensión como medida de seguridad del sistema, el garantizar un adecuado nivel de reservas (con el servicio de Reserva de potencia adicional a subir y la Banda de regulación secundaria), así como servicios de regulación y balance en tiempo real (energía de regulación secundaria, terciaria y gestión de desvíos).

Como se desprende de la definición anterior, estos costes del sistema, por tanto, dependerán de las tecnologías que participen en el mercado y de su localización. Obviamente, la capacidad de parada y puesta en marcha en momentos puntuales de una central de quema de carbón o un ciclo combinado en base a una petición puntual de REE es mucho más rápida que en el caso de una central eólica o solar, dependientes de la meteorología en todo momento, especialmente para garantizar un cierto valor de potencia constante.

Por tanto, la hipótesis sobre un aumento de los costes del sistema derivado de una mayor participación de renovables tiene sentido. Por otro lado, a mayor participación de renovables, los precios de casación del mercado diario OMIE son inferiores. Lo hemos podido comprobar este año 2016 donde, gracias a una fuerte participación de hidráulica y eólica, hemos alcanzado valores mínimos mensuales en el mercado diario de los últimos 6 años. Por tanto, podría entenderse que este año deberían haber aumentado consecuentemente los costes del sistema. Esta relación inversamente proporcional entre el precio de OMIE y los servicios de ajuste se mantiene hora a hora, pero lo que se ha producido es un cambio en el orden de magnitud de los costes, que han ido a la baja.

El cambio más significativo ha sido a partir del 10 de febrero de este año, fecha a partir de la cual fue legalmente posible la participación de renovables en los mercados de ajuste. Todo empezó en 2014 con el Real Decreto 413/2014, en el cual se regulaba la actividad de producción a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. La metodología para participar en los mercados de ajuste quedó definida más tarde en los Procedimientos de Operación según la resolución del 18 de diciembre de 2015. Desde entonces, muchos productores renovables se pusieron las pilas para comenzar a participar en los servicios de ajuste, especialmente con ofertas de restricciones técnicas PBF, en su mayoría ofertando a bajar, por las propias características de este tipo de tecnologías. El nivel de participación en dichos mercados se ha visto incrementado desde entonces.

El incremento en la participación y la entrada de nuevas tecnologías ha conllevado un aumento de la competencia, arrastrando a los precios resultantes a la baja. Este efecto se visualiza claramente en las restricciones técnicas PBF, pues dicho mercado no es marginalista, sino que la retribución acaba siendo en base a las ofertas específicas a subir o a bajar lanzadas por cada una de las unidades de programación. En las siguientes gráficas se puede ver la evolución de precios medios de servicios de ajuste mensuales desde agosto 2014, donde si se compara el periodo de los meses de febrero en adelante, se puede observar una clara reducción de los precios promedio, especialmente derivados de un menor valor de las restricciones técnicas PBF (en verde).

Tras lo comentado en este blog, la pregunta que queda en el aire sería si dicho patrón podría repetirse de ahora en adelante. Como hemos comentado, el actual marco regulatorio permite que un mayor número de tecnologías puedan participar en este mercado, no sólo eólica y solar, sino también cogeneradores. Por tanto, podría esperarse que este modelo se mantuviera. Sin embargo, hay que tener en cuenta un componente prioritario para poder replicar las condiciones de este año: la meteorología. A día de hoy las reservas hidráulicas se encuentran en valores inferiores a los que se disponían en estas fechas el año pasado, lo que pone en riesgo el share de la hidráulica en el mix de generación y en su participación posterior en los mercados de ajuste, sumado a la incertidumbre sobre la participación eólica.

Y si la meteorología puede ser suficiente incertidumbre, hay que añadir la previsión de cambios en el sistema impulsados desde la Unión Europea dentro de las medidas de acoplamiento entre mercados, como es el lanzamiento de una plataforma pan-europea que permita establecer un mercado continuo en el horizonte intradiario, lo que dejaría sin sentido servicios actuales como la regulación terciaria o la gestión de desvíos.

Lo que sí podemos asegurar es que, a día de hoy, adicionalmente a los valores reducidos en el mercado diario de los que hemos podido disfrutar hasta inicios de septiembre, una mejora adicional en los costes energéticos de muchos consumidores ha venido dada por la reducción de los costes de los servicios de ajuste, en este caso, derivado en gran medida de un cambio regulatorio. Todo ello nos invita a pensar que, con independencia del precio de la energía, las futuras licitaciones para contratos eléctricos en los próximos meses deberían recoger la moderación de los costes de Servicios de Ajuste.

Susana Gómez | Energy Procurement Consultant

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