Desarrollo y validación de un algoritmo de control de regulación secundaria de acuerdo al nuevo P.O. 7.2

BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Curso: 2024-2025 Directora: Etxegarai Madina, Agurtzane Estudiante: Martinez de la Prieta, Asier DESARROLLO Y VALIDACIÓN DE UN ALGORITMO DE CONTROL DE REGULACIÓN SECUNDARIA DE ACUERDO AL NUEVO P.O. 7.2. MÁSTER UNIVERSITARIO EN INTEGRACIÓN DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO TRABAJO FIN DE MÁSTER Fecha: Bilbao, a 25 de junio de 2025 1 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Laburpena Sistema elektrikoko trantsizio energetikoak, energia berriztagarriak gero eta gehiago integratzeak eta sektore berriak elektrifikatzeak bultzatuta, erronka nabarmenak planteatzen ditu sarearen eragiketa seguru eta egonkorrean. Testuinguru horretan, lan honek bigarren mailako erregulazioko zerbitzua emateko kontrol-algoritmo bat diseinatu, garatu eta baliozkotzea du ardatz, Espainian indarrean dagoen araudiaren arabera (P.O. 7.2.) eta frekuentzia kudeaketa automatikorako PICASSO plataformaren Europako betekizunekin lerrokatuta. Hartutako ikuspegia honetan datza: arauen analisia, baldintza teknikoen identifikazioa eta sistema elektrikoaren eragile-kontsignei jarraitzeko eta erantzun egokia sortzeko gai den algoritmo bat garatzea. Balidazioa simulazio-ingurune batean egin da, eta algoritmoaren portaera aztertzeko aukera ematen du, sistema elektrikoaren hainbat kasu adierazgarritan. Lortutako emaitzek erakusten dute algoritmoak arauetan ezarritako baldintzak betetzen dituela, erantzun oneko kanalaren barruan kontsignak jarraitzeko gai dela, eta sorkuntza-teknologia desberdinetara egokitzen dela, bihurgailuak dituzten iturri berriztagarriak barne. Egindako simulazioei esker, sare elektrikoaren eta hainbat sorkuntza-solairuren baterako portaera aztertu ahal izan da, eta hainbat kasu operatibotan izandako jarduna ebaluatu da. Saiakuntza horietatik ateratako ondorio teknikoen artean, honako hauek nabarmentzen dira: kontrol-estrategia malgu baten garrantzia, lehen mailako erregulazioarekiko elkarrekintzak kontuan hartzeko beharra, eta erantzuna optimizatzeko tarte operatiboak erabili ahal izatea. Etorkizuneko ikerketa-ildo gisa, lehenik eta behin, lehen eta bigarren mailako erregulazioen arteko osagarritasunari buruzko azterketa xeheago bat proposatzen da, bai eta lehen mailako erregulaziorako merkatu espezifikoak dituzten beste herrialde batzuetan zerbitzu horien diseinuari eta eragiketari buruzko analisi konparatibo bat ere. Bigarrenik, algoritmoa prosumitzaile motako instalazio baten zati gisa integratzeko bideragarritasuna aztertzea planteatzen da. Instalazio horrek sorkuntza heterogeneoa eta kontsumo malgu eta kudeagarriak ditu ezaugarri, eta bigarren mailako erregulazioko merkatuko partehartzea eta instalazioaren beraren helburu operatiboak optimizatzea du helburu. 2 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Resumen La transición energética en el sistema eléctrico, impulsada por la integración creciente de energías renovables y la electrificación de nuevos sectores, plantea desafíos significativos en la operación segura y estable de la red. En este contexto, el presente trabajo se centra en el diseño, desarrollo y validación de un algoritmo de control destinado a la prestación del servicio de regulación secundaria, conforme a la normativa española vigente (P.O. 7.2) y alineado con los requisitos europeos de la plataforma PICASSO para la gestión automática de la frecuencia. El enfoque adoptado consiste en el análisis normativo, la identificación de requisitos técnicos y el desarrollo de un algoritmo capaz seguir las consignas operador del sistema eléctrico y generar una respuesta adecuada. La validación se ha realizado en un entorno de simulación, permitiendo analizar el comportamiento del algoritmo en distintos escenarios representativos del sistema eléctrico. Los resultados obtenidos muestran que el algoritmo cumple con los requisitos normativos, es capaz de seguir las consignas dentro del canal de buena respuesta, y se adapta a distintas tecnologías de generación, incluyendo fuentes renovables con convertidores. Las simulaciones realizadas han permitido analizar el comportamiento conjunto de la red eléctrica y de distintas plantas de generación, evaluando su desempeño bajo diversos escenarios operativos. Entre las conclusiones técnicas extraídas de estos ensayos, destacan la importancia de una estrategia de control flexible, la necesidad de considerar las interacciones con la regulación primaria, y la existencia de márgenes operativos para optimizar la respuesta. Como líneas futuras de investigación, se propone, en primer lugar, un estudio más detallado sobre la complementariedad entre la regulación primaria y secundaria, así como un análisis comparativo del diseño y operación de estos servicios en otros países que disponen de mercados específicos para la regulación primaria. En segundo lugar, se plantea analizar la viabilidad de integrar el algoritmo como parte de una instalación de tipo prosumidor, caracterizada por una generación heterogénea y consumos flexibles y gestionables, con el objetivo de optimizar tanto la participación en el mercado de regulación secundaria como los objetivos operativos de la propia instalación. 3 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Abstract The energy transition in the electrical system, driven by the increasing integration of renewable energy sources and the electrification of new sectors, presents significant challenges for the secure and stable operation of the grid. In this context, the present work focuses on the design, development, and validation of a control algorithm intended for the provision of secondary frequency regulation services, in compliance with current Spanish regulations (P.O. 7.2) and aligned with the European requirements of the PICASSO platform for automatic frequency control. The adopted approach involves regulatory analysis, identification of technical requirements, and the development of an algorithm capable of following the setpoints issued by the transmission system operator and generating an appropriate response. The validation has been carried out in a simulation environment, allowing the behavior of the algorithm to be analyzed under various scenarios representative of the electrical system. The results show that the algorithm complies with regulatory requirements, is capable of following the setpoints within the good response band, and can be adapted to different generation technologies, including renewable sources with power converters. The simulations conducted enabled the analysis of the combined behavior of the electrical grid and various generation plants, assessing their performance under diverse operating scenarios. Among the technical conclusions drawn from these tests, the importance of a flexible control strategy, the need to consider interactions with primary regulation, and the existence of operational margins for optimizing the system response are highlighted. As future lines of research, it is proposed, firstly, to carry out a more detailed study of the complementarity between primary and secondary regulation, as well as a comparative analysis of the design and operation of these services in other countries that have specific markets for primary regulation. Secondly, it is proposed to analyze the feasibility of integrating the algorithm as part of a prosumer-type installation, characterized by heterogeneous generation and flexible, manageable consumption profiles, with the objective of optimizing both participation in the secondary regulation market and the achievement of the installation’s operational goals. 4 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Contenido Laburpena ...................................................................................................................................................... 1 Resumen ........................................................................................................................................................ 2 Abstract ......................................................................................................................................................... 3 Tabla de ilustraciones .................................................................................................................................... 7 Lista de abreviaturas, acrónimos y siglas .................................................................................................... 10 Lista de variables ......................................................................................................................................... 12 1 Introducción ........................................................................................................................................ 15 2 Alcance y objetivos .............................................................................................................................. 16 2.1 Objetivos generales ................................................................................................................... 16 2.2 Objetivos específicos ................................................................................................................. 16 2.3 Alcance del trabajo .................................................................................................................... 16 3 Beneficios que aporta el TFM y relación con los ODS ......................................................................... 17 4 Problemática ....................................................................................................................................... 18 4.1 Evolución del mercado eléctrico ................................................................................................ 18 4.1.1 Operación del sistema y el mercado eléctrico español ......................................................... 19 4.1.2 Operación del sistema y el mercado eléctrico europeo ........................................................ 21 4.1.3 Mercados y proceso de programación en españa ................................................................ 25 4.2 Estabilidad de frecuencia ........................................................................................................... 27 4.2.1 Respuesta inercial .................................................................................................................. 28 4.2.2 Regulación primaria ............................................................................................................... 31 4.2.3 Regulación secundaria ........................................................................................................... 35 4.3 Definiciones y funcionamiento de la regulación secundaria en el sistema eléctrico español... 36 4.3.1 Definiciones ........................................................................................................................... 36 4.3.2 Relación entre los agentes del mercado ............................................................................... 38 4.3.3 Funcionamiento del mercado de regulación secundaria ...................................................... 39 4.4 P.O.7.2 Regulación secundaria de marzo del 2022 (RCP) .......................................................... 41 4.4.1 Mercado de banda................................................................................................................. 42 4.4.2 Plataforma IGCC .................................................................................................................... 44 4.4.3 Zona de regulación ................................................................................................................ 44 4.4.4 Regulación Compartida Peninsular ....................................................................................... 45 4.4.5 Liquidación del servicio ......................................................................................................... 50 4.5 P.O.7.2 Regulación secundaria de junio del 2024 (SRS) ............................................................ 51 5 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.5.1 Mercado de reserva y de energía aFRR ................................................................................. 52 4.5.2 Plataformas PICASSO e IGCC ................................................................................................. 55 4.5.3 BSP de aFRR ........................................................................................................................... 56 4.5.4 Sistema de Regulación Secundaria ........................................................................................ 56 4.5.5 Programa en Tiempo Real ..................................................................................................... 61 4.5.6 Liquidación del servicio y penalizaciones por incumplimiento ............................................. 63 4.6 Conclusiones y modificaciones .................................................................................................. 65 5 Requisitos del algoritmo de regulación secundaria (SRS) ................................................................... 67 5.1 Variables .................................................................................................................................... 67 5.1.1 Entradas ................................................................................................................................. 67 5.1.2 Salidas .................................................................................................................................... 68 5.1.3 Parámetros de la SRS ............................................................................................................. 69 5.2 Cálculo del PTR ........................................................................................................................... 69 5.3 Respuesta esperada, tolerancias y potencia entregada ............................................................ 72 5.3.1 Cálculo de la aFRR entregada: ............................................................................................... 72 5.3.2 Canal de respuesta admisible: ............................................................................................... 73 5.3.3 Supervisión de la respuesta: .................................................................................................. 75 5.4 Requisitos de la regulación primaria .......................................................................................... 77 5.5 Ofertas, liquidación y penalizaciones ........................................................................................ 78 5.5.1 Ofertas de reserva y de energía aFRR ................................................................................... 78 5.5.2 Liquidación de reserva y de energía aFRR ............................................................................. 78 5.5.3 Penalizaciones ....................................................................................................................... 80 6 Algoritmo de regulación secundaria ................................................................................................... 81 6.1 Algoritmo desarrollado en Python ............................................................................................. 82 6.1.1 Algoritmo para el cálculo del PTR .......................................................................................... 84 6.1.2 Subrutina “bloque_a_rampa” ............................................................................................... 86 6.1.3 Algoritmo para el cálculo y evaluación de la respuesta ........................................................ 87 6.2 Algoritmo y entorno desarrollado en Matlab y Simulink........................................................... 88 7 Casos de estudio .................................................................................................................................. 93 7.1 Verificación del algoritmo de secundaria .................................................................................. 93 7.1.1 Cálculo del PTR ...................................................................................................................... 94 7.1.2 Respuesta y cálculo de errores del algoritmo de secundaria ................................................ 96 7.1.3 Respuesta y errores del algoritmo de secundaria en conjunto a un PTR ............................ 100 6 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 7.1.4 Resumen de los ensayos realizados .................................................................................... 103 7.2 Sistema IEEE de 9 buses con generación convencional ........................................................... 104 7.2.1 Implementación del algoritmo de regulación secundaria en la red IEEE de 9 buses .......... 105 7.2.2 Análisis de los resultados ..................................................................................................... 107 7.3 Planta fotovoltaica con baterías .............................................................................................. 111 7.4 Conclusiones ............................................................................................................................ 117 8 Planificación y diagrama de Gantt del proyecto ............................................................................... 119 9 Presupuesto del proyecto ................................................................................................................. 121 9.1 Recursos humanos ................................................................................................................... 121 9.2 Recursos materiales y licencias ................................................................................................ 121 9.3 Coste total ................................................................................................................................ 122 10 Conclusiones y trabajos futuros .................................................................................................... 123 11 Bibliografía ..................................................................................................................................... 125 12 Anexos ........................................................................................................................................... 130 12.1 Anexo I ..................................................................................................................................... 130 7 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla de ilustraciones Figura 1. Curvas agregadas de oferta y demanda [14]. ............................................................................................... 20 Figura 2. Coloreados los países que forman parte del SDAC y el SIDC [21] [22]. ......................................................... 22 Figura 3. Participantes en el mercado FCR [23]. .......................................................................................................... 23 Figura 4. Miembros de PICASSO [2]. ............................................................................................................................ 24 Figura 5. Clasificación de las estabilidades del sistema eléctrico [30]. ........................................................................ 27 Figura 6. Respuesta de la frecuencia del sistema de potencia ante una pérdida de generación [30]. ........................ 27 Figura 7. Diagrama de bloques inercia [32]. ................................................................................................................ 29 Figura 8. ROCOF y nadir [34]. ....................................................................................................................................... 30 Figura 9. Control de frecuencia básico de un generador síncrono [35]. ....................................................................... 31 Figura 10. Diagrama de bloques de un control de frecuencia básico de un generador síncrono [35]. ........................ 31 Figura 11. Características MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U [37]. ....................................................................................... 32 Figura 12. Respuesta en el tiempo MRPF [39]. ............................................................................................................ 34 Figura 13. Respuesta en el tiempo MRPFL-O y MRPFL-U [39]. .................................................................................... 35 Figura 14. Control de potencia frecuencia básico de un generador síncrono [35]. ...................................................... 35 Figura 15. Relación entre participantes y componentes del servicio de balance de regulación secundaria [Elaboración propia]. .................................................................................................................................................... 38 Figura 16. Ejemplo de casación del mercado aFRR [41]............................................................................................... 39 Figura 17. Ejemplo de casación del mercado aFRR entre áreas congestionadas [41]. ................................................ 40 Figura 18. Funcionamiento del sistema de regulación secundaria según OP 7.2 de 2022 [Elaboración propia]. ........ 41 Figura 19. Ejemplo de oferta de banda de una UP para un QH según OP 7.2 de 2022 [Figura basada en datos de REE, I90DIA [42]. .................................................................................................................................................................. 42 Figura 20. Funcionamiento plataforma IGCC [24]. ...................................................................................................... 44 Figura 21. Funcionamiento general de la RCP [Elaboración propia]. ........................................................................... 45 Figura 22. Funcionamiento del sistema de regulación secundaria según OP 7.2 de 2024 [Elaboración propia]. ........ 51 Figura 23. Cronograma de los mercados de reserva y energía aFRR [Seminario web impartido por REE]. ................. 52 Figura 24. Ejemplo de oferta de banda a subir y a bajar para el nuevo mercado de asignación de banda secundaria [Elaboración propia]. .................................................................................................................................................... 53 Figura 25. Arquitectura funcionamiento PICASSO-IGCC [43]. ...................................................................................... 55 Figura 26. Funcionamiento general de la SRS [44]. ...................................................................................................... 57 Figura 27.Activaciones en sentido positivo (aFRR a subir) [44]. ................................................................................... 59 Figura 28. Activaciones en sentido negativo (aFRR a bajar) [44]. ................................................................................ 60 Figura 29. Ejemplo casación LMOL para tres ciclos de control [Seminario web impartido por REE]. .......................... 60 Figura 30. Ejemplo del cálculo del PTR [44]. ................................................................................................................ 62 Figura 31. Ejemplo para el cálculo del desvío en caso de seguir el PTR [Seminario web impartido por REE]. ............. 63 Figura 32. Ejemplo de energía aFRR aceptada a subir y a bajar [44]. ......................................................................... 64 Figura 33. Ejemplo de rampeado de PTR. .................................................................................................................... 71 Figura 34. Ejemplo PaFRR entregada [Seminario web impartido por REE]. ................................................................. 73 Figura 35. Potencia aFRR esperada ante un escalón de 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎 de 1 pu [Elaboración propia]. ................... 74 Figura 36. Ejemplo de canal de respuesta admisible ante un escalón a subir y otro a bajar [Elaboración propia]. .... 75 Figura 37. Ejemplo modos de regulación [Elaboración propia]. .................................................................................. 77 Figura 38. Diagrama de flujo del algoritmo desarrollado en Python. .......................................................................... 83 Figura 39. Detalle del diagrama de flujo del cálculo del PTR. ...................................................................................... 84 Figura 40. Ejemplo de un mensaje PBA_2 .................................................................................................................... 85 Figura 41. Funcionamiento de la subrutina “bloque_a_rampa”. ................................................................................. 86 Figura 42. Detalle del diagrama de flujo de la respuesta secundaria. ......................................................................... 87 Figura 43. Bloque principal del algoritmo de regulación secundaria en Simulink. ....................................................... 88 Figura 44. Detalle del algoritmo de regulación secundaria en Simulink. ..................................................................... 90 8 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 45. Entorno para simular la respuesta de un BSP. ............................................................................................ 91 Figura 46. PTR calculado por el algoritmo desarrollado en Python. ............................................................................ 94 Figura 47. Resultados del algoritmo del cálculo del PTR y otros programas. .............................................................. 95 Figura 48. Ejemplo del programa PBA_1 calculado por el algoritmo. ......................................................................... 95 Figura 49. PTR y canal de respuesta admisible sin activaciones de aFRR. ................................................................... 96 Figura 50. Canal de respuesta admisible ante una entrada escalón (PaFRRset = 30 MW). ........................................ 97 Figura 51. Canal de respuesta admisible ante un escalón a subir y otro a bajar en un periodo breve. ....................... 97 Figura 52. Errores y modos de funcionamiento ante una mala respuesta del BSP. ..................................................... 98 Figura 53. Respuesta de un BSP con una dinámica mayor a la esperada. ................................................................... 99 Figura 54. PTR y canal de respuesta admisible con activaciones de aFRR. ................................................................ 100 Figura 55. Potencia generada utilizando el PTR en tiempo real como consigna........................................................ 101 Figura 56. Potencia generada utilizando el PTR adelantado 104 segundos como consigna. .................................... 102 Figura 57. Potencia generada utilizando el PTR adelantado y PaFRRset. .................................................................. 102 Figura 58. Modelo IEEE9. ........................................................................................................................................... 104 Figura 59. Modelo de un generador síncrono. ........................................................................................................... 104 Figura 60. Respuesta primaria de una red de nueve buses ante la conexión de 50 MW de consumo. ...................... 105 Figura 61. SRS y algoritmo de regulación secundaria del tres BSPs. .......................................................................... 107 Figura 62. Evolución de la frecuencia de la red. ......................................................................................................... 107 Figura 63. Ptarget y PaFRRset calculada para cada generador. ................................................................................ 108 Figura 64. Respuesta de cada generador de una red IEEE con control AGC ante una caída de frecuencia. .............. 109 Figura 65. Ejemplo de irradiancia y generación solar a lo largo de un día soleado [50]. ........................................... 112 Figura 66. Desglose de la generación del modelo de la planta fotovoltaica. ............................................................. 113 Figura 67. Escenario considerado para la estimación de las ofertas. ........................................................................ 114 Figura 68. Evolución del SOC con activaciones parciales de PaFRR. .......................................................................... 115 Figura 69. Precio medio y energía aFRR activada a subir en el SEPE [51]. ................................................................. 116 Figura 70. Diagrama de Gantt del proyecto ............................................................................................................... 120 15 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 1 Introducción La transición energética en los sistemas eléctricos, impulsada por la creciente penetración de fuentes de energía renovable y la electrificación de sectores como la movilidad, plantea importantes desafíos en términos de estabilidad y operatividad de la red. A medida que aumenta la generación intermitente no gestionable, como la solar fotovoltaica y la eólica, se hace necesario introducir mayores niveles de flexibilidad en la demanda y adaptar los procedimientos operativos para garantizar el equilibrio entre generación y consumo en todo momento. En el contexto europeo, esta evolución del sistema eléctrico ha llevado al desarrollo de un mercado interior de la energía, basado en la armonización de normativas y la implementación de códigos de red comunes. Entre ellos, destacan los códigos de red de balance, que han propiciado la creación de plataformas transnacionales como PICASSO y MARI, destinadas a la gestión coordinada de reservas de frecuencia a nivel continental [1] [2]. Estos desarrollos permiten una respuesta más eficiente y cooperativa ante desequilibrios del sistema, mejorando la integración de recursos energéticos distribuidos y renovables. La normativa española, como parte del proceso de adaptación a este marco común europeo, ha experimentado una evolución significativa en materia de servicios de ajuste. En particular, el Procedimiento de Operación 7.2 (P.O. 7.2.)[3], que regula la prestación del servicio de regulación secundaria en España, ha sido modificado para permitir la incorporación de este servicio en el nuevo entorno coordinado europeo, mediante su integración en la plataforma PICASSO. Esta plataforma, desarrollada a nivel europeo, está destinada a la gestión común del producto de restauración automática de la frecuencia, y tiene el objetivo de abrir el acceso a nuevos actores, como agregadores independientes y recursos distribuidos, facilitando así una mayor participación en los mercados de balance. En este contexto, el presente trabajo se motiva por la necesidad de analizar el impacto de estos cambios regulatorios y operativos, así como de evaluar la normativa para permitir una integración efectiva de las energías renovables y recursos distribuidos en la regulación secundaria. Este análisis es clave para avanzar hacia un sistema eléctrico más resiliente, competitivo y sostenible en el marco de los objetivos climáticos europeos. 16 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 2 Alcance y objetivos 2.1 Objetivos generales El objetivo principal de este trabajo es el diseño, desarrollo y validación de un algoritmo de control orientado a la prestación del servicio de regulación secundaria, conforme a los requisitos establecidos en la normativa española vigente. Este control se verificará mediante simulaciones en modelos desarrollados específicamente en el marco del presente proyecto, permitiendo evaluar su comportamiento bajo distintos escenarios operativos. 2.2 Objetivos específicos Con el fin de alcanzar el objetivo general, se establecen los siguientes objetivos específicos: • Realizar una revisión detallada de la documentación normativa, incluyendo el Procedimiento de Operación 7.2 y las especificaciones asociadas a la integración en la plataforma europea PICASSO. • Identificar y definir los requisitos técnicos y operativos necesarios para la prestación del servicio de regulación secundaria en el marco regulatorio español. • Diseñar y desarrollar un algoritmo de control que permita proporcionar regulación secundaria en función de las condiciones establecidas previamente. • Validar y analizar el comportamiento del algoritmo desarrollado mediante su implementación en un modelo de simulación que represente una planta fotovoltaica con baterías. • Evaluar y analizar el desempeño del algoritmo de control mediante su implementación en un modelo de simulación de red eléctrica simplificada. 2.3 Alcance del trabajo Este trabajo se centra en el diseño y validación de un algoritmo de control orientado a la prestación del servicio de regulación secundaria, en un entorno de simulación. No se contempla su implementación en sistemas físicos reales ni la evaluación de su comportamiento en condiciones operativas de campo. El análisis realizado se restringe a los aspectos técnicos y normativos vinculados con la regulación secundaria en el contexto del sistema eléctrico español. No se abordan aspectos económicos ni procesos de optimización del uso de los recursos. El algoritmo desarrollado tiene como finalidad interpretar las consignas de regulación secundaria emitidas por el operador del sistema, de acuerdo con los requisitos establecidos por la normativa vigente e informar de cuales son estos requisitos al EMS (Energy Management System). No forma parte del objetivo del presente trabajo la gestión interna de los recursos de generación dentro de una planta, función que corresponde al EMS. Asimismo, el algoritmo no pretende emular el comportamiento del sistema eléctrico completo ni calcular las consignas individuales a ser asignadas a cada planta, tarea que corresponde al operador del sistema. No obstante, para el análisis del algoritmo en diferentes escenarios, se ha introducido una simplificación del entorno operativo con el fin de contextualizar las pruebas de comportamiento en condiciones representativas. 17 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3 Beneficios que aporta el TFM y relación con los ODS El Trabajo Fin de Máster desarrollado aporta beneficios relevantes tanto desde el punto de vista técnico como estratégico, en el contexto de la transición energética y la evolución del sistema eléctrico hacia un modelo más sostenible, digitalizado y resiliente. Su contribución se enmarca de forma directa en los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) definidos por la Agenda 2030, y en particular en el ODS 7: Energía asequible y no contaminante. Desde una perspectiva técnica, el diseño, desarrollo y validación de un algoritmo de control orientado a la prestación del servicio de regulación secundaria contribuye a mejorar la operatividad del sistema eléctrico en un entorno caracterizado por una creciente penetración de generación renovable no gestionable. Este tipo de herramientas resulta esencial para garantizar el equilibrio dinámico entre generación y demanda, aportando flexibilidad operativa, reduciendo la necesidad de recurrir a generación fósil y facilitando la integración efectiva de recursos energéticos distribuidos. En concreto, el TFM está alineado con las siguientes metas del ODS 7: • Meta 7.2: "Aumentar considerablemente la proporción de energía renovable en el conjunto de fuentes energéticas". El algoritmo desarrollado permite una mayor participación de tecnologías renovables en los servicios de ajuste, superando barreras técnicas que tradicionalmente han limitado su contribución a la regulación del sistema. • Meta 7.a: "Ampliar la cooperación internacional para facilitar el acceso a la investigación y las tecnologías de energía limpia". El trabajo se desarrolla en el marco normativo europeo (plataforma PICASSO), promoviendo la armonización técnica y regulatoria a escala continental y favoreciendo la integración de actores distribuidos en mercados transnacionales de servicios de balance. Además de los beneficios específicos sobre el ODS 7, el enfoque adoptado favorece una transición energética justa e inclusiva, promoviendo la participación de nuevos agentes como agregadores y prosumidores, y sentando las bases para futuros desarrollos que podrían extenderse a instalaciones reales. Este tipo de avances está también alineado con otros objetivos globales, como el ODS 13 (Acción por el clima), al contribuir indirectamente a la reducción de emisiones mediante un uso más eficiente y flexible de los recursos renovables. En conjunto, el TFM constituye una aportación concreta a los retos técnicos y normativos asociados a la transformación del sistema eléctrico, contribuyendo a su evolución hacia un modelo más sostenible, interoperable y adaptado a las necesidades del futuro energético. 18 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4 Problemática La transición energética, basada en el aumento de las energías renovables y la electrificación de procesos, tales como el vehículo eléctrico, presenta retos significativos de cara a asegurar la estabilidad del sistema eléctrico. La participación tanto de las energías renovables a gran escala como de los recursos distribuidos en la regulación secundaria es clave para hacer frente al problema de la estabilidad del sistema eléctrico. Este apartado analiza, en primer lugar, cómo ha evolucionado el sistema y el mercado eléctrico hasta la creación de un único mercado europeo, en el que cada vez se integran con más fuerza los mecanismos utilizados para garantizar la estabilidad del sistema y su eficiencia económica. También se explica el problema de la estabilidad de frecuencia, el impacto de las energías renovables y la importancia de los mecanismos mediante los cuales se controla. La regulación secundaria es esencial para lograr la estabilidad del sistema, y desde Europa se está impulsando la plataforma PICASSO, con la que se busca unificar este servicio. Para entender cómo debe desarrollarse el algoritmo y lo que implica, se analiza en detalle el funcionamiento de la nueva regulación secundaria, adaptada a los códigos de red europeos, así como las modificaciones respecto a la versión anterior. 4.1 Evolución del mercado eléctrico El 19 de diciembre de 1996, con la publicación de la Directiva 96/92/CE del parlamento europeo sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, se dio comienzo a la liberalización de los mercados eléctricos nacionales, lo que más adelante facilitaría un mercado común entre países vecinos [4]. La directiva dio pie a que, en España, se publique la Ley 54/1997, con la que se inicio el proceso de liberalización del sector mediante la creación de un mercado mayorista, la apertura de la red a terceros y la limitación de la intervención y financiación del Estado a los servicios necesarios para garantizar la calidad y seguridad del suministro [5]. En esta ley se creó la figura del operador de mercado, cuyo cometido es encargarse de la casación de las ofertas de compra y venta de acuerdo con un sistema marginalista. En España, el Operador del mercado Ibérico de Energía - Polo Español, S.A. (OMEL) comenzó a gestionar el sistema de ofertas de compra y venta a partir del 1 de enero de 1998. Pasarón seis años desde que se inician las conversaciones entre España y Portugal en 1998, hasta que, el 1 de octubre de 2004, se firme el Convenio Internacional de Santiago, en el que se acuerdan las condiciones del futuro Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) [6]. En 2006 se puso en marcha lo acordado mediante el mercado a largo plazo, gestionado actualmente por OMIP, y en 2007, el mercado spot (diario e intradiario), al principio operado por OMEL y, a partir de 2010, por OMIE [7]. La estructura del Operador del Mercado Ibérico (OMI) quedó acordada en 2008 y, actualmente, consta de cuatro empresas: OMIE, OMIP, OMICLEAR y OMEL, las cuales están encargadas de gestionar los mercados energéticos en la península ibérica. Como se ha mencionado, desde 2010, OMIE es el operador del mercado diario e intradiario, y OMIP se encarga de operar el mercado a largo plazo. OMICLEAR y OMEL cumplen las funciones de prestar servicios de compensación y liquidación, y de organizar subastas de productos energéticos [8]. 19 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Desde 2009 se han impulsado diversas iniciativas europeas orientadas a integrar los mercados eléctricos nacionales en un mercado único [9]. A través del desarrollo de soluciones comunes para la formación de precios y la asignación de capacidad, se han logrado avances significativos en el acoplamiento diario entre regiones como la península ibérica, Centroeuropa y los países nórdicos. Este proceso continúa en evolución, con ajustes constantes para mejorar la cohesión del sistema y adaptarlo a las nuevas condiciones tecnológicas, regulatorias y de descarbonización. En este contexto europeo, se asignó un Operador del Mercado Eléctrico Nominado (NEMO, por sus siglas en inglés: Nominated Electricity Market Operator) para cada zona geográfica gestionada por un operador de mercado. En 2015, para España y Portugal, el NEMO asignado fue OMIE [7]. En este apartado se presentan los distintos mercados eléctricos que operan en España, así como su grado de integración en el marco europeo. Comprender esta estructura es fundamental para analizar el impacto de la incorporación de la plataforma PICASSO en el sistema eléctrico ibérico. 4.1.1 Operación del sistema y el mercado eléctrico español Es imposible comprender el funcionamiento del mercado eléctrico sin entender el papel fundamental que desempeña el operador del sistema de transporte. Los requerimientos técnicos inherentes a este sistema generan la necesidad de determinados servicios, los cuales son gestionados por el operador y ofrecidos por los distintos participantes del mercado. Aunque los mercados están diseñados para permitir una participación abierta y competitiva, todos los actores deben ajustarse a los límites técnicos establecidos, cuya supervisión recae precisamente en el operador del sistema. En España, este rol lo desempeña Red Eléctrica de España (REE), designada como operador del sistema eléctrico de transporte —Transmission System Operator (TSO), según la terminología europea, y operador del sistema (OS) en español—. Para ello, coordina todo lo relacionado con el sistema de transporte y generación eléctrica, operando bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia [10]. El marco normativo que regula el sector eléctrico en España está definido por la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico [11]. Esta norma establece a REE como el único transportista en régimen de exclusividad y le asigna las funciones de operador del sistema eléctrico y gestor de la red de transporte. En el contexto de la transición energética, el Marco Estratégico de Energía y Clima fija las directrices para avanzar hacia un modelo energético sostenible. Dentro de este marco destacan el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) [12] y la Ley 7/2021, de 20 de mayo, de cambio climático y transición energética, [13] que establece como objetivo alcanzar la neutralidad climática en 2050. Una de las tareas más relevantes de REE —y del resto de TSOs europeos— es garantizar el suministro de energía bajo estándares de calidad. Para lograrlo, el operador del sistema debe, entre otras funciones, mantener el equilibrio entre la generación y el consumo de energía. Esta tarea, tiene implicaciones directas en la configuración de los mercados eléctricos: introduce restricciones físicas que condicionan las casaciones económicas y obliga a establecer mecanismos y otros mercados, al margen del mercado diario e intradiarios, que garanticen la viabilidad real del sistema. A continuación, se describen las principales herramientas con las que cuenta REE para asegurar la estabilidad y continuidad del suministro eléctrico en España: 20 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Solución de restricciones técnicas: REE revisa el programa del mercado diario y de los mercados intradiarios, realizando los ajustes necesarios para que sean técnicamente viables. Si, tras la subasta, se detecta que la casación realizada no es viable —por ejemplo, debido a una sobrecarga en una línea o a la falta de generación en ciertas zonas—, REE modifica las curvas de oferta y demanda en función de las ofertas de incremento o reducción de energía de los generadores. Con ello se garantiza la estabilidad del sistema y se minimiza el impacto económico. En la Figura 1 se pueden observar las curvas de oferta y demanda ajustadas [10] por REE: Figura 1. Curvas agregadas de oferta y demanda [14]. • Servicios de balance: Permiten mantener el equilibrio entre oferta y demanda en tiempo real, además de corregir los desvíos que puedan producirse por situaciones imprevistas, como la conexión o desconexión de cargas o generadores. Para ello, REE cuenta con los siguientes mecanismos de regulación [15]: o Regulación primaria: Se activa automáticamente en segundos, sin intervención directa de REE, y tiene como objetivo actuar con rapidez ante desviaciones de frecuencia-potencia. No se gestiona por mercado, pero constituye una condición técnica obligatoria. o Regulación secundaria: Servicio de ajuste automático que corrige desviaciones en la frecuencia del sistema y en la ejecución del programa establecido. Se activa entre 20 segundos y 15 minutos. Su retribución se determina mediante mecanismos de mercado, considerando tanto la disponibilidad como el uso efectivo del servicio. o Regulación terciaria: Servicio de ajuste obligatorio en caso de disponer de capacidad para aumentar o reducir generación. Su función es corregir desajustes entre producción y consumo, y reponer la reserva usada por la regulación secundaria. La reserva se basa en la máxima variación de potencia que una unidad puede realizar en un plazo máximo de 15 minutos. Este servicio también se gestiona y remunera mediante mecanismos de mercado. o Energía de balance: Servicio destinado a restablecer o mantener la disponibilidad energética para recuperar la frecuencia. Incluye las reservas de regulación secundaria y terciaria. Su 21 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO activación es manual, con un plazo máximo de 30 minutos, y su retribución se organiza a través del mercado. • Otros mecanismos adicionales: o Sistema de Reducción Automática de Potencia: Dirigido a los generadores, este mecanismo permite anticipar y resolver restricciones técnicas relacionadas con la seguridad del sistema. Favorece una mayor flexibilidad operativa y facilita la integración de energías renovables. o Respuesta Activa de la Demanda: Dirigida a consumidores y comercializadoras, esta herramienta permite reducir el consumo eléctrico en momentos críticos en los que el sistema presenta insuficiencia de recursos para mantener el equilibrio entre generación y demanda. El sistema de control empleado para gestionar estos servicios es redundante. REE dispone de dos centros: el principal, el Centro de Control Eléctrico (CECOEL), y el de respaldo, el Centro de Control de Respaldo (CECORE). 4.1.2 Operación del sistema y el mercado eléctrico europeo La operación del sistema eléctrico europeo está cada vez más integrada con el funcionamiento de los mercados. La Unión Europea busca integrar los mercados eléctricos y la gestión de las redes para mejorar la seguridad y cohesión del sistema eléctrico. Para ello, dos entidades clave desempeñan un papel fundamental: ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) [16] y el "All NEMO Committee" [17]. ENTSO-E coordina a los operadores del sistema de transporte (TSO), mientras que el All NEMO Committee agrupa a los operadores de mercado (NEMO), asegurando la armonización y el desarrollo eficiente del mercado eléctrico europeo Un elemento central en esta integración son los Códigos de Red (CdR), un conjunto de normativas técnicas que establecen el funcionamiento de distintos aspectos de la red eléctrica. Estos códigos son desarrollados principalmente por ENTSO-E, con iniciativas que pueden venir de la Comisión Europea, la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER) o el propio ENTSO-E. Una vez aprobados como Reglamentos de la UE, los CdR tienen aplicación directa en los Estados Miembros, aunque su implementación puede variar con el tiempo. Los Códigos de Red están diseñados para contribuir a los objetivos energéticos de la Unión Europea, tales como la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, la mayor integración de energías renovables y el fomento del ahorro energético y económico. Asimismo, buscan facilitar un mercado eléctrico más accesible y competitivo [18]. Los códigos de red se dividen en cuatro grandes categorías: • Conexiones: Regulan los requisitos técnicos para la conexión de demanda, generación y corriente continua de alta tensión. • Mercado: Códigos orientados a mejorar la asignación de capacidad y la flexibilidad del sistema. En esta categoría se encuentran los CdR que afectan a los servicios de balance y que establecen el marco regulatorio a partir del cual se desarrollan el resto de las iniciativas y proyectos relacionados. Los dos códigos de red que afectan este trabajo son los siguientes: o Capacity Allocation & Congestión Management (CACM) (Reglamento (UE) 2015/1222 de la Comisión): Establece métodos para calcular la capacidad disponible en las interconexiones sin comprometer la seguridad del sistema, armoniza el funcionamiento de los mercados transfronterizos para aumentar la competitividad y la integración de renovables [19]. 22 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO o Electricity Balancing (Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión): Busca crear un mercado donde los países compartan recursos para equilibrar la generación y demanda [20]. • Operación: Con regulaciones para la gestión operativa y la restauración del sistema en emergencias. • Ciberseguridad: La cual establece medidas de protección ante amenazas digitales. Bajo el marco del Reglamento de CACM, se desarrollan las iniciativas Single Day-Ahead Coupling (SDAC) y Single Intraday Coupling (SIDC), que forman parte de la integración del mercado eléctrico europeo diario e intradiario, optimizando la asignación de capacidad de transmisión transfronteriza. En la Figura 2 se puede ver que países participan en estas iniciativas. El SDAC utiliza un algoritmo común de acoplamiento de precios, llamado EUPHEMIA (Pan-European Hybrid Electricity Market Integration Algorithm), para calcular los precios de la electricidad en toda Europa y asignar de forma implícita la capacidad transfronteriza basada en subastas. Los datos de entrada para PCR EUPHEMIA son las capacidades y restricciones de la red proporcionadas por los TSOs y las ofertas y demandas presentadas por los NEMOs [21]. El SIDC, por su parte, facilita el comercio intradiario continuo a través de una plataforma común desarrollada en el marco del proyecto XBID (Cross-Border Intraday Project), permitiendo ajustes en tiempo real y la ejecución de subastas intradiarias (IDAs) como complemento al mercado continuo, para la asignación de capacidad adicional [22]. Una característica clave de estos mercados es que las subastas de energía se realizan en intervalos de 15 minutos (QH) en lugar de cada hora. Como parte de la evolución del mercado europeo, España también está ajustando el mercado para adoptar estos periodos cuarto-horarios. Figura 2. Coloreados los países que forman parte del SDAC y el SIDC [21] [22]. En lo que respecta a los servicios de balance, el marco regulatorio está establecido en el Reglamento (UE) 2017/2195 de la Comisión. De acuerdo con esta normativa, se han desarrollado varios proyectos destinados a armonizar los distintos mercados de servicios de balance existentes (regulación primaria, 23 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO secundaria, terciaria, …) los cuales presentan características variables según el país. Antes de abordar estos proyectos y soluciones, se ofrece una breve explicación de la terminología europea utilizada para referirse a la energía proporcionada por dichos servicios: • Frequency Containment Reserves (FCR): energía activada en los primeros segundos para contener la frecuencia; en España, corresponde a la regulación primaria. • Frequency Restoration Reserves (FRR): reservas de energía destinadas a corregir desviaciones de frecuencia en el sistema eléctrico. Se dividen en automáticas (aFRR), activadas en pocos segundos y equivalentes a la regulación secundaria en España; y manuales (mFRR), con tiempos de activación de varios minutos, que corresponden a la regulación terciaria. • Replacement Reserve (RR): reserva que corresponde a la energía de balance del sistema español, cuya activación tiene como objetivo recuperar las reservas FRR utilizadas. A continuación, se presentan los principales proyectos desarrollados para unificar los mercados de servicios de balance. Es importante destacar que los nombres de los proyectos coinciden con los de las plataformas implementadas por los mismos proyectos. • FCR Cooperation: Proyecto que crea un mercado común para la participación en el mercado de energía FCR. España no participa en este mercado, dado que la regulación primaria es obligatoria para todas las centrales [23]. Figura 3. Participantes en el mercado FCR [23]. • PICASSO (Platform for the International Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation): Proyecto para la implementación de una plataforma europea de intercambio de energía aFRR [2]. En la Figura 4 se pueden ver los países participantes del proyecto PICASSO. 24 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 4. Miembros de PICASSO [2]. • IGCC (International Grid Control Cooperation): iniciativa cuyo objetivo es minimizar la activación de energía aFRR mediante la creación de una plataforma que compensa los desbalances de un TSO con otros TSOs vecinos; esta compensación se denomina Imbalance Netting (IN) [24]. Esta plataforma, junto con PICASSO, forma parte del servicio de regulación secundaria en España. De hecho, el algoritmo utilizado en IGCC es el mismo que el de PICASSO [25]. • MARI (Manually Activated Reserves Initiative): Proyecto destinado a la implementación de una plataforma europea para el intercambio de energía mFRR[1]. • TERRE (Trans European Replacement Reserves Exchange): Iniciativa para el intercambio transfronterizo de reservas de reemplazo (RR) en Europa [26]. En la Tabla 1 se resumen las plataformas existentes y se señalan aquellas en las que participa REE. Tabla 1. Plataformas europeas y servicios de balance. Proyecto y plataforma Tipo de energía Tiempo de activación (Valores orientativos) Participación de REE Terminología europea Terminología española FCR Cooperation FCR Energía de regulación primaria 5-30 segundos No PICASSO aFRR Energía de regulación secundaria 30 segundos - 5 minutos Sí (desde el 17/06/25 [27]) IGCC aFRR (IN) Energía de regulación secundaria Sí MARI mFRR Energía de regulación terciaria más de 15 minutos Sí TERRE RR Energia de balance más de 15 minutos Sí 31 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.2.2 Regulación primaria En control primario y secundario de un generador síncrono convencional tienen el aspecto de la Figura 9. Figura 9. Control de frecuencia básico de un generador síncrono [35]. En la Figura 9 se muestra un generador síncrono, en este caso una turbina hidráulica, con dos lazos de control de frecuencia. El control primario (Primary control loop) es el encargado de detectar cambios en la velocidad del rotor y ajustar la potencia mecánica entregada a la turbina de manera proporcional. Este ajuste se realiza mediante la apertura o cierre de la válvula de control, que regula el flujo de agua hacia la turbina. Sin embargo, el control primario por sí solo no es capaz de restablecer la frecuencia a su valor nominal sino únicamente de llevarla a un nuevo punto de operación estable. Para recuperar la frecuencia del sistema del sistema, se incorpora un control suplementario de frecuencia, el cual la referencia de la potencia mecánica [35]. Teniendo en cuenta la inercia del sistema, si reducimos este diagrama a un diagrama de bloques queda tal y como se muestra en la Figura 10. Figura 10. Diagrama de bloques de un control de frecuencia básico de un generador síncrono [35]. La regulación primaria se hace de manera análoga para todo tipo de generadores y en caso de no tratarse de un generador síncrono, se utilizan otras técnicas (como las indicadas en [36]) para que la planta responda de la misma manera. 32 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Características de la regulación primaria en España: El funcionamiento de la regulación primaria en España queda definido en la “Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión” [37]. Los códigos de red mencionados están recogidos en el reglamento (UE) 2016/631 de la comisión de 14 de abril de 2016 [38]. En España la regulación primaria, se denomina como MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U (Modo de Regulación Potencia-Frecuencia, Modo de Regulación Potencia-Frecuencia Limitada a Sobrefrecuencia y Subfrecuencia, respectivamente). Las unidades de generación de más de 5 MW y conectadas a una red de más de 110 kV, tienen que ser capaces de dar los tres servicios MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U, en cambio, las centrales más pequeñas solo tienen que dar MRPFL-O [39]. También hay que tener en cuenta que las centrales deben permanecer conectadas a la red cuando la frecuencia no es la nominal según lo especificado en la Tabla 3. Tabla 3. Periodos de tiempo mínimos durante los que un módulo de generación de electricidad debe ser capaz de funcionar a diferentes valores de frecuencia [28]. En la Figura 11, se pueden ver resumidas las tres características de regulación potencia frecuencia: Figura 11. Características MRPF, MRPFL-O y MRPFL-U [37]. 33 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Los ejes “x” e “y” son respectivamente, el cambio de la frecuencia y la potencia respecto a los valores nominales. La línea roja es el MRPF, como se puede ver, esta regulación se activa siempre que la frecuencia se desvíe de la nominal, no existe una banda muerta, además la respuesta en potencia activa se limita a 0,08 pu de la potencia nominal de la unidad de generación. En azul se marcan las dos características de modo de regulación potencia frecuencia, limitadas a sobrefercuencia y subfrecuencia (MRPFL-O y MRPFL-U). Estas características se activan cuando la desviación de la frecuencia es mayor a 200 mHz, y a diferencia de la MRPF, no está limita la potencia que tiene que dar el generador. Las respuestas de los modos MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF se acumulan, en verde se marca la suma de las características. Subrayar que solo las centrales de más de 5 MW y conectadas a más de 110kV tienen que dar esta respuesta. En mayor detalle, los modos de regulación potencia frecuencia tienen las siguientes características: • MRPF: |∆𝑃|: Es la respuesta en potencia activa esperada ante un desvío de frecuencia (Δf) calculada como se indica en (8): |∆𝑃|=|∆𝑓| 𝑓𝑛· 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑠1·100 (8) donde: - 𝑓𝑛: frecuencia nominal (50 Hz ± 10 mHz). - ∆𝑓: desvío respecto de 50 Hz (Δf = fn – 50) - ∆𝑃: desvío de la potencia respecto de la potencia previa a la perturbación. - Estatismo 𝑠1 = 5 % - 𝑃𝑚𝑎𝑥: Capacidad máxima. Otros parámetros: • |ΔP1|/Pmax: Intervalo de respuesta a la frecuencia (Actualmente 8%). (Funciona como una saturación, es la potencia máxima que da este modo de regulación). • Banda muerta de respuesta con la variación de frecuencia igual al 0 Hz. La Figura 12 representa la respuesta en el tiempo del MRPF. 34 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 12. Respuesta en el tiempo MRPF [39]. • Retraso inicial (t1) es el tiempo de activación de la respuesta, tiene que ser menor 2 segundos, (0,5 segundos si el generador no tiene inercia o simulación de inercia). • Tiempo de activación total (t2), salvo excepciones indicadas por REE, es de 30 segundos. • MRPFL-O y MRPFL-U |∆𝑃|: Es la respuesta en potencia activa esperada ante un desvío de frecuencia (Δf) calculada a través de la expresión (9): |∆𝑃|=|∆𝑓|−|∆𝑓1| 𝑓𝑛· 𝑃𝑚𝑎𝑥 𝑠2·100 (9) donde: - 𝑓𝑛: frecuencia nominal (50 Hz ± 10 mHz). - ∆𝑓: desvío respecto de 50 Hz (Δf = fn – 50). - ∆𝑃: desvío de la potencia respecto de la potencia previa a la perturbación (ΔP = P - P0). - 𝑃𝑚𝑎𝑥: Capacidad máxima. - Parámetros ajustables del MRPFL-O: 1) Umbral de activación ∆𝑓1 = 0.2 Hz (50,2-50) Hz. 2) Estatismo 𝑠2 = 5 % - Parámetros ajustables del MRPFL-U serán los siguientes: 1) Umbral de activación ∆𝑓1 = -0.2 Hz (49,8-50) Hz. 2) Estatismo 𝑠2 = 5 % En la Figura 13 se incluye la respuesta en el tiempo del MRPFL-O y MRPFL-U. 35 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 13. Respuesta en el tiempo MRPFL-O y MRPFL-U [39]. Los instantes más representativos de la Figura 13 son los siguientes: • Tiempo de retraso inicial (ta): es el tiempo de activación de la respuesta, que es el menor posible pero siempre menor a 2 segundos. • Tiempo de respuesta (tr): tiempo para alcanzar el 90 % de la respuesta esperada. • Tiempo de establecimiento (te): tiempo para que la respuesta permanezca dentro de una banda de error menor al ±5 %. 4.2.3 Regulación secundaria En la Figura 14 se incluye el diagrama de bloques del control secundario o AGC de una turbina hidráulica. Figura 14. Control de potencia frecuencia básico de un generador síncrono [35]. El lazo de regulación secundario (en la Figura 14 “supplementary control loop”) realiza una retroalimentación a través de la desviación de frecuencia y la añade al lazo de control primario mediante un controlador. La señal resultante (ΔPC) se utiliza para regular la frecuencia del sistema. En los sistemas de energía reales, el controlador suele ser un controlador integral simple o proporcional-integral (PI) como es en el caso del sistema eléctrico español. En los apartados 4.3, 4.4 y 4.5 se analiza en detalle el funcionamiento de la regulación secundaria en el sistema eléctrico español y su evolución para integrarse en la plataforma PICASSO. 36 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.3 Definiciones y funcionamiento de la regulación secundaria en el sistema eléctrico español El funcionamiento de servicio de regulación secundaria queda definido en el Procedimiento de Operación 7.2. El objetivo del procedimiento es regular el servicio, asegurando la estabilidad y eficiencia mediante la gestión adecuada de las reservas y de la energía de regulación secundaria. Con el fin de optimizar la estabilidad del sistema e integrar el sistema eléctrico ibérico en el mercado europeo de regulación secundaria, el nuevo P.O. 7.2. [3] entró en vigor mediados de noviembre de 2024. Las modificaciones respecto a la versión anterior [40] son notables y se resumen en el apartado 4.5, tras analizar ambas versiones, la vigente actualmente en el apartado 4.4. y la versión anterior en el apartado 4.3. En líneas generales, los principales cambios son: • Se introduce un nuevo mercado de energía y se modifica el funcionamiento del anterior mercado de banda. • El sistema de control de Regulación Compartida Peninsular (RCP) se sustituye por el Sistema de Regulación Secundaria Peninsular (SRS), manteniendo el RCP como respaldo provisional. • Con el SRS, se incorpora la participación de las plataformas europeas IGCC y PICASSO en el sistema ibérico; en la versión previa solo intervenía IGCC. • Se implanta el Programa en Tiempo Real (PTR) para calcular y supervisar la energía entregada por los proveedores según sus programas de generación y consumo en tiempo real. Otro factor importante a considerar es que la integración con la plataforma europea PICASSO se ha llevado a cabo en dos fases. La primera fase, conocida como “PICASSO nacional”, consistió en adaptar el funcionamiento del servicio de regulación secundaria para permitir la incorporación progresiva de la plataforma al sistema eléctrico español. Esta etapa se inició en noviembre de 2024, coincidiendo con la entrada en vigor de la normativa actual [28]. La segunda fase se completó el 17 de junio de 2025, fecha a partir de la cual el sistema de regulación secundaria español opera de forma conjunta con PICASSO, y los mercados de energía aFRR dejaron de ser de ámbito nacional para convertirse en mercados europeos con intercambios transfronterizos [27]. Una vez completada la segunda fase, “PICASSO nacional” funciona como sistema de respaldo. 4.3.1 Definiciones En este apartado se pretende aclarar cuales son los participantes de la regulación, y ciertas definiciones fundamentales para entender el funcionamiento del servicio de balance de regulación secundaria. Las definiciones de los participantes y componentes de este servicio, según la normativa más actualizada, son las siguientes: • Unidad física (UF): Es cada parte operativa dentro de una instalación de producción y/o de almacenamiento de más de 1 MW que puede ser registrada y gestionada individualmente. Por ejemplo, en una central hidroeléctrica, cada turbina sería una unidad física, o en una planta solar fotovoltaica, un conjunto de módulos fotovoltaicos que forman una parte operativa significativa dentro de la planta solar [3] [40]. Una unidad física, también puede estar constituida por un conjunto de instalaciones de menos de 1 MW cada una [40]. 37 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Unidad de Programación (UP): “Es la unidad elemental por medio de la cual se establecen los programas de energía en el mercado mayorista de electricidad y también la unidad básica principal para la anotación de los derechos de cobro y las obligaciones de pago que correspondan en el Registro de Anotaciones en cuenta del operador del sistema” [3] [40]. Cada unidad de programación está compuesta por una o más unidades físicas. La UP puede participar en la regulación secundaria siempre que este habilitado para ello por el operador del sistema[29]. • Proveedor de servicios de balance (BPS, Balance Service Provider): “Participante en el mercado que suministra energía de balance y/o reserva de balance a los TSO” [3] [40]. En los servicios de balance se incluyen la regulación primaria, la secundaria (aFRR), la terciaria (mFRR) y las reservas de sustitución (RR). • Sujeto de liquidación responsable del balance (BRP, Balance Responsible Party): “Participante en el mercado, o su representante elegido, responsable de sus desvíos en el mercado de la electricidad” [3] [40]. • Proveedor de servicios de regulación secundaria (BSP de aFRR): “Cada proveedor del servicio de regulación secundaria tendrá una o más unidades de programación, estando todas ellas habilitadas para la prestación del servicio de regulación secundaria. En conjunto, el proveedor del servicio de regulación secundaria deberá tener una reserva de regulación secundaria mínima habilitada de 100 MW (teniendo en cuenta la suma de reserva habilitada a subir y a bajar)” [3]. En la normativa anterior, el término de BSP de aFRR se definía como zona de regulación [40]. • Regulador del proveedor del servicio y control automático de generación (AGC): “Sistema de control de energía de cada proveedor del servicio que, recibiendo el requerimiento de potencia del regulador maestro, controla la generación o el consumo de las unidades incluidas en dicho proveedor. [3] [40]” • RCP (Sistema de regulación compartida peninsular) y SRS (Sistema de regulación secundaria peninsular): “El SRS, es el sistema de control principal de la regulación secundaria del sistema eléctrico peninsular español” [3]. El RCP es el anterior sistema de control [40]. A estos sistema de control también se les conoce como AGC central. • Regulador maestro: Es la función del SRS (o del RCP) encargada de calcular en tiempo real el requerimiento total de energía aFRR necesaria, repartir y enviar el requerimiento total entre los proveedores de servicios de balance, y medir la aportación real de estos evaluando sus modos de funcionamiento[3] [40]. 38 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.3.2 Relación entre los agentes del mercado Mediante el diagrama de la Figura 15 se explica cuál es la relación de entre las definiciones dadas en el apartado 4.3.1. Figura 15. Relación entre participantes y componentes del servicio de balance de regulación secundaria [Elaboración propia]. El regulador maestro, ya sea el RCP o el SRS, se encarga de controlar la regulación secundaria; para ello, envía una consigna al AGC de los BSP de aFRR indicando cuánta potencia se requiere de cada uno de ellos. La consigna de cada BSP se calcula en cada ciclo de control (4 segundos) y depende del desvió de la potencia intercambiada en las interconexiones, los requerimientos de las plataformas europeas (IGCC y PICASSO), el desvío respecto a la frecuencia nominal, el programa diario resultado de los mercaros (ver apartado 4.1.3. para más detalles), y de la capacidad y compromisos de cada BSP como resultado de los mercados relacionados con el servicio de regulación secundaria. El AGC de cada BSP recibe la consigna del regulador maestro (o AGC central) y reparte esta señal entre las UP de su zona de regulación habilitadas para el balance, las cuales indican a cada UF cuánta potencia tienen que generar. El BSP envía al regulador maestro la medida de la potencia generada, de tal forma que este pueda hacer un seguimiento de la respuesta que está dando el BSP. Por motivos de seguridad el sistema de control está duplicado: el OS dispone de un regulador maestro principal en el Centro de Control Eléctrico (CECOEL), existiendo un sistema de respaldo localizado en el Centro de Control de Respaldo (CECORE). 39 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.3.3 Funcionamiento del mercado de regulación secundaria En este apartado no se pretende detallar en profundidad el funcionamiento del mercado de regulación secundaria ni sus características, ya que este análisis se aborda en los apartados 4.4.1 y 4.5.1, donde se examinan las particularidades del mercado según las dos versiones del P.O. 7.2. A continuación, se describe específicamente el mecanismo de casación de las ofertas de aFRR realizadas por los BSP, procedimiento que resulta común a ambas versiones normativas analizadas. Al igual que en el mercado diario funciona como un mercado marginal con la particularidad de que no existe una curva de ofertas de compra de energía de balance: todas las ofertas se aceptan hasta cubrir la demanda. Esto se ve reflejado en el ejemplo de la Figura 16, en el que para un periodo de tiempo se hacen las ofertas de A1 a A6 y se ordenan por orden de mérito. El precio marginal es el del bloque A4 con el que se cubre toda la demanda. Figura 16. Ejemplo de casación del mercado aFRR [41]. En caso de limitaciones de capacidad entre zonas adyacentes, puede ocurrir una división de precios, lo que significa que en cada área no congestionada la oferta más alta seleccionada establece el precio marginal para el área respectiva. Esto se ilustra con el siguiente ejemplo de la Figura 17, en el que hay dos áreas, A y B, y varias ofertas en cada una de ellas: 40 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 17. Ejemplo de casación del mercado aFRR entre áreas congestionadas [41]. En el caso no congestionado, el precio está determinado por la oferta con la que se cubre la demanda de ambas áreas, resultando en un precio marginal de MPAB. En la situación congestionada, se asume que la oferta B4 no puede ser intercambiada entre las áreas debido a la capacidad limitada disponible entre zonas. Por lo tanto, una oferta de mayor precio en el área A necesita ser activada (A2). Para la determinación del precio, ocurre la mencionada división de precios, lo que lleva a diferentes precios marginales en las dos áreas (MPA y MPB). Esta división de precios no ocurre a nivel nacional, en el que se establece un único precio para la energía aFRR, pero sí que sucede, por ejemplo, entre la península ibérica y Francia debido a las limitadas interconexiones. En el caso no congestionado, el precio está determinado por la oferta con la que se cubre la demanda de ambas áreas, resultando en un precio marginal de MPAB. En la situación congestionada, se asume que la oferta B4 no puede ser intercambiada entre las áreas debido a la capacidad limitada disponible entre zonas. Por lo tanto, una oferta de mayor precio en el área A necesita ser activada (A2), lo que lleva a diferentes precios marginales en las dos áreas (MPA y MPB). Esta división de precios no ocurre a nivel nacional, en el que se establece un único precio para la energía aFRR, pero sí que sucede, por ejemplo, entre la península ibérica y Francia debido a las limitadas interconexiones. 47 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • Programa de generación o consumo (NSI): Programa de generación o consumo para cada zona y para cada periodo cuarto-horario. • Programas de intercambio internacional (NSI_F, NSI_P, NSI_M): Programas de intercambio internacional para cada periodo cuarto-horario. • Parámetros del algoritmo: Son constantes que definen diversos aspectos del funcionamiento del RCP como, el funcionamiento de filtros, bandas muertas, umbrales, tiempos muertos, factores de atenuación, entre otros. La lista completa de los parámetros se puede encontrar al final del segundo anexo del procedimiento. • Datos en tiempo real: Se miden parámetros en tiempo real como: el estado de los AGC, NID de cada zona, la frecuencia, PGC de cada zona, estado de los interruptores de las interconexiones, potencia intercambiada en las interconexiones, estado de control de las UPs y la potencia individual de cada UP… • Requerimiento total peninsular (PRR) a) Cálculo del requerimiento total peninsular Tal y como se ve en la Figura 21, el requerimiento total peninsular es la diferencia en potencia entre CNIDR, y el desvío de generación o consumo total (ΣNIDi) y se calcula como se indica en (11). 𝑃𝑅𝑅 =𝐹(𝐶𝑁𝐼𝐷𝑅)−∑1 𝐺 𝑁𝐼𝐷𝑖 𝑖 (11) donde, - 𝐹(𝐶𝑁𝐼𝐷𝑅) : Es el valor del CNIDR filtrado - ∑1 𝐺 𝑁𝐼𝐷𝑖𝑖 : Es el desvío de generación o consumo de todas las zonas que están suministrando energía secundaria dividido entre un coeficiente de atenuación (G). El valor de la magnitud CNIDR, se calcula teniendo en cuenta: • La potencia de corrección dada por la plataforma europea IGCC. • Las medidas en tiempo real del intercambio en las interconexiones (las cuales pasan por un filtro). • El programa de intercambio acordado. CNIDR puede contener perturbaciones de carácter aleatorio, por lo que se pasa por un filtro no lineal. Con este filtro, se eliminan estas perturbaciones y, además, la lógica del filtro no lineal reduce la integral de CNIDR sin utilizar un control integral. b) Cálculo de la contribución requerida a la regulación de zona A diferencia del PRR, la forma de calcular de este parámetro depende de factores como: el modo de funcionamiento del RC, el estado de la zona y si se cumplen o no las condiciones del modo permisivo de regulación. A continuación, se explica cómo se calcula este valor cuando el sistema está en un estado normal (RCP NORMAL, funcionando de modo habitual, y el estado de la zona es ACTIVO). 48 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En esta situación, MCRRFRECi se calcula para cada zona “i” según (12) sumando la parte que le corresponde del requerimiento total peninsular (PRR), el cual se reparte entre todas las zonas de regulación según el factor de participación Ki y la potencia exigida a cada zona para volver a la frecuencia programada (TEFRECi). 𝑀𝐶𝑅𝑅𝐹𝑅𝐸𝐶𝑖= 𝐾𝑖·𝑃𝑅𝑅+𝑇𝐸𝐹𝑅𝐸𝐶𝑖 (12) donde, • TEFREC: Es la potencia exigida a cada zona para volver a la frecuencia programada y, tal como se muestra en (13), es proporcional al desvió de la frecuencia (Δf = fMedido - fProgramado), a la capacidad nominal de una zona (CTBCAPi) y a la constante BIAS (MW/Hz) establecida por ENTSOE para el sistema peninsular. 𝑇𝐸𝐹𝑅𝐸𝐶𝑖= −10·𝐵𝐼𝐴𝑆·𝐶𝑇𝐵𝐶𝐴𝑃𝑖·∆𝑓 (13) • 𝑲𝒊·𝑷𝑹𝑹, es la potencia adicional exigida a cada zona para compensar el requerimiento total de la regulación peninsular, para ello, se multiplica el PRR por el factor de participación. Como se puede ver en la Figura 21, la consigna calculada para cada zona depende de los bloques “Requerimiento total peninsular”, “Frecuencia de referencia por zona” y “Factores de participación por zona”. Cuando una zona de regulación está suministrando energía de secundaria a la red, puede estar en un estado ACTIVO o de EMERGENCIA. Se considera que una zona está en estado de EMERGENCIA cuando la potencia de regulación que suministra la zona no sigue la consigna del regulador maestro de forma adecuada. En esta situación el regulador maestro modifica la forma de calcular el fator de participación y la referencia que envía al regulador. c) Seguimiento de la respuesta La función de este bloque del RCP es recibir las medidas enviadas por las zonas de regulación y comparándola con la respuesta que se espera de ellas ver si la potencia dada por el regulador de zona es adecuada o no. Para ello, se calculan los siguientes parámetros, cada uno de los cuales se corresponde con un bloque de la Figura 21: • Potencia en control deseada (PGCD): En primer lugar, se determina la potencia en control deseada para que la zona i anule su error de control de área. La PGCD se calcula como la suma entre la potencia generada por la zona (PGC), el desvío de la zona y la consigna MCRRFREC que se le ha dado, todo esto para el siguiente ciclo de control a los 4 segundos (t-1). Es decir, la suma entre el error de control de área de la zona y la potencia generada por la zona, de tal manera que, si la zona suministra la potencia de control deseada, el desvío (ACE) es nulo. • Respuesta esperada (SUM1): Los cambios de la PGCD pueden ser muy bruscos y no se espera que la central de generación lo siga en tiempo real. La respuesta esperada de la zona de regulación (SUM1) es el valor de la potencia que corresponde al seguimiento de la consigna 49 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO PGCD pasado por un sistema lineal de primer orden, con constante de tiempo T1=100 s. Se calcula como se indica en (14) 𝑆𝑈𝑀1(𝑠)=1 𝑇1·𝑠+1·𝑃𝐺𝐶𝐷(𝑠) (14) (14) se puede expresar como (15). 𝑆𝑈𝑀1(𝑡)=𝛼1𝑃𝐺𝐶𝐷(𝑡)+(1−𝛼1)𝑆𝑈𝑀1(𝑡−1) 𝑆𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜: 𝛼1=∆𝑇 𝑇=4 𝑠 100 𝑠 (15) • Error de seguimiento (ERR): En caso de que la potencia generada (PGC) este entre el valor de SUM1 y el valor de PGCD el error es nulo. En caso de que PGC este fuera de esa zona, el error es la diferencia entre el PGC y el valor más próximo SUM1 o PGCD. • Error de seguimiento retardado (SUM): El error de seguimiento (ERR) se pasa a través de un sistema de primer orden. Esto permite que un error de seguimiento persista durante un tiempo ajustable, que depende de la magnitud del error, antes de que alcance el umbral de mala respuesta (AT) el cual se calcula para cada zona. Se calcula como se indica en (16). 𝑆𝑈𝑀(𝑡)=𝛼2𝐸𝑅𝑅(𝑡)+(1−𝛼2)𝑆𝑈𝑀(𝑡−1) 𝑠𝑖 ∶ 𝑆𝑈𝑀(𝑡)≤𝐾3·𝐴𝑇 𝑆𝑈𝑀(𝑡)=𝐾3·𝐴𝑇 𝑠𝑖 ∶ 𝑆𝑈𝑀(𝑡)>𝐾3·𝐴𝑇 𝑆𝑖𝑒𝑛𝑑𝑜: 𝛼2=∆𝑇 𝑇2 =4 𝑠 13,3 𝑠 (16) donde: - 𝐾3: es la constante que limita el valor del error de respuesta retardado, para evitar que crezca de forma indefinida. (𝐾3= 2) - 𝐴𝑇: es el umbral de mala respuesta del BSP en el período de programación QH, calculado como se indica en el siguiente punto. • Umbral de mala respuesta (AT): El umbral de mala respuesta AT, es un valor fijo que se define para cada zona de regulación y periodo horario o cuarto horario en función de su capacidad y la reserva total a subir y bajar de toda la RCP. Este umbral se limita a un mínimo de 1 MW. d) Factores de corrección y de participación El objetivo de este bloque es calcular los factores de corrección (CORFTR), los cuales sirven para calcular los factores de participación de cada zona (K), en función del seguimiento que se hace de la respuesta. Para determinar si la respuesta es correcta o no, se compara el valor absoluto de la respuesta esperada (SUM1) con el umbral de mala respuesta (AT). En el caso de que SUM1 este fuera del umbral, se considera que la respuesta no es correcta y se modifica su factor de corrección (CORFTR), el cual tendría el valor de 1 en caso contrario. CORFTR 50 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO modifica su valor en función del error de seguimiento retardado (SUM) y al sentido de la respuesta (por exceso o por defecto de potencia dada a la red). Cuando el error supere cierto umbral, ya sea porque el error es significativo o, porque se mantiene a lo largo del tiempo, el estado de la zona se considera de EMERGENCIA y CORFTR pasa a valer 0. Los factores de participación K reflejan la fracción real de la capacidad de contribución nominal que la zona está poniendo a disposición de la Regulación Compartida. Se calculan teniendo en cuenta CORFTR (que tendrá un valor entre 0 y 1) y de tal manera que el error se reduzca lo antes posible. 4.4.5 Liquidación del servicio Queda fuera del alcance del TFM analizar la liquidación del servicio por lo que simplemente se da una breve descripción de sus principales características. Para la liquidación del servicio se tienen en cuenta los siguientes tres puntos: • Asignación de banda: Son los resultados del mercado de banda explicado anteriormente. • Variación de la banda de regulación secundaria disponible en tiempo real: La reserva de regulación secundaria se ajusta en tiempo real según la respuesta de cada zona. Se evalúa si una zona no puede contribuir cuando está inactiva y si las reservas disponibles son suficientes, valorando ambos casos según el precio de la reserva de regulación. • Energía efectiva neta de regulación secundaria: Se considera la energía entregada en cada ciclo cuando una zona está en estado ACTIVO o de EMERGENCIA y sin reservas. Su valor económico se determina en función del precio marginal de la regulación terciaria que hubiera sido necesaria en el mismo período de programación. 51 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.5 P.O.7.2 Regulación secundaria de junio del 2024 (SRS) En la Figura 22 se presenta un esquema con el funcionamiento de la regulación secundaria según el procedimiento de operación vigente. El P.O. 7.2. se publicó en junio de 2024 pero no entro en vigor hasta noviembre. Figura 22. Funcionamiento del sistema de regulación secundaria según OP 7.2 de 2024 [Elaboración propia]. Al igual que antes, el diagrama se ha separado por colores y cada uno significa lo siguiente: • Mercados de energía y de reserva (Amarillo): Representa la información y variables de entrada que el OS proporciona al regulador maestro para que pueda cumplir su cometido. Incluye principalmente los resultados del mercado de reserva y de energía, junto con la información sobre las capacidades de los BSP y las modificaciones derivadas del seguimiento de la respuesta en tiempo real, entre otros. • Regulador maestro (Rojo): En este caso el regulador maestro utiliza el SRS en vez del RCP. • Plataformas europeas IGCC y PICASSO. • Medida (Azul): Corresponde a las medidas tomadas en las interconexiones y la frecuencia de la red, a partir de las cuales se calcula la cantidad de energía aFRR necesaria para corregir el desvío de frecuencia. 52 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • BSP de aFRR (Gris): El AGC del BSP recibe la consigna del regulador maestro para regular las unidades de programación y ajustar la producción de energía. El BSP también envía información al regulador maestro sobre la energía que está produciendo. • El programa en tiempo real (PTR) (Rosa): Una de las principales novedades de este procedimiento, se utiliza para calcular la energía aFRR suministrada por un BSP, tanto el SRS como el BSP calculan el PRT. En las siguientes paginas se explica más detalladamente cada uno de estos elementos. 4.5.1 Mercado de reserva y de energía aFRR Con la nueva normativa se introduce un nuevo mercado llamado mercado de energía y se modifica el funcionamiento y las características del mercado de banda existente. A continuación, se explica brevemente en qué consisten estos mercados: • El mercado de reserva de balance se hace a la misma hora que se hacía antes el mercado de banda, entre las 14:45-16:00 del D-1, y su función es asegurar el suministro de energía de balance requerida por el operador. • Mercado de energía: Su función es que cualquier BPS, independientemente de si ha participado en el mercado de reserva o no, pueda ofertar energía de regulación y participar en este servicio. Este mercado se realiza entre las 12:00 del D-1 y 25 minutos antes del cuarto de hora para el que se oferta la energía de regulación. En este mercado hay dos tipos de ofertas: - Ofertas obligatorias: Aquellos con el compromiso derivado de la asignación de banda tienen la obligación de ofertar en el mercado de energía aFRR al menos el mismo volumen que la reserva de aFRR. (para garantizar la disponibilidad). Estas ofertas se tienen que recibir antes de las 20:00 del D-1. - Ofertas libres: Ofertas de aFRR departe de cualquier participante del mercado. Hasta 25 minutos antes del QH. Las ofertas de energía se asignan por merito, independientemente de si son obligatorias o libres. En la Figura 23 se puede ver el cronograma del mercado de reserva y de energía aFRR. El instante QH-10’ indicada en la figura corresponde al cierre del buzón de ofertas revivida por la plataforma PICASSO. Figura 23. Cronograma de los mercados de reserva y energía aFRR [Seminario web impartido por REE]. En los subapartados a) y b) se detallan las características técnicas del mercado de reserva de balance y del mercado de energía aFRR. 53 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO a) Mercado de reserva de balance El mercado de banda se renombra como mercado de reserva de balance y, al igual que antes, el operador del sistema publica a las 14:45 del día anterior (D-1), los requisitos de reserva a subir y a bajar (MW) del sistema. Los BRP presentan las ofertas de las unidades de programación habilitadas para participar en la regulación secundaria. El plazo para hacer las ofertas se cierra a las 16:00 del D-1. Las ofertas deben tener las siguientes características: • Una única oferta por cada BPS de aFRR, compuesta por distintos bloques de banda solo a subir o solo a bajar. • Cada bloque debe tener una potencia (mayor a 1MW y con una granularidad de 1MW) y su precio. • El número de bloques enviados por sentido y periodo de programación es menor o igual a 25, pudiendo ser sólo uno de ellos indivisible. • Ofertas para cada QH del día siguiente. Temporalmente, para cada hora, hasta que se establezca el sistema QH. • El OS establece un precio máximo para las ofertas Cada bloque de oferta debe incluir la siguiente información: • Oferta de reserva a subir o a bajar [MW] • Precio del bloque ofertado [€/MW] • Código de indivisibilidad En la Figura 24, se muestra un ejemplo del aspecto de una oferta para una hora con cinco bloques a subir y cuatro a bajar. Cada bloque tiene un único precio, los primeros más bajos y los últimos, a la derecha de la imagen más caros. Figura 24. Ejemplo de oferta de banda a subir y a bajar para el nuevo mercado de asignación de banda secundaria [Elaboración propia]. 0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 BANDA DE REGULACIÓN A SUBIR OFERTADA POR UNA ZONA DE REGULACIÓN (MW) -30,0 -25,0 -20,0 -15,0 -10,0 -5,0 0,0 BANDA DE REGULACIÓN A BAJAR OFERTADA POR UNA ZONA DE REGULACIÓN (MW) 54 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO El OS asigna las ofertas que representen el menor coste total, asegurando que se cubre la demanda. La asignación se realiza a nivel de zona de regulación, pero se basa en las ofertas presentadas por cada unidad de programación. Los resultados se publican a las 16:30 del D-1. Los criterios y el procedimiento de asignación son similares a los de la versión anterior, los cambios principales se derivan de que las nuevas ofertas son solo a subir o bajar lo cual tiene como resultado final que se obtengan dos precios marginales: un precio para la asignación de requisitos a subir y otro a bajar. El proveedor de BSP de aFRR debe disponer de la banda asignada. Si es necesario modificar el programa de una unidad de programación, es responsabilidad del BRP realizar las modificaciones. Debido al seguimiento de las instrucciones del OS en tiempo real (más concretamente a la aplicación del mecanismo de solución de restricciones técnicas en tiempo real y a la asignación de regulación terciaria por aplicación del Mecanismo Excepcional de Resolución (MER)), se puede dar la posibilidad que la banda de regulación acordada quede comprometida. En esta situación, el BRP es el responsable de solicitar una reducción de banda (hasta 10’ antes del QH). El OS valora la solicitud y si es adecuada, replanifica la potencia exigida a ca UP para el QH. b) Mercado de activación de energía aFRR Los proveedores asignados en el mercado de reserva deben presentar ofertas válidas de energía aFRR, tanto a subir como a bajar, correspondientes a los periodos asignados. Estas ofertas obligatorias deben enviarse, como mínimo en una primera versión, antes de las 20:00 del día anterior. Con estas ofertas se crea un primer LMOL de respaldo el cual sirve para asegurar que la demanda de energía se cumple. Tanto los que han participado en el mercado de banda como los que no, pueden presentar ofertas voluntarias (ofertas libres) no vinculadas a los volúmenes asignados. A esto se le llama buzón de ofertas aFRR, y se mantiene abierto desde las 12:00 del día anterior hasta los 25 minutos antes de comenzar el cuarto de hora. Las características de las ofertas de aFRR son similares a las ofertas de banda descritas en el apartado anterior: • Una única oferta por cada BPS compuesta por bloques de banda solo a subir o solo a bajar. • Cada bloque debe tener una potencia (mayor a 1MW y con una granularidad de 1MW) y su precio. • El número máximo de bloques enviados por sentido y periodo de programación es de 25, y deben ser todos divisibles. • Ofertas para cada QH del día siguiente. (Para cada hora, hasta que se establezca el sistema QH.) El precio marginal se determinaba cada 4 segundos por casación LMOL (Local Merit Order List) hasta la migración a PICASSO en la fase II, cuando se empezó a utilizar CMOL (Common Merit Order List). En la casación LMOL se consideran solo las ofertas nacionales mientras que, en la CMOL, además de las ofertas nacionales, se tienen en cuenta todas ofertas europeas, haciendo posible que se intercambie energía aFRR entre los países conectados a PICASSO. 55 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.5.2 Plataformas PICASSO e IGCC Como se ha explicado anteriormente, la plataforma IGCC permite compensar en tiempo real las necesidades de energía de balance entre los bloques de control frecuencia-potencia europeos, antes de activar las reservas automáticas (aFRR). La plataforma PICASSO permite tanto la compensación de necesidades de aFRR entre bloques de control como la activación de las ofertas más competitivas a nivel europeo. Se realiza en tiempo real, considerando los límites de capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales. La coordinación en tiempo real entre las plataformas IGCC y PICASSO se efectúa en tres pasos: 1. Optimización inicial de ofertas aFRR y compensación de necesidades (IN). 2. Posible compensación entre IGCC y PICASSO con los TSO no conectados a PICASSO. 3. Una nueva optimización considerando los resultados del paso anterior. En el siguiente diagrama, se ve un esquema con el funcionamiento de la plataforma. En él se pueden distinguir los siguientes bloques entre otros: • AOF/IFN (Activation Optimisation Function): es el algoritmo que optimiza la compensación entre bloques de control frecuencia-potencia y la activación de ofertas según los tres pasos descritos anteriormente. • LFC Area (Area de control frecuencia-potencia): En el caso de España, hay un solo área y un solo bloque (LFC block) que es toda la red eléctrica operada por REE. (En otros países, como Alemania, puede haber más de un área y esa área estar dividida en varios bloques) [41]. Figura 25. Arquitectura funcionamiento PICASSO-IGCC [43]. 56 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Para entender de manera general el funcionamiento de la plataforma, se puede decir lo siguiente: • Si no se utiliza la plataforma, cada área tiene que cubrir su propia demanda. Es decir, la aFRR activada en el LFC área es igual a la energía aFRR asignada a cada BSP de esta área. En esta situación las señales Correction y aFRR Demand son nulas. • Con PICASSO conectado, un área podría cubrir parde de su demanda de aFRR con ofertas de BSPs de otras áreas. En esta situación, aFRR activada dentro del LFC área es menor que la energía total que necesita. En este caso, aFRR Demand es positivo y la señal Correction en cambio tiene un valor negativo. 4.5.3 BSP de aFRR Al igual que el RCP, el SRS requiere que tanto el regulador maestro como el de zona permanezcan en comunicación, y realicen las tareas que se les encomiendan. Para ello el BSP tiene que realizar principalmente las siguientes dos funciones: • Recibir y transmitir información: Los datos que se envían entre el AGC central y los AGC de los proveedores de servicios de balance están especificados en el procedimiento de operación y se especificaran en el siguiente apartado 4 del trabajo, de momento se pueden destacar los siguientes: - Recibir la contribución requerida a la regulación (PaFRRset), enviada por el Regulador Maestro al BSP, además de, los programas cuarto-horarios, el programa en tiempo real (PTR) y la potencia total generada por el BSP (Pout), calculados por el OS. - Transmitir al regulador maestro los siguientes valores entre otros: el programa en tiempo real de respaldo (PTR’), calculado por el BSP, el programa de generación o consumo de la zona y la potencia total generada por el BSP(Pout’), calculada por el BSP. • La tarea principal del BSP consiste en seguir de manera adecuada la referencia dada por el regulador maestro. Además, tiene que calcular el programa en tiempo real de respaldo (PTR’) a partir de la información que envía el regulador maestro y medir/calcular la potencia total generada (Pout’). Estos dos valores, también los mide y calcula el SRS por lo que sirven de redundancia en caso de que alguno de los dos sistemas falle y para comprobar que todo funciona correctamente. 4.5.4 Sistema de Regulación Secundaria La regulación secundaria tiene como objetivo mantener la frecuencia y los intercambios netos con otros bloques de control frecuencia-potencia dentro de los valores de consigna, restaurando la reserva primaria utilizada y considerando las señales correctoras de las plataformas europeas IGCC y PICASSO. Para ello, el sistema de regulación secundaria coordina directamente los AGC de los proveedores, distribuyendo la necesidad de energía aFRR y enviando a cada AGC la potencia que debe aportar, según el resultado de la asignación de ofertas en el mercado de activación de regulación secundaria. Además, el SRS genera los resultados del servicio, que se utilizan para la liquidación con cada proveedor. La implantación de la SRS se ha realizado en dos fases, en la primera, se implanto el algoritmo para regular únicamente la península, y en la segunda, la SRS se conectó con la plataforma PICASSO y funciona de forma 63 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 31. Ejemplo para el cálculo del desvío en caso de seguir el PTR [Seminario web impartido por REE]. El proveedor de BSP debe seguir obligatoriamente su PTR mientras este suministrando energía secundaria a la red (incluyendo los minutos anteriores y posteriores debido al rampeado). Opcionalmente, también puede elegir seguir el PTR en todo momento, en tal caso el desvío se calcula siempre siguiendo el PFL. 4.5.6 Liquidación del servicio y penalizaciones por incumplimiento Para la liquidación del servicio se tienen en cuenta los siguientes cuatro puntos: • Asignación de reserva de regulación secundaria: Son los resultados del mercado de reserva explicado anteriormente. La remuneración de los mercados de reserva a subir y de reserva a bajar se realiza con dos precios marginales independientes. El precio se establece para cada QH y corresponde al precio de la última oferta asignada de forma total o parcial en el correspondiente sentido. • Penalizaciones debido a incumplimientos asociados al mercado de reserva. Penalizaciones que conllevan una obligación de pago. • Energía aFRR aceptada: Se remunera la energía aFRR aceptada través de precios marginales calculados cada ciclo de control. Durante la fase I, los precios marginales se calculan localmente en función de la LMOL, mientras que, en la fase II, los precios marginales transfronterizos se calcularán por la propia plataforma PICASSO en función de la CMOL. La energía aFRR aceptada, es la energía de regulación secundaria entregada por un BSP en aquellos periodos de programación (y los 5 minutos posteriores al último periodo de programación) en los que se encuentre en modo ACTIVO, ERROR o ALERTA siempre que su aportación se realice en sentido favorable al sentido que solicita el regulador maestro. A continuación, en la Figura 32, se muestran dos gráficos, uno con potencia a subir y otro a bajar, en los que se ve que parte de la energía total entregada es reconocida: 64 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 32. Ejemplo de energía aFRR aceptada a subir y a bajar [44]. Dependiendo del modo en el que se encuentra el BSP la energía se acepta de manera diferente: - Modo activo: Se acepta toda la energía entregada por el BSP. - Modo error y alerta: Se la parte de la energía entregada por el BSP que este por debajo de la aFRR deseada. - Modo mala respuesta: tras pasar un minuto en modo alerta el BSP pasa a modo mala respuesta. En este estado no se acepta la energía dada por el BSP. - Modo sin participación (inactivo): Salvo los 5 minutos posteriores al último QH en el que se ha hecho una oferta no se acepta energía de aFRR. • Incumplimientos asociados al seguimiento de la respuesta en tiempo real: Penalizaciones que conllevan una obligación de pago. 65 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4.6 Conclusiones y modificaciones A continuación, se resumen las conclusiones del análisis de la normativa y las diferencias más relevantes entre las dos versiones: • Modificaciones en el mercado de reserva (antes de banda) Los horarios en los que el OS publica la información para que los participantes hagan las ofertas y el periodo en el que el OS las recibe no se modifica. En la SRS, las ofertas están compuestas como mucho por 24 bloques a subir y otros 24 a bajar y se presentan por cada regulador de BSP, no por unidad de programación. A diferencia del RCP, las ofertas no tienen que cumplir la relación a subir y a bajar establecida por el regulador maestro (es el OS quien se encarga de que se cumpla al seleccionar las ofertas). • Nuevo mercado de energía aFRR y LMOL/CMOL Se crea un nuevo mercado de energía aFRR en el que los reguladores de zona presentan ofertas de energía. En la fase I, estas ofertas son nacionales y con ellas se forma la LMOL a partir de la cual se calcula la potencia que debe entregar cada BSP y el precio por el que se liquida esta energía. En la fase II esta tarea la realiza la plataforma PICASSO, formando la CMOL a partir de ofertas de todos los BSP que participen en la plataforma. En la Figura 23 se puede ver un cronograma en el que se incluyen el mercado de reserva y el mercado de energía aFRR. • Diferencias en la liquidación del servicio De la misma manera que se ha cambiado el mercado de banda e introducido un nuevo mercado, se ha modificado la manera de liquidar estos servicios y las penalizaciones debidas a su incumplimiento. • Cálculo del requerimiento total peninsular y control PI Se modifica también la forma de calcular el requerimiento total peninsular para integra la plataforma PICASSO, además de introducir un control PI. El funcionamiento del SRS queda fuera del alcance de este trabajo por lo que no se estudia en mayor detalle. Aun así, a la hora de analizar la respuesta en de la red en su conjunto en los casos de estudio se tiene en cuenta una simplificación de su funcionamiento. • Supervisión de la respuesta: En cuanto a la supervisión de la respuesta, tanto la potencia deseada (SUM1 y PaFRResperada) como los errores de seguimiento se calculan de forma análoga y los sistemas de primer orden que se aplican tienen las mismas constantes de tiempo. El umbral de mala respuesta AT también se calcula de la misma forma y se aplican las mismas constantes para calcularlo. Una pequeña diferencia en el tema de la supervisión es la siguiente: En el SRS, el error de seguimiento retardado es igual a cero si el error es nulo (𝐸𝑅𝑅𝑟𝑒𝑡(𝑡)=0 𝑠𝑖: 𝐸𝑅𝑅(𝑡)=0) lo que no ocurre en el RCP. 66 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Aunque la supervisión sigue siendo la misma, sí que se ha modificado lo que implica esta supervisión. En la RCP había solo dos modos de regulación ACTIVO/EMERGENCIA y que una zona tuviera un error o entrara en modo de EMERGENCIA implicaba que su consigna se calculara de manera diferente a partir de los factores de participación y corrección. En cambio, en la SRS, hay cuatro modos distintos (ACTIVO/ERROR/ALERTA/MALA RESPUESTA) y estos modos no cambian la consigna que les da el regulador maestro sino únicamente se utilizan para liquidar la energía aFRR que han entregado. • Introducción del PTR: Una de las mayores novedades del SRS es la introducción del PTR, lo cual hace que los cambios entre QH sean rampeados en vez de escalonados. Esto modifica la forma en el que el BSP controla las unidades físicas. Dejando de lado la regulación secundaria, también hay que tener en cuenta que no se calculan de la misma manera los desvíos respecto al programa cuarto-horario de un BSP que siga su PTR y otro que no lo haga. • Potencia mínima del BSP de aFRR: En el RCP, cada zona de regulación secundaria debía que tener un tamaño mínimo de 200 MW habilitados para la participación. En el SRS se reduce a 100 MW y en el mismo BOE se aclara que en un futuro se estudiará la posibilidad de reducir este valor, siguiendo el ejemplo de otros países europeos en los que no existe esta limitación. 67 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 5 Requisitos del algoritmo de regulación secundaria (SRS) En este apartado se detallan los requisitos que debe cumplir el algoritmo de regulación secundaria que se va a desarrollar, así como las consideraciones adoptadas durante su diseño. Asimismo, se analizan los factores relevantes a tener en cuenta y se describen las soluciones implementadas para resolver los problemas identificados a lo largo del proceso. 5.1 Variables Como punto de partida para desarrollar el algoritmo, se estudian las señales que tiene que recibir y enviar. En este apartado, se detallan las señales que se intercambian entre el regulador maestro y el BSP de aFRR. Las señales se envían utilizando los protocolos, formato e información definidos en los procedimientos de operación 9.0, 9.1 y 9.2 relativos a los intercambios de información [45] [46]. De forma más específica, en los documentos técnicos provistos por REE “Intercambio información con el OS Vol1 Mercados de Producción”, se detallan con todo detalle y con ejemplos las características de estos mensajes [47]. 5.1.1 Entradas Estas señales son la información enviada por el regulador maestro al BSP es el punto de partida a partir del cual se desarrolla el algoritmo: • PaFRRset: Es la consigna de la potencia secundaria que el BSP de aFRR en su conjunto tiene que dar a subir o a bajar. • PTR (calculada por REE): El OS envía a través del protocolo de comunicaciones ICCP la señal PTR calculada por él. • Información para el cálculo del PTR’: El OS envia una serie de mensajes en forma de ficheros para que cada proveedor calcule su PTR. Los mensajes se clasifican en tres categorías dependiendo de su contenido: o Programa Base Agregado (PBA), mensaje pbabspafrrr. o Asignaciones de mFRR (PC2), mensaje pc2bspafrrr. o Programas de restricciones técnicas en tiempo real (PC3), mensaje pc3bspafrrr. Señales informativas enviadas por el regulador maestro al BSP de aFRR: • Pout: Potencia generada o consumida por las unidades incluidas en el BSP, medida por REE. • PGCSUP y PGCINF, Suma de los límites superiores e inferiores de las unidades físicas del BSP de aFRR que participa en el servicio calculado por el SRS. • SRSSTS: Estado de funcionamiento de la regulación (0= OFF / 1=ON) • SRSMOD: Modo de funcionamiento del SRS (0=NORMAL / 1=FRECUENCIA / 2=MANUAL / 3=FROZEN) • SRRmaster: Indica cuál de los centros de control (0= CECOEL / 1=CECORE) está en funcionamiento como dentro de control maestro. • BSPSTS: Estado de regulación del BSP (0= ON / 1=OFF/ 2=OFF REE/ 3=PRUEBA) • BSPMOD: Modo de regulación del BSP (0= ACTIVO/ 1=INACTIVO/ 2=ERROR/ 3=ALERTA / 4=MALA RESPUESTA / 5=OFF/ 6=OFF_REE / 7=SIN PARTICIPACION) 68 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • PoutSEL: Indica cual es la señal Pout utilizada por SRS: la medida por el SRS o el BSP (0=SRS / 1 =BSP) • PTRSEL: Indica cual es la señal PTR utilizada por SRS: la calculada por el SRS o el BSP (0=SRS / 1=BSP) • TCALONSRS: Número de ciclos ejecutados en el cuarto de hora en curso por el SRS (Su valor ira desde 1 a 225 ciclos) • Foffdes: Frecuencia programada en el sistema interconectado europeo (fs=50 Hz) • F: Frecuencia medida por el OS • Ptarget: Activación de la energía aFRR a subir y a bajar, este es el valor que se utiliza para la casación LMOL/CMOL. • PaFRR: Potencia de regulación secundaria entregada por el BSP (considerando el PTR) • BTOL: Banda de tolerancia del seguimiento del BSP. • CANALTP y CANALBP: Límites superior e inferior del canal de respuesta admisible. • ATSRS, Umbral de mala respuesta del BSP. • REOFUP y REOFDW: Reserva disponible a subir y a bajar en el LMOL del QH actual. • NSIF: Programa de intercambio neto con Francia. • CNSIF: Desvío de intercambio neto filtrado por las interconexiones EspañaFrancia. • NSIP: Programa de intercambio neto con Portugal. • CNSIP: Desvío de intercambio neto filtrado por las interconexiones España – Portugal. • NSIM: Programa de intercambio con Marruecos. • NIDM: Desvío de intercambio con Marruecos. También se envían una serie de señales relativas a la liquidación del servicio. 5.1.2 Salidas A continuación, se listan las señales que el BSP de aFRR tiene que enviar al regulador maestro: • PTR’: Es la señal de respaldo del PTR que el BSP tendrá que calcular y enviar al OS a partir de los mensajes recibidos para ese fin. La señal se tiene que enviar cada ciclo de control (4 segundos). • TPTRSEL: Indicador fuente de PTR utilizada por el BSP (0=SRS / 1=BSP) • POUT’: Potencia generada o consumida por el BSP, calculada por el proveedor. • TPoutSEL: Indicador fuente Pout utilizada por el BSP (0=SRS / 1=BSP) • LIMSUP y LIMINF: Suma de los límites superiores e inferiores alcanzables por cada unidad física cumpliendo los requisitos de velocidad de respuesta del servicio de regulación secundaria. • PGC: (Potencia de generación en control) Es la suma de la potencia activa neta generada por las unidades físicas en estado de regulación ON. • Estado de regulación de cada unidad física del BSP (0= ON / 1=OFF/ 2=OFF REE/ 3=PRUEBA) • CASTS: Estado de activación o suspensión del su AGC del proveedor (0=ON / 1=OFF) • MAGCIND: Señal que indica si el AGC está regulando según el algoritmo de la RCP o del SRS (0= RCP/ 1=SRS) • MSRSIND: Estado que indique el regulador maestro utilizado por el AGC del BSP (0=CECOEL / 1=CECORE). 69 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 5.1.3 Parámetros de la SRS Se listan en la Tabla 5 los parámetros que se utilizan para definir el funcionamiento de regulación secundaria, como umbrales, constantes de tiempos o retardos. Tabla 5. Parámetros de la SRS. Nombre Descripción Valor PTROL Porcentaje de error admitido en el seguimiento del PTR. 1,5% (rango entre 0,5 y 2 %) BTOLMAX Error máximo admitido en el seguimiento del PTR. 25 MW (rango entre 25 y 50 MW) BTOLMIN Error mínimo admitido en el seguimiento del PTR. 1 MW (rango entre 0 y 1 MW) TAT Tiempo máximo de permanencia en modo de ALERTA. 60 segundos K2 Constante para el cálculo del umbral de mala respuesta AT. 7% (rango entre 5 y 10 %) K Constante para limitar el error de retardo. 2 ATmin Valor mínimo del umbral de mala respuesta 1 MW T Constante de tiempo del patrón de seguimiento de respuesta. 100 segundos T2 Constante de filtrado de error de seguimiento. 13.3 segundos α1 Cociente entre el tiempo del ciclo de ejecución del algoritmo y la constante de tiempo T 4/100 α2 Cociente entre el tiempo del ciclo de ejecución del algoritmo y la constante de tiempo T2 4/13,3 Los valores especificados tienen que ser revisados según la normativa vigente y lo notificado por el OS. 5.2 Cálculo del PTR El primer paso para desarrollar el algoritmo es el cálculo del programa en tiempo real. Este PTR supone una novedad en cuanto que no se había utilizado antes para hacer el seguimiento de la potencia generada y, como se ha visto anteriormente, se utiliza para evaluar la potencia de aFRR entregada por el BSP. La señal PTR representa la suma de los programas de todas las unidades que lo componen y el BSP tendrá que seguir esta señal siempre que participe en el servicio de balance de secundaria (incluyendo los 5 minutos anteriores y posteriores al periodo en el que participe). También tiene la opción de seguir su PTR en todo momento, aunque no este participando en el servicio (modo de regulación OFF). Esto queda resumido en la Tabla 6 extraída del P.O. 7.2.: 70 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 6. Seguimiento del PTR por el BSP de aFRR [3]. La señal PTR calculada por el OS se envía a cada uno de los proveedores a través del protocolo de comunicaciones ICCP. Asimismo, los proveedores deben reproducir el cálculo del PTR de manera independiente y enviarán la señal correspondiente en tiempo real y a través del mismo protocolo al sistema de control del OS. Para el cálculo del PTR, e-SIOS pone a disposición de los proveedores el programa más actualizado de todas las unidades de programación que constituyen el BSP. Esta información se envía en forma de ficheros que se dividen en tres categorías según su contenido: 1) Categoría 1. Programa Base Agregado (PBA) Los valores en potencia del PBA se publican de manera agregada para todas las UP que forman el BSP. Se realizan tres publicaciones: • Primera publicación: Se realiza después de la publicación del programa horario final definitivo (PHFC) y contiene los valores correspondientes a las siguientes 6 hora (24 periodos QH). Se publica 1 hora antes del primer QH. • Segunda publicación: Se publica en el minuto 30 de cada hora y contiene el programa para los 4 QH de la hora siguiente. • Tercera publicación: Se publica en el minuto 10 previo a cada QH y únicamente con la información del siguiente QH. La tercera publicación del PBA no se es definitiva y sustituye a las publicaciones anteriores. De la misma manera, la programación cuarto-horaria de la segunda publicación sustituirá a los de la primera. 2) Categoría 2. Asignaciones de mFRR (PC2) Los valores en potencia de las asignaciones de mFRR se publican de manera agregada para todas las UP que forman el BSP y se realiza en dos publicaciones: • Primera publicación: Tras la asignación de terciaria programada antes de cada QH (15 minutos, y tras la conexión a MARI, 8 minutos) y contiene los valores para el próximo QH. • Segunda publicación: Solo se envía a los que se active por asignación directa de mFRR, en cualquier momento, 8 minutos antes de que empiece el QH y con valores como máximo para los siguientes 2QH. 71 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3) Categoría 3. Programas de restricciones técnicas en tiempo real (PC3) Los valores en potencia de los programas de restricciones técnicas en tiempo real se publican de manera agregada para todas las UP que forman el BSP en dos mensajes: • Primera publicación: 30 minutos antes del inicio de la hora siguiente con valores para los 4 QH de la hora. • Segunda publicación: Se publica en cualquier momento, pero como mínimo 8 minutos antes de que empiece el QH y con valores para los siguientes 6QH como máximo. (se enviará un programa nulo si no hay cambios) (Nota: Los redespachos de RRTT en tiempo real que se programan con menos de 8 minutos de antelación se incluyen en el mensaje a partir del primer minuto gestionable.) En el caso de los mensajes de las categorías dos y tres (PC2 y el PC3), la segunda publicación no sustituye a la primera, sino que se le añaden. También hay que tener en cuenta que estos mensajes pueden llegar en cualquier momento y aplicarse cada 1 minuto y no únicamente al principio del QH. En el anexo I, se puede ver el formato que tienen los mensajes enviados por e-SIOS con esta información. El anexo son varios extractos del “Intercambio información con el OS Vol1 Mercados de Producción”. El PTR se calcula añadiendo rampas a cada uno de los programas enviados en los mensajes de REE (ver la Figura 30 para mayor claridad) y luego agregándolos. Para el rampeado se siguen las siguientes reglas: • Las rampas son de 10 minutos y empiezan 5 minutos antes del minuto programado en el mensaje y terminan 5 minutos después. • El inicio de cada rampa coincide con el primer ciclo de control dentro del minuto de inicio de rampa (segundo 04). • El final de cada rampa coincide con el segundo 00 del minuto de fin de la rampa. Por ejemplo, considerando únicamente un bloque de 150 MWA en el PBA para las 15:00 y las 15:15 el rampeado tiene el aspecto mostrado en la Figura 33: Figura 33. Ejemplo de rampeado de PTR. 72 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Tabla 7. Ejemplo de los valores del rampeado del PTR. Hora Potencia (MW) 14:54:56 0 14:55:00 0 14:55:04 1 14:55:08 2 … … 15:00:00 75 15:00:04 76 15:00:08 76 … … 15:04:56 149 15:05:00 150 15:05:04 150 … … Una vez realizado el rampeado de cada mensaje, estos se suman para calcular el PTR correspondiente al siguiente cuarto horario (QH). Para generar la señal PTR que se envía a REE, solo se consideran las últimas publicaciones disponibles. Además, dado que los mensajes provenientes de PC2 y PC3 pueden recibirse en cualquier momento y contener activaciones que no necesariamente comienzan al inicio del QH, es necesario actualizar el valor del PTR cada vez que se recibe uno de estos mensajes. Los mensajes previos se van a utilizar para calcular un PTR provisional que el EMS podría utilizar, por ejemplo, un prosumidor (productor-consumidor) podría optimizar los recursos con los que cuenta a partir de este perfil. 5.3 Respuesta esperada, tolerancias y potencia entregada 5.3.1 Cálculo de la aFRR entregada: La potencia aFRR entregada por cada BSP en tiempo real se calcula como la diferencia entre el Pout y el Programa en Tiempo Real (PTR) (ver Figura 34). 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅(𝑡)=𝑃𝑜𝑢𝑡(𝑡)−𝑃𝑇𝑅(𝑡) (19) El regulador maestro indica si se tienen que utilizar las señales calculadas por el BSP o por él (PTR, PTR’, Pout o Pout’). 79 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO La liquidación de esta energía se aplica a aquellos periodos de programación en los que el BSP tenga ofertas válidas de energía aFRR, así como durante los cinco minutos siguientes a dichos periodos. La PaFRRaceptada a subir o a bajar se determina en cada ciclo de control “t” tal y como se explicó en el apartado 3.3.3.(ver Figura 32). La potencia aceptada se calcula siguiendo lo indicado en (31) y (32) • 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝑈𝑃𝑡 , potencia aceptada a subir: 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝑈𝑃𝑡=|𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡|𝑠𝑖 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡≤max ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡) 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝑈𝑃𝑡=|max ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡,0)| 𝑠𝑖 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡>max ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡) (31) • 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝐷𝑊𝑡 , Potencia aceptada a bajar: 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝐷𝑊𝑡=|𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡|𝑠𝑖 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡≥min ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡) 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑡𝑎𝑑𝑎𝐷𝑊𝑡= |min ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡,0)| 𝑠𝑖 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑡<min ( 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑑𝑒𝑠𝑒𝑎𝑑𝑎𝑡,𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑒𝑠𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎𝑡) (32) La energía aFRR aceptada en cada ciclo de control se liquida con un precio marginal obtenido a partir de la escalera local de ofertas de energía aFRR. (En la fase II, CMOL / PICASSO). El precio de la energia se calcula también para cada ciclo de control según la siguiente formula, posteriormente se agregan por cuarto de hora: ESECSq es la energía de regulación secundaria liquidada a subir por un BSP en el período q y se calcula como se indica en (33). ESECSq = ∑ ∑ 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑈𝑃𝑡,𝑏𝑙 ·1 3600/𝑇 𝐵𝐿 𝑏𝑙=1 𝑁 𝑡=1 (33) donde: - T es el ciclo de control del Regulador Maestro (4 segundos) - N son los 225 ciclos de control comprendidos dentro del cuarto de hora q - BL es el número de bloques de la oferta En (34), se muestra como calcular PMSECSq , el precio medio cuarto-horario de energía de regulación secundaria a subir en el período q. 𝑃𝑀𝑆𝐸𝐶𝐵𝑞 = ∑ ∑ 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑈𝑃𝑡,𝑏𝑙 ·1 3600/𝑇·𝜆𝐿𝑖𝑞𝑎𝐹𝑅𝑅𝒕,𝑏𝑙 𝐵𝐿 𝑏𝑙=1 𝑁 𝑡=1 ∑ ∑ 𝑃𝑎𝐹𝑅𝑅𝑎𝑐𝑒𝑝𝑈𝑃𝑡,𝑏𝑙 ·1 3600/𝑇 𝐵𝐿 𝑏𝑙=1 𝑁 𝑡=1 (34) donde 𝜆𝐿𝑖𝑞𝑎𝐹𝑅𝑅𝒕,𝑏𝑙 es el precio de liquidación de la energía a en el período t en el bloque bl. El precio aplicado a la energía de regulación secundaria reconocida en cada ciclo de control, para cada bloque de oferta de un BSP, λLiqaFRRt,bl, es: 80 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO • aFRR a subir: se aplica el mayor entre el precio marginal a subir calculado para ese ciclo de control (λMEaFRRUPt) y el precio de su oferta en el QH correspondiente. • aFRR a bajar: se aplica el menor entre el precio marginal calculado para ese ciclo de control (λMEaFRRDWt) y el precio de su oferta en el QH correspondiente. (*) Debido a la propia dinámica de activación de la regulación secundaria (retrasos, desactivaciones, etc.), podrían existir diferencias entre la energía aFRR deseada y la energía aFRR aceptada, lo que da lugar a que en algunas ocasiones sea necesario utilizar el precio de cada oferta aceptada para garantizar el precio más ventajoso para el BSP entre el precio ofertado y el precio marginal. 5.5.3 Penalizaciones Penalizaciones relacionadas con el mercado de reserva: 1) Incumplimiento en el envío de ofertas de ofertas de aFRR de respaldo: A las 20:00 horas, los proveedores que hayan sido asignados en el mercado de reserva de regulación secundaria para uno o varios periodos de programación del día siguiente deben presentar en el mercado de energía de regulación secundaria como mínimo una oferta de respaldo válida, con un volumen al menos igual a la reserva asignada en dichos periodos. 2) Incumplimiento en el envío de ofertas de ofertas de aFRR antes de QH-25’: Los proveedores asignados en el mercado de reserva de regulación secundaria para uno o varios periodos de programación deben presentar como mínimo una oferta válida al mercado de energía de regulación secundaria, con un volumen al menos igual a la reserva asignada en esos periodos, antes del QH-25’. Penalizaciones relacionadas con el mercado de energía: 1) Permanencia del BSP en estado OFF: Los proveedores deben permanecer en estado ON, al menos durante los periodos de programación con ofertas válidas y los cinco primeros minutos de un periodo de programación sin ofertas válidas, posteriores a un periodo de programación con ofertas. 2) Respuesta inadecuada: Si un proveedor se encuentra en modo inactivo, mala respuesta o alerta, y su aportación se realiza en sentido contrario al solicitado por el regulador maestro, se calcula la energía cuartohoraria incumplida y el precio cuartohorario del incumplimiento para cada sentido (subida y bajada). 3) Reserva insuficiente en tiempo real: En los periodos de programación con ofertas válidas de energía de regulación secundaria, los proveedores deben proporcionar al OS, en cada ciclo de control, valores de reserva de regulación secundaria en tiempo real iguales o superiores al volumen de sus ofertas válidas para dicho periodo. (*) En caso de coincidencia de dos o más incumplimientos en el mismo ciclo de control, prevalece la obligación de pago por permanencia en estado OFF sobre las obligaciones de pago asociadas a una respuesta inadecuada y a reserva insuficiente. Adicionalmente, la obligación de pago asociada a una respuesta inadecuada prevalece sobre la obligación de pago por reserva insuficiente. 81 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 6 Algoritmo de regulación secundaria Este apartado describe el funcionamiento del algoritmo de regulación secundaria desarrollado, con el objetivo de que sirva como referencia para futuros desarrollos. El algoritmo se ha implementado en dos entornos: Python y Matlab/Simulink. El algoritmo completo de regulación secundaria está desarrollado en Python e incluye las siguientes funcionalidades: • Recepción de los mensajes de REE. • Cálculo del PTR enviado a REE. • Cálculo de PTRs provisionales (a partir de mensajes PBA, PC2 y PC3 no definitivos). • Cálculo de la PaFRResperada. • Determinación del canal de buena respuesta asociado a PTR y PaFRResperada. • Cálculo de errores de seguimiento y modo del BSP (BIEN / ERROR / ALERTA / MALA RESPUESTA), si se dispone de la potencia generada. El algoritmo desarrollado en Matlab y Simulink no está completo por sí solo y debe utilizarse en conjunto con la parte desarrollada en Python. Aun así, resulta mucho más sencillo y visual, lo que lo hace útil para implementarlo en otros proyectos, realizar cálculos de forma rápida o modificar parámetros con facilidad. Este algoritmo incluye lo siguiente: • Para el cálculo del PTR, ofrece dos opciones: o Hacer uso del PTR calculado con el algoritmo en Python. o Crear un PTR en Matlab/Simulink (Mejor opción si el PTR es sencillo). • Cálculo de la PaFRResperada. • Cálculo del canal de buena respuesta asociado al PTR y PaFRResperada. • En caso de conocer la potencia dada por el BSP, cálculo de los errores de seguimiento y del modo del BSP (BIEN / ERROR / ALERTA / MALA RESPUESTA). El algoritmo desarrollado en Matlab y Simulink también incluye otras funciones que van más allá de la regulación secundaria, pero que han sido esenciales para estudiar el funcionamiento de este servicio y verificar el algoritmo. 82 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En la Tabla 8 se resumen y comparan las características de los dos algoritmos. Tabla 8. Características principales del algoritmo desarrollado en Python y Matlab/Simulink. Funcionalidad Python Matlab/Simulink Recepción de mensajes de REE ✔ ✘ Cálculo del PTR enviado a REE ✔ ✘ Cálculo de PTRs provisionales (PBA, PC2, PC3 no definitivos) ✔ ✘ Cálculo de la PaFRResperada ✔ ✔ Determinación del canal de buena respuesta (PTR y PaFRResperada) ✔ ✔ Cálculo de errores de seguimiento y modo del BSP (BIEN / ERROR / ALERTA / MALA) ✔ ✔ Interfaz visual y facilidad para ajustes/ensayos ✘ ✔ Dependencia de otro entorno para funcionamiento completo ✘ ✔ 6.1 Algoritmo desarrollado en Python El algoritmo desarrollado en Python se divide en dos bloques independientes, diseñados para que, en caso de fallo de uno de ellos, el otro pueda continuar funcionando de forma autónoma (ver Figura 38). El primer bloque, denominado “Algoritmo PTR” y remarcado en amarillo, se encarga de recibir los mensajes del operador del sistema (REE), calcular la señal PTR’ y enviarlo al SRS. El segundo bloque, denominado “Algoritmo de respuesta secundaria” y remarcado por un cuadro azul, recibe la señal de PTR cada ciclo de control (ya sea la calculada localmente, PTR′, o la recibida desde el SRS, PTR), junto con la señal PaFRRset y la medida de potencia generada por el BSP (Pout), y a partir de esta información calcula el canal de buena respuesta, los errores de seguimiento y los modos de funcionamiento. Las señales de entrada al algoritmo se han resaltado en rojo. 83 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 38. Diagrama de flujo del algoritmo desarrollado en Python. Aunque ambos bloques se ejecutan de forma independiente, deben estar sincronizados para garantizar el funcionamiento correcto del sistema. El bucle “Algoritmo PTR”, se ejecuta cada ciclo de control de 4 segundos y en cada iteración: 1. Envía al SRS y al segundo bloque del algoritmo la señal PTR′, que contiene únicamente el valor de potencia del PTR correspondiente al ciclo actual. 2. Comprueba si han llegado nuevos mensajes del operador del sistema (PCA, PC2 o PC3). En caso afirmativo, actualiza el PTR. 3. Si el PTR se actualiza, se envía al EMS una versión extendida que contiene los valores de potencia para todos los ciclos de control de los próximos cuartos de hora (QH). El bloque “Algoritmo respuesta secundaria”, calcula los parámetros relacionados con la respuesta del BSP. Se ejecuta como mínimo cada ciclo de control, es decir, cada 4 segundos, coincidiendo con la actualización de las señales PTR y PaFRRset. Sin embargo, puede configurarse para ejecutarse con mayor frecuencia si se dispone de medidas de potencia más frecuentes. Por ejemplo, si se dispone de Pout cada 200 ms, el 84 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO bloque puede ejecutarse cada 200 ms, manteniendo los últimos valores disponibles de PTR y PaFRRset hasta su próxima actualización. La separación del algoritmo en dos bloques permite que la señal PTR′ sea calculada y enviada cada ciclo de control de forma independiente a su uso en la regulación secundaria. Esta separación garantiza mayor robustez y flexibilidad, ya que en la regulación secundaria puede emplearse tanto la señal PTR′ calculada localmente como la señal PTR enviada por el SRS. Ejecutar ambos procesos en un mismo bucle podría introducir retrasos innecesarios. 6.1.1 Algoritmo para el cálculo del PTR Este apartado describe en detalle el funcionamiento del algoritmo utilizado para calcular el PTR, apoyándose en el diagrama mostrado en la Figura 39. Al igual que antes, las entradas se han resaltado en rojo y las señales de salida en azul. Figura 39. Detalle del diagrama de flujo del cálculo del PTR. 85 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO El algoritmo se ejecuta al inicio de cada ciclo de control de 4 segundos, por lo que debe estar sincronizado con el SRS. La primera acción que realiza es el envío del valor del PTR’ correspondiente al ciclo actual, lo que garantiza que no haya retrasos en la transmisión de la señal. A continuación, se comprueba si se ha recibido alguno de los mensajes enviados por el operador del sistema (pbabspafrrr, pc2bspafrrr o pc3bspafrrr). Si no se ha recibido ningún mensaje, el algoritmo finaliza su ejecución en ese ciclo. En caso de que se haya recibido al menos uno, se procede con los siguientes pasos: 1. El mensaje recibido de REE se procesa para adaptarlo al formato requerido por el algoritmo. De cada mensaje se extrae únicamente la información relevante, que se almacena en una variable llamada “nuevo_mensaje”, en el formato mostrado en la Figura 40. Figura 40. Ejemplo de un mensaje PBA_2 El formato utilizado es un dataframe con varios elementos. Cada elemento contiene: • programa: código identificador del programa al que pertenece. • inicio y fin: indican el periodo temporal del programa. • potencia: valor de potencia asignada en dicho periodo. El ejemplo de la Figura 40, corresponde a un mensaje PBA_2 y contiene información para los próximos 4 QHs por lo que la variable nuevo_mensaje contendrá 4 elementos, uno por cada QH. 2. Como se explicó en el apartado 4.2., el PTR se construye como la suma de varios programas a los que se aplica un perfil de rampeado. El algoritmo genera un perfil rampeado (PTR) individual para cada mensaje recibido, y posteriormente los suma para obtener el PTR total de la planta en cada ciclo de control. Para almacenar los distintos programas, se define una variable (en formato dataframe) para cada uno de los PTR individuales, además de una variable adicional destinada al PTR total de la planta. Cada dataframe contiene dos columnas: la primera representa la marca temporal correspondiente a cada ciclo de control, y la segunda almacena la potencia asignada en ese instante. El algoritmo recorre secuencialmente cada uno de los elementos contenidos en la variable nuevo_mensaje. Para cada elemento, se identifica a qué programa pertenece y se actualiza el PTR asociado utilizando los valores de inicio, fin y potencia definidos en dicho mensaje. Esta actualización se lleva a cabo mediante la subrutina bloque_a_rampa, cuya lógica se detalla en el apartado 5.1.2. 3. Una vez procesados todos los elementos de nuevo_mensaje, su contenido se elimina. Esto evita que el mismo mensaje sea procesado en el siguiente ciclo si no se reciben nuevos datos. 86 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 4. Finalmente, se calcula el PTR total de la planta (sumando los PTR individuales) y se envían los programas actualizados al EMS. Un ejemplo de los resultados obtenidos por esta parte del algoritmo se muestra en el apartado 6.1. 6.1.2 Subrutina “bloque_a_rampa” La subrutina bloque_a_rampa genera el perfil rampeado correspondiente a un único cuarto horario (QH), utilizando como base el PTR anterior y el nuevo mensaje recibido de REE. Gráficamente, esta subrutina produce los valores representados en rojo en la Figura 41: Figura 41. Funcionamiento de la subrutina “bloque_a_rampa”. Como entradas, la subrutina requiere los siguientes parámetros: • Potencia asignada en el QH anterior (QH-1), expresada en MW o pu. • Potencia asignada en el QH actual (QH), también en MW o pu. • Hora de inicio del bloque, que marca el comienzo del rampeado (formato hh:mm:ss). • Hora de fin del bloque (opcional), utilizada cuando la duración del bloque es diferente a un QH, como puede suceder en ciertas activaciones de mFRR. Cuando se proporciona la hora de fin del bloque, la subrutina también calcula la rampa de bajada. Esto permite que, en ausencia de nuevos mensajes de activación o de anulación por parte de REE, el perfil de potencia descienda correctamente al finalizar el programa. NOTA: El perfil generado no corresponde a un QH. La rampa de subida comienza 5 minutos antes del inicio del QH, tiene una duración de 10 minutos y, tras alcanzar el valor asignado, se mantiene estable durante 5 minutos adicionales. 87 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 6.1.3 Algoritmo para el cálculo y evaluación de la respuesta En este apartado se explica cómo se calculan las variables relativas a los requisitos de la regulación secundaria y a la evaluación de la respuesta del BSP. Para ello se utiliza el diagrama de la Figura 42. Figura 42. Detalle del diagrama de flujo de la respuesta secundaria. Primero se definen los parámetros utilizados en la regulación secundaria según lo especificado en el apartado 5.1.3. Estos parámetros se tienen que actualizar de acuerdo a las indicaciones del OS. El bucle se ejecuta cada ciclo de control calcula las variables en el orden especificado en la Figura 42, utilizando para ello las fórmulas indicadas entre paréntesis en dicho diagrama. Los valores resultantes se envían al EMS en cada iteración del bucle y, adicionalmente, se almacenan en un dataframe con dos columnas: la primera indica el instante temporal y la segunda, el valor correspondiente de la señal. 88 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 6.2 Algoritmo y entorno desarrollado en Matlab y Simulink La Figura 43 muestra el subsistema en Simulink que implementa el algoritmo de regulación secundaria. Este bloque contiene múltiples señales de entrada y salida. No obstante, en función del objetivo y del modo de implementación, no todas las salidas son necesarias. Figura 43. Bloque principal del algoritmo de regulación secundaria en Simulink. A continuación, se describen las señales de entrada y salida, junto con sus funciones principales. Señales de entrada: • PTR: Se utiliza para calcular el canal de buena respuesta, los errores y los modos de funcionamiento. Esta señal puede generarse mediante el algoritmo en Python y exportarse a la simulación, aunque para casos simples puede generarse directamente en el entorno de simulación. • PaFRRset: Señal enviada por el SRS en función de la casación LMOL y de los requisitos del sistema. • VAE: Sirve para calcular el umbral de mala respuesta (AT), que limita el valor de ERRret y define el punto a partir del cual se cambia del modo error al modo alerta. • Frecuencia medida: Aunque no es necesaria para el algoritmo de regulación secundaria, se puede emplear para realizar ensayos que permitan entender la interacción entre la regulación primaria y secundaria. • Pout medida: Representa la potencia activa total entregada por el BSP. Se utiliza para el seguimiento de la respuesta, el cálculo de errores y la identificación de los modos de funcionamiento. 95 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 47. Resultados del algoritmo del cálculo del PTR y otros programas. Se puede observar que los programas como el PC2_2 y PC3_2 no empiezan al comienzo de los periodos cuarto-horarios lo que hace que, por ejemplo, entre las 10:05:00 y las 10:10:00 el valor del PTR no sea constante. Para el cálculo del PTR’ no se tienen que considerar los PTR_PBA_1 y PTR_PBA_2, pero aun así se calculan para que el EMS pueda utilizarlos si es necesario. En la Figura 48, se muestra el programa PBA calculado a partir del primer mensaje para 24 QH. Figura 48. Ejemplo del programa PBA_1 calculado por el algoritmo. Se ha realizado un segundo ensayo (ENS-02) para verificar que el PTR se calcula correctamente cuando los mensajes PC2 y PC3 indican potencia a bajar o presentan un programa nulo en algún cuarto horario. Se ha comprobado que tanto el cálculo del PTR global como el asociado a cada mensaje se realiza de forma correcta. 96 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 7.1.2 Respuesta y cálculo de errores del algoritmo de secundaria A continuación, se presentan varias simulaciones destinadas a comprobar el correcto funcionamiento del algoritmo de secundaria desarrollado en Matlab/Simulink. En este ensayo (ENS-03) se verifica que el canal de buena respuesta se calcula correctamente cuando el PTR está rampeado y no se producen activaciones de aFRR. En la Figura 49 se muestran la señal PaFRResperada y el canal de buena respuesta de un BSP con una capacidad de 100 MW. Al no haber ninguna consigna de PaFRR, la respuesta esperada coincide con el PTR, y el canal de buena respuesta se define simplemente como un porcentaje respecto a este. Cabe señalar que este PTR, al igual que el resto de las simulaciones de este subapartado, no pretende reflejar un caso real, sino servir como referencia visual para validar el comportamiento del algoritmo. Figura 49. PTR y canal de respuesta admisible sin activaciones de aFRR. Para analizar mejor el canal de respuesta en los siguientes ensayos se va a considerar que el PTR se mantiene constante al 50 % de la capacidad total de un BSP de 100 MW. Tampoco se va a considerar la variación debida a la regulación primaria en la potencia dada por los generadores. En el ensayo ENS-04, se verifica que el cálculo de la PaFRResperada y canal de buena respuesta se realiza de manera correcta ante un escalón de PaFRRset a subir (ver Figura 50). Se ha realizado un segundo ensayo (ENS-05) para el caso de una consigna de PaFRRset a bajar obteniéndose los mismos resultados. 97 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 50. Canal de respuesta admisible ante una entrada escalón (PaFRRset = 30 MW). PaFRResperada llega al 95 % de su valor de estado permanente tras 300 segundos (tres veces la constante de tiempo) y no se computa ningún error dado que la potencia dada por la planta es igual a la PaFRResperada. Para verificar el comportamiento del canal de buena respuesta ante cambios rápidos y sucesivos en la consigna PaFRRset, se han realizado los ensayos ENS-06 y ENS-07. En ENS-05, cuyos resultados se muestran en la Figura 51, se analiza el canal cuando la consigna PaFRRset cambia bruscamente en un intervalo de tiempo corto, antes de que PaFRResperada alcance su valor de régimen. El ensayo ENS-06 repite esta prueba aplicando primero un escalón descendente y, a continuación, uno ascendente. Figura 51. Canal de respuesta admisible ante un escalón a subir y otro a bajar en un periodo breve. 98 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO El momento en el que PaFRRset vuelve a ser nulo hay un instante en el que CANALTP baja de forma instantánea y luego se reduce siguiendo la dinámica habitual. Esto no se trata de un error, se debe a que el canal de respuesta admisible se calcula en relación con el valor de la PaFRResperada y no pasa el tiempo suficiente para que este llegue a su valor final. Para comprobar que el cálculo del error y los modos de funcionamiento del BSP se realizan correctamente, se han llevado a cabo los ensayos ENS-08. En estos casos, se ha supuesto que la potencia generada por el BSP (línea roja de la Figura 52) no sigue adecuadamente la señal PaFRResperada. Como resultado, se observa cómo evolucionan las señales de error (ERR y ERRret) y cómo cambia el modo de funcionamiento del BSP en función de estos errores. Al igual que antes, se ha hecho un ensayo (ENS-09) para el caso en el que la consigna sea negativa. Figura 52. Errores y modos de funcionamiento ante una mala respuesta del BSP. La respuesta del BSP tiene una constante de tiempo de 100 segundos, pero se retrasa 20 respecto a la PaFRResperada lo que hace que se compute un error, ERR, el cual crece hasta que el BSP empieza a dar potencia para luego reducirse hasta entrar en el canal de buena respuesta. Se comprueba que mientras el error no sea nulo, el sistema permanece en modo ERROR, ALERTA o MALA RESPUESTA. El error retardado, ERRret, se calcula añadiendo una dinámica de un sistema de primer orden a la señal de error. El valor del ERRret se limita al doble del valor del umbral de mala respuesta (AT) la cual se calcula según los detallado en el apartado 4.3.3. El umbral de mala respuesta en este ejemplo es de 1,5 MW. Una vez ERRret supera los 1,5 MW, el modo de funcionamiento pasa ALERTA durante 60 segundos. Transcurrido este tiempo en modo ALERTA el BSP pasa al modo MALA RESPUESTA hasta que ERRret es menor que AT. 99 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En el ensayo ENS-10, se verifica el comportamiento del cálculo de errores cuando el BSP responde con una dinámica más rápida que la señal PaFRResperada ante una consigna de PaFRRset a subir. En la Figura 53, se ha aplicado un cambio rápido en la consigna de aFRR y se ha considerado que el BSP es capaz de dar PaFRR más rápido que la PaFRResperada (se ha utilizado una constante de tiempo de 150 segundos). Aunque pueda parecer que una dinámica más rápida no conlleva ningún error (dado que la respuesta del BSP queda dentro del canal de buena respuesta) al realizarse el cambio brusco en la consigna se computa un error. Figura 53. Respuesta de un BSP con una dinámica mayor a la esperada. A priori, teniendo en cuenta la dinámica del ERRret y el periodo de 60 segundos en modo ALERTA, no parece que el BSP entre en modo MALA RESPUESTA ni sea penalizado. No obstante, es recomendable analizar con detalle las consignas reales enviadas por el SRS y las características específicas de cada BSP, especialmente si este presenta una dinámica distinta para subir y para bajar potencia. En tales casos, podría producirse una situación en la que se alcance el modo MALA RESPUESTA (recordar que un BSP puede estar compuesto por varias unidades). El ensayo ENS-11 reproduce las mismas condiciones, pero aplicando una consigna de PaFRRset a bajar. Se verifica que el comportamiento del sistema es equivalente y que los cálculos de error y modos de funcionamiento responden correctamente ante este tipo de dinámicas. 100 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 7.1.3 Respuesta y errores del algoritmo de secundaria en conjunto a un PTR En este apartado se verifica el correcto funcionamiento del algoritmo cuando este sigue un PTR rampeado y al mismo tiempo recibe consignas de PaFRRset a subir y a bajar. Primero se realiza un ensayo (ENS-12) para verificar que la PaFRResperada y el canal de buena respuesta se calculan de la mantea adecuada. En la Figura 54, se añade una consigna de PaFRRset sobre el PTR mostrado en la Figura 49 para ejemplificar como se modifica el canal de buena respuesta y la PaFRResperada en combinación con un PTR rampeado. Figura 54. PTR y canal de respuesta admisible con activaciones de aFRR. Analizando los gráficos de la Figura 54, cabe preguntarse si una planta con la capacidad de modificar su generación con la dinámica mínima exigida por la regulación secundaria (sistema de primer orden con una constante de tiempo de 100 segundos) es capaz de seguir su PTR y la PaFRRset al mismo tiempo. La respuesta es que sí, el PTR, a diferencia del PaFRRset, se conoce antes de tiempo por lo que se puede añadir un control para que se siga esta señal sin cometer errores. Una vez se siga el PTR en tiempo real de manera adecuada la señal de PaFRRset no produce errores adicionales si la planta sigue la misma dinámica. En las siguientes tres figuras se ilustra esta conclusión. En la Figura 55, al utilizarse el PTR en tiempo real como consigna para la planta, se computan errores considerables que llevan al BSP a responder en modo mala respuesta. Para corregir esto y que el BSP sea capaz de seguir su PTR, el EMS (Energy Management System) tiene que hacer un control adecuado. En el ejemplo de la Figura 56, simplemente se ha utilizado 101 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO la señal PTR adelantada 104 segundos como consigna, información de la que se dispone. Haciendo esto, los errores prácticamente desaparecen, y los dos que se pueden observar son temporales y no conllevan penalizaciones. En la Figura 57 se añaden las consignas de PaFRRset del ejemplo anterior, y se puede observar que no se computan más errores que en los de la Figura 56. Analizando los gráficos de la Figura 54, cabe preguntarse si una planta con la capacidad de modificar su generación con la dinámica mínima exigida por la regulación secundaria (sistema de primer orden con una constante de tiempo de 100 segundos) es capaz de seguir su PTR y la PaFRRset al mismo tiempo. La respuesta es que sí, el PTR, a diferencia del PaFRRset, el PTR es una señal conocida con antelación, ya que se establece previamente en el proceso de programación. Esta diferencia permite implementar una estrategia de control para seguir el PTR sin cometer errores. Una vez se siga el PTR en tiempo real de manera adecuada, la señal de PaFRRset no produce errores adicionales si la planta sigue la misma dinámica. Esta conclusión se respalda con las simulaciones presentadas en las Figuras 55, 56 y 57: • En la Figura 55, se observa el comportamiento de la planta cuando se utiliza el PTR en tiempo real directamente como consigna de la panta. En este escenario, como la respuesta de la planta sigue un sistema de primer orden con una constante de tiempo de 100 segundos, se generan errores significativos en el seguimiento de la potencia, lo que activa el modo de mala respuesta. Figura 55. Potencia generada utilizando el PTR en tiempo real como consigna. • En la Figura 56, se aplica una sencilla estrategia de control basada en el uso del PTR adelantado 104 segundos como consigna, aprovechando la disponibilidad anticipada de esta información. La aplicación de esta estrategia elimina prácticamente todos los errores. Los pocos errores residuales presentes son transitorios y no superan los umbrales que conllevan penalizaciones. 102 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 56. Potencia generada utilizando el PTR adelantado 104 segundos como consigna. • En la Figura 57, se mantiene la estrategia de adelanto del PTR y se incorporan además las consignas reales de PaFRRset. El sistema sigue correctamente ambas señales sin generar errores adicionales respecto al caso anterior, lo que confirma que el seguimiento simultáneo del PTR y PaFRRset es técnicamente viable bajo las condiciones dinámicas especificadas. Figura 57. Potencia generada utilizando el PTR adelantado y PaFRRset. En conclusión, una planta capaz de cumplir con la dinámica mínima requerida (sistema de primer orden con una constante de tiempo de 100 segundos) puede seguir de forma simultánea su PTR y las consignas PaFRRset, siempre que se implemente un control adecuado que anticipe el comportamiento de la referencia programada. Estas simulaciones (Figura 55, Figura 56 y Figura 57) corresponden al último ensayo (ENS-13) cuyo objetivo es verificar que el sistema de seguimiento del PTR y del PaFRRset funciona correctamente en conjunto. El ensayo se plantea como una prueba de validación del cálculo de errores, verificando que éstos se detectan y computan de acuerdo con los criterios definidos. 103 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 7.1.4 Resumen de los ensayos realizados En este subapartado se resumen los ensayos realizados para verificar el correcto funcionamiento del algoritmo de regulación secundaria. En la Tabla 9, se describen los aspectos evaluados en cada ensayo, así como una breve explicación de lo que se ha verificado. Tabla 9. Ensayos realizados para verificar el algoritmo. Código Descripción resumida Aspectos verificados ENS-01 Cálculo de PTR a partir de mensajes Agregado correcto, rampeado y emisión del PTR en Python. ENS-02 PTR con consignas nulas o a bajar Comprobación del cálculo de PTR ante periodos sin consignas o consignas negativas. ENS-03 Canal de buena respuesta sin activación de aFRR Generación del canal basada únicamente en el PTR. ENS-04 Escalón de PaFRRset a subir Cálculo de PaFRResperada y canal ante un escalon de PaFRRset a subir y un PTR constante. ENS-05 Escalón de PaFRRset a bajar Mismo análisis que ENS-04 ante consigna negativa. ENS-06 Cambio rápido de consigna (subir → bajar) Verificación del canal ante cambios bruscos de consigna. ENS-07 Cambio rápido de consigna (bajar → subir) Mismo análisis que ENS-06 con secuencia inversa. ENS-08 Cálculo de errores con mala respuesta (consigna a subir) Evaluación de errores y modos de funcionamiento con respuesta lenta. ENS-09 Cálculo de errores con mala respuesta (consigna a bajar) Igual que ENS-08, pero con consigna negativa. ENS-10 BSP con dinámica más rápida que PaFRResperada (a subir) Evaluación del error ante la respuesta del BSP. ENS-11 BSP con dinámica más rápida que PaFRResperada (a bajar) Mismo análisis que ENS-10 ante consigna negativa. ENS-12 PTR rampeado con consignas de PaFRRset Superposición correcta de señales PaFRResperada y canal con PTR rampeado. ENS-13 Seguimiento del PTR y PaFRR Análisis del error usando un PTR rampeado, consignas de PaFRRset (a subir y a bajar) y diferentes respuestas del BSP. A través de los 13 ensayos realizados se ha verificado que el algoritmo de secundaria, tanto en su implementación en Python como en Matlab/Simulink, cumple con los requisitos establecidos. Se ha 104 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO comprobado que el cálculo del PTR, la respuesta a consignas de aFRR, el canal de buena respuesta y los errores asociados se comportan de forma coherente y conforme a lo esperado en distintos escenarios. Estos ensayos proporcionan una base sólida para considerar el algoritmo como validado funcionalmente. 7.2 Sistema IEEE de 9 buses con generación convencional En este ejemplo se implementa el algoritmo desarrollado para el control de regulación secundaria en una red del IEEE de 9 buses. El modelo utilizado como base, disponible en la página oficial de mathworks y basado en los "Caso de prueba de referencia de IEEE", cuenta con tres generadores síncronos que incluyen un “automatic voltaje regulator” (AVR), un excitador, un “power system stabilizer” (PSS), un control primario (governor) y un motor primario (este último simula la inercia del sistema) [48]. En la Figura 58 se muestra el modelo de la red y, en la Figura 59 el modelo de uno de los tres generadores síncronos con los controles mencionados. Figura 58. Modelo IEEE9. Figura 59. Modelo de un generador síncrono. 111 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 7.3 Planta fotovoltaica con baterías En este apartado se implementa el algoritmo para una planta fotovoltaica equipada con un sistema de baterías y que participa en el mercado de regulación secundaria. La planta presenta las características resumidas en la Tabla 11. Características principales de la planta fotovoltaica. Característica Descripción Potencia nominal 2 MW Capacidad de respuesta Modificación instantánea de la potencia entregada (condicionada por la disponibilidad de generación) Participación en BSP Integrada en un BSP de 100 MW. Evaluación y seguimiento realizados de forma independiente. Escalado de errores y tolerancias Proporcional al tamaño de la planta (sin compensación por parte del resto del BSP) Sistema de baterías – SOC operativo Entre 90% y 10% Potencia máxima de descarga de baterías 70% de la potencia nominal de la planta (1,4 MW) Potencia máxima de carga de baterías 20% de la potencia nominal de la planta (0,4 MW) Capacidad útil de baterías Suficiente para suplir la potencia requerida en caso de indisponibilidad de generación (descrito más adelante) Pérdidas del sistema Consideradas despreciables Se considera que en días soleados la generación es proporcional a la irradiancia (ver Figura 65). En condiciones de cielo despejado se asume que la irradiancia y la potencia generada se conocen con un margen de error del 1%. No se contempla la estrategia para días nublados o con alta incertidumbre en la predicción de irradiancia. 112 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Figura 65. Ejemplo de irradiancia y generación solar a lo largo de un día soleado [50]. Durante el paso de nubes, la producción puede verse reducida abruptamente durante un periodo corto de tiempo. En la simulación se ha incluido esta situación, considerando el siguiente escenario de peor caso: • Reducción máxima de irradiancia (y por tanto de potencia generada): 70%. • Duración máxima del evento: 5 minutos. • Intervalo mínimo entre eventos: 1 hora. Las penalizaciones en el mercado de regulación secundaria son significativas. Aunque la PaFRR requerida por la SRS pueda ser nula, la planta debe mantener su PTR en todo momento dentro del canal de buena respuesta. Por lo tanto, las baterías deben cubrir cualquier déficit de generación causado por eventos como el paso de nubes, asegurando que la planta se mantenga dentro del canal de respuesta admisible. Se han establecido las siguientes dos hipótesis sobre la participación de la planta en el mercado de energía de aFRR: • La planta participa únicamente en el mercado de energía de aFRR, sin intervenir en el mercado de reserva. • Las ofertas de energía se envían justo antes del cierre del buzón de recepción, es decir, 25 minutos antes del cuarto horario correspondiente. Por ejemplo, en el minuto cinco del primer cuarto horario (QH1) se envía la oferta correspondiente al tercer cuarto horario (QH3) (Este procedimiento se repite en cada QH). Se han establecido las siguientes hipótesis sobre la participación de la planta en el mercado de energía de aFRR: se asume que la planta participa únicamente en dicho mercado, sin intervenir en el mercado de reserva. Además, las ofertas de energía se envían justo antes del cierre del buzón de recepción (25 minutos antes del QH); por ejemplo, en el minuto cinco del primer cuarto horario (QH1) se envía la oferta correspondiente al tercer cuarto horario (QH3), repitiéndose este procedimiento en cada QH. Según el P.O. 7.1. se tiene que reservar como mínimo el 1,5% de la potencia nominal de la planta para dar regulación primaria. 113 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO Se simulan 5 periodos cuarto-horarios. Como se observa en la Figura 65, durante una hora puede asumirse que la generación solar es lineal. En el modelo, se considera una pendiente positiva en los tres primeros QH, seguida de una generación constante en los QH restantes. Si no se presentan nubes y el SOC se mantiene al 90%, el perfil de PTR y las ofertas de aFRR se representan como en la Figura 66. En ella se distinguen: • La potencia máxima generada según la predicción de irradiancia. • La potencia neta disponible para inyección a red, descontando el margen de error del 1% y el 1,5% reservado para regulación primaria. • La potencia que está disponible para que se venda a la red, teniendo en cuenta el error que puede haberse cometido en la perdición y el margen del 1,5% exigido por la normativa para la regulación primaria. • El PTR (en rojo), la oferta de aFRR a subir (en azul) y la suma de ambos (en morado). Tanto el PTR como las ofertas de aFRR se ajustan para aprovechar al máximo la capacidad disponible de la planta. La potencia generada no se representa explícitamente, pero se encuentra entre el valor del PTR y la suma del PTR y la oferta de aFRR, en función de las activaciones de PaFRR realizadas por el SRS. Figura 66. Desglose de la generación del modelo de la planta fotovoltaica. A partir del escenario base, se introduce la presencia de dos eventos de paso de nubes que afectan la producción de la planta fotovoltaica. El primero ocurre durante los primeros cinco minutos del primer QH, y el segundo una hora más tarde, también durante los primeros cinco minutos del quinto QH. Este caso se representa en la Figura 67, donde se observa que la potencia total requerida por la red corresponde a la suma del PTR y la PaFRR ofertada. Durante el paso de cada nube, la reducción de irradiancia impide que la planta genere la potencia necesaria para cumplir con esa demanda. En estas condiciones, las baterías suministran la diferencia. Finalizado el evento, las baterías comienzan a 114 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO recargarse utilizando el margen entre la potencia generada y la potencia entregada a la red. Si las ofertas de aFRR se reducen, este margen aumenta, permitiendo una recarga más rápida. El objetivo es ajustar las ofertas de PaFRR de los siguientes QH en función del SOC disponible. Para ello, se toma como referencia el SOC en el momento de realizar la oferta, y se asume que solo puede utilizarse para la recarga la energía que no ha sido comprometida en el mercado diario ni en las ofertas de aFRR. Las baterías se han dimensionado para cubrir el caso más exigente durante la fase de máxima producción, partiendo de un SOC del 90% y permitiendo una descarga hasta el 10%. Figura 67. Escenario considerado para la estimación de las ofertas. El escenario representado en la Figura 67, junto con el valor del SOC en el momento de la oferta, se utiliza como base para dimensionar las ofertas futuras de aFRR. Sin embargo, en un caso real, este enfoque resulta conservador, ya que las activaciones de PaFRR no se producen necesariamente de forma constante ni completa. Pueden activarse parcialmente o a la baja, lo que incrementa la potencia disponible para 115 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO cargar las baterías, permitiendo un aumento más rápido del SOC. Como consecuencia, las ofertas de aFRR pueden superar a las del escenario representado en la Figura 67. La Figura 68, muestra un ejemplo de cómo varía el SOC cuando la PaFRR ofertada no se activa en su totalidad (en este caso, las activaciones de PaFRR son aleatorias y todas a subir). Figura 68. Evolución del SOC con activaciones parciales de PaFRR. En esta situación, las baterías se cargan más rápidamente. Al estimar la oferta correspondiente al cuarto QH (en el minuto 5 del segundo QH), el SOC es superior al observado en la Figura 68, lo que permite realizar una oferta de mayor volumen. Del análisis realizado pueden extraerse varias consideraciones relevantes para la operación y participación de una planta fotovoltaica con baterías en el servicio de regulación secundaria: En primer lugar, aunque la planta y el sistema de almacenamiento sean técnicamente capaces de seguir la consigna de PaFRR (PaFRRset), no es obligatorio suministrar exactamente esa potencia en todo momento. Siempre que se mantenga la respuesta dentro del canal de buena respuesta definido por el OS, es posible modular la potencia entregada. Esta flexibilidad operativa permite priorizar otros objetivos, como la recarga acelerada de las baterías, lo cual puede resultar ventajoso en escenarios donde se espera una 116 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO mayor necesidad de capacidad de respaldo en QH futuros. Desde el punto de vista económico, la retribución se realiza sobre la energía efectivamente entregada, por lo que puede resultar más rentable seguir la consigna exacta del OS en lugar de suministrar únicamente el valor mínimo dentro del canal de buena respuesta. En segundo lugar, si la planta fotovoltaica está conectada a consumos adicionales no críticos (es decir, que no requieren un suministro ininterrumpido), puede aprovecharse la energía no entregada al mercado de aFRR para abastecer dichos consumos. Esta estrategia permite utilizar la energía no suministrada a la red para otros fines más allá de la recarga de baterías, incrementando la eficiencia global del sistema. En tercer lugar, la estrategia de participación en el mercado de aFRR, tanto en lo que respecta al volumen de energía ofertado como a la decisión de los mercados en los que intervenir (energía y reserva), requiere basarse en un análisis de coste de oportunidad. Este análisis debe comparar la rentabilidad esperada de la participación frente a otras opciones, como la venta en el mercado diario u otros usos de la energía generada. La optimización también depende de factores externos como los precios del mercado y las condiciones de activación del servicio. La elevada variabilidad e imprevisibilidad de las activaciones y del precio del aFRR (véase Figura 69) añade complejidad al análisis. Además, la energía activada no se liquida en bloques de 15 minutos, sino en ciclos de control de 4 segundos. Figura 69. Precio medio y energía aFRR activada a subir en el SEPE [51]. Por último, en esta simulación las baterías se han utilizado exclusivamente como respaldo ante caídas imprevistas en la generación fotovoltaica. No obstante, mediante el uso de algoritmos de optimización y previsiones meteorológicas fiables, tal vez se pueda planificar de forma más eficiente el uso del sistema de almacenamiento, permitiendo no solo maximizar el aprovechamiento de la energía disponible, sino 117 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO también incrementar el volumen ofertado en el mercado de aFRR o elevar el PTR por encima de la capacidad instantánea de la planta fotovoltaica. 7.4 Conclusiones Analizando los casos de estudio se pueden sacar las siguientes conclusiones: 1. Las estrategias para seguir la consigna requerida por el SRS pueden ser diferentes dependiendo de la tecnología que utilizada: En el caso de generadores síncronos, los parámetros que se pueden modificar para la regulación potencia-frecuencia son el control de velocidad (primaria) y la potencia que llega a la turbina (secundaria). El control de velocidad se hace de manera automática según la orden TED y es independiente de la regulación secundaria la cual se hace modificando la potencia mecánica que llega al rotor. En el caso de tecnologías como plantas fotovoltaicas y BESS, la potencia entregada a la red se controla mediante una consigna dada al convertidor. El controlador calcula cuanta potencia tiene que dar el convertidor dependiendo de la frecuencia de la red (regulación primaria) y de lo requerido por la SRS (secundaria). Además, la respuesta de este tipo de plantas es mucho más rápida y se puede considerar instantánea desde el punto de vista de la regulación secundaria. De esto se concluye que mientras un generador síncrono convencional tiene que dar la potencia aFRR exigida por el SRS independientemente de la primaria que esté dando, un generador con capacidad de controlar la potencia total que da con una sola consigna y de manera “instantánea” tiene la opción de seguir diferentes estrategias: 1), puede imitar el comportamiento de un generador síncrono, pero eligiendo la velocidad a la que dar la respuesta primaria y secundaria, o 2), puede seguir directamente la consigna PaFRRset indicada por el SRS, siempre y cuando esto no implique modificar la potencia que da por debajo de la exigida por la regulación primaria. 2. Los BSPs de aFRR tiene que dar la respuesta con la dinámica adecuada para no ser penalizados, pero el error que computen no depende únicamente de ellos, REE tiene que ajustar de la manera adecuada el SRS para que los BSPs no computen un error por el seguimiento obligatorio de la regulación primaria. La potencia primaria es proporcional al desvío de la frecuencia y todas las unidades están obligadas a darla. En el caso de que ocurra una perturbación considerable en la frecuencia, debido al aporte de la regulación primaria, la potencia total que da el BSP puede estar fuera del canal de buena respuesta. Esto hace que se compute un error el cual se puede mantener mientras perdura el desvío en la frecuencia y en caso de que dure demasiado tiempo el BSP puede entrar en modo mala respuesta y ser penalizado. Una vez la frecuencia este cerca de la nominal la potencia primaria es prácticamente nula y no se computa ningún error. Esto significa que el error depende de las características de las perturbaciones de la frecuencia y es REE quien determina como responde y se recupera el sistema mediante el controlador PI, el BIAS y otros parámetros del SRS. 118 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 3. Se ha podido observar que la respuesta dada por un BSP se tiene que mantener dentro de un canal y no tiene por qué ser exactamente la PaFRResperada. Esto significa que el BSP puede modificar su respuesta dentro de este canal y utilizar este margen para optimizar otros objetivos, teniendo siempre en cuenta el resto de los requisitos recogidos en los Procedimientos de Operación. 4. La manera de participar en los mercados de aFRR está en función de una gran cantidad de variables y sujeta a la incertidumbre respecto al precio de la energía aFRR y su activación. Se tienen que estudiar con detenimiento que estrategia seguir para participar en este mercado. Participar en este mercado implica que se tiene que reservar la energía aFRR ofertada a subir para el caso en el que se active, ese decir, se tiene que producir por debajo de la capacidad nominal de la planta. Aunque en ciertos contextos la participación pueda parecer poco rentable, en las horas en las que el precio del mercado diario es nulo, esta puede convertirse en una opción económicamente ventajosa. 119 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 8 Planificación y diagrama de Gantt del proyecto El Trabajo de Fin de Máster se ha desarrollado a lo largo de ocho meses, desde noviembre de 2024 hasta junio de 2025, estructurándose en fases sucesivas para asegurar un progreso coherente y controlado. A esta planificación se ha sumado un último periodo, en el mes de julio, dedicado a la preparación de la defensa. La planificación ha seguido un enfoque técnico y flexible, adaptándose a la complejidad del tema y a los avances normativos recientes. A continuación, se describen las fases que han conformado el proyecto: 1. Fase 1 – Análisis preliminar y definición del alcance: En esta primera etapa se llevó a cabo una revisión bibliográfica inicial, identificando documentos técnicos clave, normativa nacional y europea, así como antecedentes académicos. Se definieron los objetivos del trabajo, su alcance, y se estructuró el enfoque metodológico 2. Fase 2 – Documentación: Esta fase incluyó un análisis técnico en profundidad del funcionamiento del sistema eléctrico español y europeo, la evolución del mercado eléctrico, los mecanismos de estabilidad de frecuencia y la estructura de los servicios de ajuste. Se estudiaron en detalle las versiones anteriores y actuales del Procedimiento de Operación P.O.7.2. 3. Fase 3 – Desarrollo del marco teórico del nuevo sistema de regulación secundaria: Con la base técnica ya asentada, se elaboraron los apartados teóricos del trabajo, centrados en la regulación secundaria: definiciones, actores del mercado, funcionamiento operativo, liquidaciones, penalizaciones, y plataformas europeas como IGCC y PICASSO. 4. Fase 4 – Diseño e implementación del algoritmo de regulación secundaria: En esta fase se definieron los requisitos del algoritmo, las variables de entrada y salida, y los parámetros de operación. Posteriormente, se desarrollaron e implementaron las rutinas principales del algoritmo en Python y en el entorno Matlab/Simulink. Se incluyó el cálculo del PTR, la evaluación de la respuesta, y la transformación de señales de control. 5. Fase 5 – Verificación y validación mediante casos de estudio: Una vez implementado el algoritmo, se realizaron distintos casos de estudio para validar su comportamiento. Se probó en un sistema IEEE de 9 buses con generación convencional, así como en una planta fotovoltaica con baterías. Se analizaron errores, tiempos de respuesta, tolerancias y cumplimiento de los requisitos normativos. 6. Fase 6 – Redacción, análisis de resultados y conclusiones En esta etapa se compiló toda la información técnica, se redactaron las conclusiones y se prepararon los anexos. Se realizó una revisión formal, técnica y lingüística del documento, para su entrega definitiva el 6 de julio de 2025. 7. Fase 7 – Preparación de la presentación y defensa del TFM: Tras la entrega del documento, se ha dedicado tiempo a la preparación de la defensa: elaboración de la presentación, selección de los aspectos clave del trabajo, y simulacros de exposición. Esta fase culminará con la defensa formal del TFM durante la semana del 21 de julio de 2025. 120 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO En la Tabla 12 se indica el tiempo dedicado a cada fase del proyecto y las fechas aproximadas en las que se inicia y termina cada fase. En la Figura 70 se muestra el diagrama de Gantt. En la En total se han dedicado aproximadamente 475 horas. Tabla 12. Tiempo dedicado a cada tarea. Nº Fase Fecha inicio Fecha final Horas estimadas 1 Análisis preliminar y definición del alcance 1/11/2024 10/11/2024 20 2 Documentación 11/11/2024 5/1/2025 130 3 Desarrollo del marco teórico de la regulación secundaria 6/1/2025 26/1/2025 50 4 Diseño e implementación del algoritmo de regulación secundaria 27/1/2025 20/2/2025 60 5 Verificación y validación con casos de estudio 21/2/2025 20/5/2025 160 6 Redacción final y entrega de documentación 21/5/2025 6/7/2025 40 7 Preparación de la presentación y defensa 7/7/2025 21/7/2025 15 Figura 70. Diagrama de Gantt del proyecto 127 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO [24] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «Imbalance Netting». [En línea]. Disponible en: https://www.entsoe.eu/network_codes/eb/imbalance-netting/ [Accedido: 9 de febrero de 2025.] [25] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «20220406_IGCC_Public_Algorithm_description_v2.0.pdf». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/cleandocuments/Network%20codes%20documents/NC%20EB/2022/20220406_IGCC_Public_Algorithm_d escription_v2.0.pdf [Accedido: 4 de junio de 2025] [26] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «TERRE». [En línea]. Disponible en: https://www.entsoe.eu/network_codes/eb/terre/ [Accedido: 12 de marzo de 2025.] [27] Red Eléctrica de España REE, «Updated version of the Roadmap proposal of the System Operator for the implementation of the Internal Energy Market in the Spanish Electric System», junio de 2025. [En línea]. Disponible en: https://www.esios.ree.es/en/page/roadmap [Accedido: 1 de julio de 2025.] [28] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «PICASSO_Accession_Roadmap_APR_2025.pdf». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/cleandocuments/Network%20codes%20documents/Implementation/picasso/PICASSO_Accession_Roadma p_APR_2025.pdf [Accedido: 4 de junio de 2025.] [29] Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Resolución de 12 de junio de 2025, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de operación para el desarrollo de un servicio de control de tensión en el sistema eléctrico peninsular español, vol. BOE-A-2025-13076. 2025, pp. 84733-84873. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/eli/es/res/2025/06/12/(1) [Accedido: 2 de junio de 2025.] [30] N. Hatziargyriou et al., «Definition and Classification of Power System Stability – Revisited & Extended», IEEE Trans. Power Syst., vol. 36, n.o 4, pp. 3271-3281, jul. 2021, doi: 10.1109/TPWRS.2020.3041774. [31] «Definition and classification of power system stability IEEE/CIGRE joint task force on stability terms and definitions | IEEE Journals & Magazine | IEEE Xplore». [En línea]. Disponible en: https://ieeexplore.ieee.org/document/1318675 [Accedido: 25 de febrero de 2025] [32] A. Fernández-Guillamón, E. Gómez-Lázaro, E. Muljadi, y Á. Molina-García, «Power systems with high renewable energy sources: A review of inertia and frequency control strategies over time», Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 115, p. 109369, nov. 2019, doi: 10.1016/j.rser.2019.109369. [33] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «Inertia and RoCoF_v17_clean». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.entsoe.eu/cleandocuments/SOC%20documents/Inertia%20and%20RoCoF_v17_clean.pdf [Accedido: 25 de febrero de 2025] [34] F. Milano, F. Dörfler, G. Hug, D. J. Hill, y G. Verbič, «Foundations and Challenges of Low-Inertia Systems (Invited Paper)», en 2018 Power Systems Computation Conference (PSCC), jun. 2018, pp. 1-25. doi: 10.23919/PSCC.2018.8450880. 128 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO [35] H. Bevrani, Robust Power System Frequency Control. Boston, MA: Springer US, 2009. doi: 10.1007/9780-387-84878-5. [36] K. S. Ratnam, K. Palanisamy, y G. Yang, «Future low-inertia power systems: Requirements, issues, and solutions - A review», Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 124, p. 109773, may 2020, doi: 10.1016/j.rser.2020.109773. [37] Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Orden TED/749/2020, de 16 de julio, por la que se establecen los requisitos técnicos para la conexión a la red necesarios para la implementación de los códigos de red de conexión, vol. BOE-A-2020-8965. 2020, pp. 62406-62458. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/eli/es/o/2020/07/16/ted749 [Accedido: 29 de enero de 2025] [38] Reglamento (UE) 2016/631 de la Comisión, de 14 de abril de 2016, que establece un código de red sobre requisitos de conexión de generadores a la red (Texto pertinente a efectos del EEE), vol. 112. 2016. [En línea]. Disponible en: http://data.europa.eu/eli/reg/2016/631/oj/spa [Accedido: 29 de enero de 2025] [39] Asociación de Empresas de Energía Eléctrica AELEC, «20210709-NTS-SEPE-v2.1.pdf». [En línea]. Disponible en: https://aelec.es/wp-content/uploads/2021/07/20210709-NTS-SEPE-v2.1.pdf [Accedido: 29 de enero de 2025] [40] Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Resolución de 17 de marzo de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se aprueban los procedimientos de operación adaptados a la programación cuarto-horaria de la operación del sistema eléctrico peninsular español, vol. BOE-A-2022-4969. 2022, pp. 41169-41351. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/eli/es/res/2022/03/17/(3) [Accedido: 4 de junio de 2025] [41] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «Explanatory document to all TSOs’ proposal for a methodology to determine prices for the balancing energy and cross-zonal capacity used for exchange of balancing energy or for operating the imbalance netting process pursuant to Article 30 of Commission Regulation (EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a guideline on electricity balancing». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.entsoe.eu/cleandocuments/nctasks/EBGL/EBGL_A30.1%20and%2030.3_181218_ALL%20TSOs%20proposal_Pricing_proposal_expla natory_document_for%20submission.pdf [Accedido: 29 de enero de 2025] [42] Red Eléctrica de España REE, «Descargas | ESIOS electricidad · datos transparencia». [En línea]. Disponible en: https://www.esios.ree.es/es/descargas?date_type=publicacion&start_date=20-112024&end_date=28-11-2024# [Accedido: 25 de enero de 2025] [43] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «AFRR & IN OPTIMISATION MATHEMATICAL DESCRIPTION FOR PUBLICATION». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/cleandocuments/Network%20codes%20documents/Implementation/picasso/PICASSO_Public_Algorithm_d escription_v3.0.pdf [Accedido: 22 de noviembre de 2024] [44] Red Eléctrica de España REE, «Guía de Implantación SRS v1.7.2». [En línea]. Disponible en: https://www.esios.ree.es/en/documentation [Accedido: 22 de noviembre de 2024] 129 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO [45] Ministerio para la Transición Ecológica, Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica, vol. BOE-A-2019-18275. 2019, pp. 137787-138065. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/eli/es/res/2019/12/11/(3) [Accedido: 2 de junio de 2025.] [46] Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Resolución de 16 de marzo de 2023, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se modifican los procedimientos de operación eléctricos 3.8: Pruebas para la participación de las instalaciones en los procesos y servicios gestionados por el Operador del Sistema y 9.2: Intercambio de información en tiempo real con el operador del sistema, vol. BOE-A-2023-8113. 2023, pp. 46501-46554. [En línea]. Disponible en: https://www.boe.es/eli/es/res/2023/03/16/(4) [Accedido: 2 de junio de 2025] [47] Red Eléctrica de España REE, «Documentación | ESIOS electricidad · datos · transparencia». [En línea]. Disponible en: https://www.esios.ree.es/es/documentacion# [Accedido: 19 de abril de 2025.] [48] MathWorks, «IEEE 9-Bus System - MATLAB & Simulink». [En línea]. Disponible en: https://es.mathworks.com/help/sps/ug/ieee-9-bus.html [Accedido: 18 de junio de 2025] [49] Coordinador eléctrico nacional, «Determinacion-de-Bias-SEN-2024.pdf». [En línea]. Disponible en: https://www.coordinador.cl/wp-content/uploads/2024/06/Determinacion-de-Bias-SEN-2024.pdf [Accedido: 19 de junio de 2025] [50] M. Q. Raza, M. Nadarajah, y C. Ekanayake, «On recent advances in PV output power forecast», Sol. Energy, vol. 136, pp. 125-144, oct. 2016, doi: 10.1016/j.solener.2016.06.073. [51] Red Eléctrica de España REE, «Bienvenido | ESIOS electricidad · datos · transparencia». [En línea]. Disponible en: https://www.esios.ree.es/es [Accedido: 5 de junio de 2025] [52] Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad ENTSO-E, «PICASSO_Accession_Roadmap_APR_2025.pdf». [En línea]. Disponible en: https://eepublicdownloads.blob.core.windows.net/public-cdn-container/cleandocuments/Network%20codes%20documents/Implementation/picasso/PICASSO_Accession_Roadma p_APR_2025.pdf [Accedido: 30 de junio de 2025] 130 BILBOKO INGENIARITZA ESKOLA ESCUELA DE INGENIERÍA DE BILBAO 12 Anexos 12.1 Anexo I En este anexo se incluyen extractos del primer volumen del procedimiento de intercambio de información con el Operador del Sistema. Estos extractos tratan sobre el intercambio de información entre el BSP y el SRS para la participación en los mercados de aFRR y el cálculo del PTR. • Mensajes para el cálculo del PTR: Mercados de producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) (versión 3.1.5. del 25 de octubre de 2024) • Mensajes para la participación en los mercados de aFRR: Mercados de producción. Parte 10 Información a recibir por el OS de PM (versión 3.1.5. del 25 de octubre de 2024) • Criterios de codificación de los mensajes: Mercados de producción (versión 3.1.6 del 11 de diciembre de 2024) Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 82 de 111 15 ProgramaBSPaFRR 15.1 Descripción Mensaje que contiene para cada BSP de reservas automáticas para la recuperación de frecuencia, aFRR, por sus siglas en inglés, el programa agregado de las UP que lo conforman, incorporando todas las asignaciones y redespachos de programa previos al servicio de regulación secundaria. Este mensaje estará conformado por las siguientes categorías: 1. PBA: Programa Base Agregado El Programa Base Agregado es el resultado de la suma de los siguientes programas: - Programas asignados en los mercados diario e intradiarios incluyendo los cambios de programa entre BRPs comunicados al OS tras el mercado intradiario continuo. - Redespachos por restricciones técnicas tras el mercado diario. - Programas derivados de la asignación de energías de sustitución (RR). - Redespachos originados por indisponibilidades y desvíos comunicados (siempre que sean comunicados antes de 10 minutos previos al QH y que apliquen a un periodo de validez QH completo). Y se publica con la información de todos los BSP: - Con la llegada del PHFC y su horizonte es de 6 horas a partir de H+1. - Horariamente en el minuto H-30, con el horizonte de la hora H. - De forma cuarto horaria 10 minutos antes de cada cuarto de hora con el horizonte de QH+1. 2. PC2: Asignaciones de terciaria (mFRR), se publica: - Con la asignación de mFRR programada, con el horizonte de QH+1 y con todos los BSP. La información publicada contiene la terciaria total (programada y DA). - Al asignarse una terciaria DA, el horizonte coincide con el de la asignación, contiene sólo los BSP afectados y la terciaria total (programada y DA). - Si en el minuto 7 previo a cada QH no se ha publicado la asignación programada de la terciaria local actual se realizará la publicación del PC2 con los valores del siguiente QH. Si no hubiera asignaciones de mFRR, esta publicación contendrá un programa nulo (ceros). Esta publicación contendrá el PC2 de todos los BSP de aFRR. 3. PC3: Programas de restricciones ténicas en tiempo real. El PC3 es el resultado de la suma de los programas de restricciones técnicas en tiempo real de todas las UP que forman el BSP de aFRR y se publica con la información de todos los BSP: - Horariamente en el minuto H-30, con el horizonte de la hora H. - Al realizar una limitación que de lugar a un programa PC3, el horizonte comienza 8 minutos después del instante actual, estando el la hora H-1, hasta final de la hora H o H+1 (si está liberada la hora H+1). Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 83 de 111 15.2 Modelo de Información Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 84 de 111 15.3 Especificación de clases Elemento Descripción ProgramaBSPaFRR IdentificacionMensaje Identificación única de la publicación: [programa]bspafrr_aaaammddpp Donde: • programa: Prefijo del mensaje publicado que puede tomar los valores de pba, pc2, pc3, dependiendo del tipo de categoría de programa. • aaaa: Año de la fecha de aplicación del mensaje. • mm: Mes de la fecha de aplicación del mensaje. • dd: Día de la fecha de aplicación del mensaje. • pp: Periodo de la fecha de aplicación del mensaje. Siendo la fecha de aplicación la correspondiente al inicio del horizonte. VersionMensaje Versión de la publicación El valor de la versión – N(3) – ha de incrementarse en cada envío de mensaje. Valor obligatorio. TipoMensaje Z18 TipoProceso Z45 TipoSubProceso Este valor es obligatorio y puede tomar los valores: • Z01 (PBA), • Z02 (PC2), • Z03 (PC3), TipoClasificacion Z03 IdentificacionRemitente, codificacion 10XES-REE------E, A01 FuncionRemitente A04 IdentificacionDestinatario, codificacion DESTINATARIO, A01 FuncionDestinatario A08 FechaHoraMensaje La fecha y hora de creación del mensaje. Ha de expresarse en UTC mediante el formato: aaaa-mm-ddThh:MM:ssZ Donde: • aaaa: Año de la fecha con 4 dígitos. • mm: Mes de la fecha con 2 dígitos. • dd: Día de la fecha con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. • MM: Minutos expresados con 2 dígitos. • ss: Segundos expresados con 2 dígitos. Valor obligatorio. Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 85 de 111 Elemento Descripción Horizonte Se expresa como dos fechas en UTC, indicando el inicio y el fin del intervalo. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ/ aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. • MM: Minutos expresados con 2 dígitos. Valor obligatorio. SeriesTemporales IdentificacionSeriesTemporales Identificador único de serie. Valor obligatorio. TipoCurva A03 BSP Código de la zona de regulación secundaria a la que se refiere la serie temporal. UnidadMedida MAW Periodo IntervaloTiempo Se expresa como dos fechas en UTC. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ/ aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. • MM: Minutos expresados con 2 dígitos. Valor obligatorio Resolucion PT1M Intervalo Pos Indica la posición relativa de un periodo respecto al intervalo de tiempo. N(6) 1..999999 Valor obligatorio Ctd Cantidad de potencia asignada. N(7.1) [-99999.9, 99999.9]. Valor obligatorio. Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 86 de 111 15.4 Definición XML Mercados de Producción. Parte 2 Programa Horario Operativo (P48) versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 87 de 111 15.5 Esquema Disponible en la ruta: \schemas\sios\urn:sios.ree.es:programabspafrr-1-0.xsd 15.6 Ejemplo Disponible en la ruta: \ejemplos\Mercados de Producción. Parte 2\pbabspafrr_2022031712.xml Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 7 de 154 1.2 Modelo de Información Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 8 de 154 1.3 Especificación de clases Elemento Descripción ReserveBid_MarketDocument mRID El identificador ha de seguir el formato: ofereneraFRR_DN_aaaammdd Donde: • ofereneraFRR: Prefijo del tipo de documento enviado. • DN: Display Name del Participante remitente. • aaaa: Año de aplicación del mensaje. • mm: Mes de aplicación del mensaje. • dd: Día de aplicación del mensaje. revisionNumber Versión del documento que se envía. La primera versión de un documento será normalmente la “1”. El valor de la versión ha de incrementarse en cada envío de mensaje. e·sios comprobará que los valores de versión recibidos son superiores a los valores de versión anteriores, de no ser así el mensaje se rechazará. type A96 process.processType A51 = automatic frequency restoration reserves (aFRR) sender_MarketParticipant.mRID, codingScheme Código EIC del Participante en el Mercado, A01 sender_MarketParticipant.marketRole.type A08 = Participante en el mercado receiver_MarketParticipant.mRID, codingScheme 10XES-REE------E, A01 receiver_MarketParticipant.marketRole.type A04 = Operador del sistema createdDateTime La fecha y hora de creación del mensaje. Ha de expresarse en UTC mediante el formato: aaaa-mm-ddThh:MM:ssZ Donde: • aaaa: Año de la fecha con 4 dígitos. • mm: Mes de la fecha con 2 dígitos. • dd: Día de la fecha con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. • MM: Minutos expresados con 2 dígitos. ss: Segundos expresados con 2 dígitos. reserveBid_Period.timeInterval Intervalo de tiempo cubierto por la información transmitida. Se expresa como dos fechas en UTC, indicando el inicio y el fin del intervalo. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 9 de 154 Elemento Descripción MM: Minutos expresados con 2 dígitos. domain.mRID, codingScheme Identificador del dominio: 10YES-REE------0, A01 subject_MarketParticipant.mRID, codingScheme 10XES-REE------E, A01 subject_MarketParticipant.marketRole.type A27 = Resource Provider BidTimeSeries mRID Identificador único de la oferta auction.mRID AUCTION-AFRR businessType B74 = Offer acquiring_Domain.mRID, codingScheme 10YES-REE------0, A01 connecting_Domain.mRID, codingScheme 10YES-REE------0, A01 provider_MarketParticipant.mRID, codingScheme Código EIC del Participante en el Mercado, A01 quantity_Measure_Unit.name MAW currency_Unit.name EUR price_Measure_Unit.name MWH divisible A01 → Divisible registeredResource.mRID, codingScheme Identificador del BSP-aFRR (zona), NES flowDirection.direction Sentido de la oferta. Valores posibles: - A01 → Subir / Venta - A02 → Bajar / Compra Period timeInterval Se expresa como dos fechas en UTC. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. MM: Minutos expresados con 2 dígitos. resolution Valores posibles: PT15M Point position Indica la posición relativa de un periodo respecto al intervalo de tiempo. Debe ser siempre 1 quantity.quantity Volumen ofertado. No se admiten decimales. El volumen estará comprendido entre 0 y 9999. price.amount Precio de la oferta. Solo admite 2 decimales. El precio estará comprendido entre + 15000,00 €/MWh y -15000,00 €/MWh. Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 10 de 154 1.4 Definición XML Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 11 de 154 1.5 Schema Disponible en la ruta: \schemas\sios\urn-iec62325-351-tc57wg16-451-7-reservebiddocument-7-2.xsd 1.6 Ejemplo Disponible en la ruta: \ejemplos\Mercados de Producción. Parte 10\ofereneraFRR_BSP_20230214.1.xml Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 12 de 154 2. OferResaFRR 2.1 Descripción El mensaje ‘OferResaFRR’ será utilizado por participantes en el mercado para informar de sus ofertas de reserva aFRR a e·sios a subir y/o a bajar, es decir, las ofertas de reserva aFRR se presentan por BSP de aFRR (porfolio). El mensaje se procesará correctamente siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones: • El sistema e·sios permitirá la recepción de ofertas de reserva de aFRR por parte de los PM para el día D+1, siendo D el día actual, y mientras permanezca abierta la sesión de secundaria correspondiente. • Cada envío por parte de un PM de un mensaje aceptado por el sistema implicará la anulación de las ofertas existentes para cada BSP y sentido (subir/bajar) contenidos en el mensaje • Todas las ofertas recibidas de los PM deberán tener una resolución de 15 minutos • Sólo se permitirán 25 bloques de oferta diferentes a subir y/o hasta 25 bloques diferentes de oferta a bajar por cada BSP. Si se reciben más de 25 bloques para un BSP, sentido e intervalo, el sistema rechazará todos los bloques de las ofertas para ese BSP e intervalo. Cada bloque tendrá un volumen y un precio independientes entre sí • Solo se permite que uno de los bloques, por dirección, sea indivisible, el resto deben ser completamente divisibles • Los bloques de la oferta podrán ser aceptados de forma independiente, siendo el resultado de la asignación a cada BSP el conjunto de todos los bloques aceptados • El volumen mínimo de la oferta es 1MW y el máximo 9999 MW, siendo su granularidad de 1MW • En caso de que un PM desee anular ofertas enviadas previamente deberá enviar una oferta con la potencia máxima 0 y el sentido a anular, la cual, si bien no se grabará en el sistema, sí desencadenará la anulación de la oferta vigente para ese BSP • Hasta que los mercados de energía (diario e intradiario) sean cuartohorarios, se validará que las ofertas recibidas sean iguales (volumen ofertado y precio) para todos los periodos cuartohorarios de cada hora, con objeto de hacer viable su programación posterior. • Cada bloque de oferta se enviará en una serie diferente. Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 13 de 154 2.2 Modelo de Información Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 14 de 154 2.3 Especificación de clases Elemento Descripción ReserveBid_MarketDocument mRID El identificador ha de seguir el formato: oferresaFRR_DN_aaaammdd Donde: • oferresaFRR: Prefijo del tipo de documento enviado. • DN: Display Name del Participante remitente. • aaaa: Año de aplicación del mensaje. • mm: Mes de aplicación del mensaje. • dd: Día de aplicación del mensaje. revisionNumber Versión del documento que se envía. La primera versión de un documento será normalmente la “1”. El valor de la versión ha de incrementarse en cada envío de mensaje. e·sios comprobará que los valores de versión recibidos son superiores a los valores de versión anteriores, de no ser así el mensaje se rechazará. type Z90 process.processType A51 = secondary reserves (aFRR) sender_MarketParticipant.mRID, codingScheme Código EIC del Participante en el Mercado, A01 sender_MarketParticipant.marketRole .type A08 = Participante en el mercado receiver_MarketParticipant.mRID, codingScheme 10XES-REE------E, A01 receiver_MarketParticipant.marketRol e.type A04 = Operador del sistema createdDateTime La fecha y hora de creación del mensaje. Ha de expresarse en UTC mediante el formato: aaaa-mm-ddThh:MM:ssZ Donde: • aaaa: Año de la fecha con 4 dígitos. • mm: Mes de la fecha con 2 dígitos. • dd: Día de la fecha con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. • MM: Minutos expresados con 2 dígitos. ss: Segundos expresados con 2 dígitos. reserveBid_Period.timeInterval Intervalo de tiempo cubierto por la información transmitida. Se expresa como dos fechas en UTC, indicando el inicio y el fin del intervalo. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. MM: Minutos expresados con 2 dígitos. domain.mRID, codingScheme 10YES-REE------0, A01 Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 15 de 154 subject_MarketParticipant.mRID, codingScheme 10XES-REE------E, A01 subject_MarketParticipant.marketRol e.type A27 = Resource Provider BidTimeSeries mRID Identificador único de la oferta auction.mRID AUCTION-AFRR businessType B74 = Offer acquiring_Domain.mRID, codingScheme 10YES-REE------0, A01 connecting_Domain.mRID, codingScheme 10YES-REE------0, A01 provider_MarketParticipant.mRID, codingScheme Código EIC del Participante en el Mercado, A01 quantity_Measure_Unit.name MAW currency_Unit.name EUR price_Measure_Unit.name MAW divisible Valores posibles: - A01 → Divisible - A02 → Indivisible registeredResource.mRID, codingScheme Identificador del BSP-aFRR (zona), NES flowDirection.direction Sentido de la oferta. Valores posibles: - A01 → Subir / Venta - A02 → Bajar / Compra Period timeInterval Se expresa como dos fechas en UTC. Debe seguir el siguiente formato: aaaa-mm-ddThh:MMZ Donde: • aaaa: Año expresado con 4 dígitos. • mm: Mes expresado con 2 dígitos. • dd: Día expresado con 2 dígitos. • hh: Hora expresada con 2 dígitos. MM: Minutos expresados con 2 dígitos. resolution Valores posibles: PT15M Point position Indica la posición relativa de un periodo respecto al intervalo de tiempo. Debe ser siempre 1 quantity.quantity Volumen ofertado. No se admiten decimales. El volumen estará comprendido entre 0 y 9999. price.amount Precio de la oferta. Solo admite 2 decimales. El precio estará comprendido entre 0 y 99999,99 €/MW Mercados de Producción. Parte 10 Información a recibir por OS de PM versión 3.1.5 25 octubre 2024 Departamento Sistemas de Información. Página 16 de 154 2.4 Definición XML