Ningún comentario El 29 de diciembre de 2023, se puso en funcionamiento el interconector Viking de 1,4 GW que une los mercados eléctricos de Gran Bretaña y Dinamarca Occidental (DK1).
El interconector es actualmente el interconector de corriente continua de alto voltaje (HVDC) más largo del mundo, con una longitud de 765 km. Esto supone 45 kilómetros más que la conexión desde GB hasta la zona del mercado de NO2 en Noruega (que anteriormente ostentaba el récord).
Han sido unos primeros dos meses interesantes en Viking Interconnector (este blog se relaciona con el análisis realizado durante el período del 29 de diciembre de 2024 al 4 de marzo de 2024).
En términos del equilibrio de los flujos de energía, Gran Bretaña (GB) importa el 76% del tiempo, mientras que Dinamarca toma la electricidad el 17% del tiempo.
Por supuesto, ayuda a equilibrar las redes británica, danesa (y alemana). El interconector es comercializado principalmente por empresas daneses que están ganando mucho dinero negociando derechos de capacidad tanto en el interconector como en los dos mercados. Sin embargo, el reenvío fronterizo alemán también encuentra en el interconector Viking una salida útil.
Este artículo reseñará temas de interés tras los primeros meses de funcionamiento y algunas impresiones iniciales del funcionamiento del vínculo entre dos mercados dinámicos e interesantes con características propias y singulares.
Procesos y resultados del día siguiente en el interconector Viking
El funcionamiento de los interconectores es sencillo de explicar en el contexto europeo, pero Viking funciona de manera diferente.
Normalmente, los interconectores unen dos países y están unidos por una serie de plataformas europeas comunes.
Al mediodía (hora central europea) se celebrará una subasta en el mercado diario en la que las partes comprarán y venderán su electricidad para mañana. Esto se llama acoplamiento de un solo día por delante (SDAC) o euphemia.
En términos generales, SDAC programará automáticamente los interconectores para que fluyan energía desde áreas más baratas a áreas más caras. Esto crea precios más bajos para los consumidores.
También existe un mercado intradiario continuo en la mayoría de los países europeos. Estos se vinculan automáticamente a través de los interconectores y mueven la energía a través de las fronteras. Esto permite que la energía fluya desde regiones de precios altos a regiones de precios bajos. Esto se conoce como acoplamiento único intradiario (SIDC) .
Reino Unido, un mercado distinto desde el Brexit
Sin embargo, para los interconectores que se conectan a GB esto es diferente. El 23 de junio de 2016, el Reino Unido votó a favor de abandonar la Unión Europea.
El acuerdo comercial y de cooperación acordado entre el Reino Unido y la UE27 dio como resultado que GB abandonara el mercado interior de la energía, así como las plataformas comunes SDAC y SIDC.
Esto significa que la programación de interconectores vuelve a las normas utilizadas a principios de la década de 2000.
Este acoplamiento explícito del mercado da como resultado los complejos eventos descritos en la Figura 1.
Los operadores primero deben comprar capacidad en una dirección u otra en una subasta de capacidad diaria. Luego, el comerciante debe comprar o vender energía en subastas en GB y luego completar la contraventa en la subasta danesa.
En términos generales, este enfoque complicado es riesgoso y resulta en transacciones más costosas entre los interconectores.
También da lugar a flujos en la etapa del día siguiente que no necesariamente coinciden con el delta de precios entre los dos mercados.
Existe mucho debate sobre si optimizar los flujos diarios de precios es el resultado correcto para el mercado. Especialmente porque normalmente hay un reenvío en los interconectores a medida que el mercado se acerca al punto de entrega. La producción de energía renovable impulsa esto principalmente en consonancia con las condiciones climáticas cambiantes.
Entonces, ¿cómo se desarrolla esto en el interconector Viking? La Figura 2 muestra los ingresos que los partidos reciben a través del enlace.
Los comerciantes obtienen ganancias de los flujos siempre que el diferencial entre los mercados sea lo suficientemente grande y el costo de la capacidad sea lo suficientemente barato.
La Figura 2 también muestra la diferencia entre Dinamarca y Gran Bretaña. Si Dinamarca es más cara, el precio será positivo. Si GB es más caro, entonces el precio será negativo.
Luego, el diferencial se divide entre el costo de la capacidad y las ganancias para los comerciantes, que especulan sobre el diferencial entre los dos mercados.
El gráfico muestra que la mayor parte del diferencial lo capturan los propietarios de interconectores.
El resto del diferencial lo captan los comerciantes que pronostican el resultado de los precios en las zonas de precios GB y DK1, antes de utilizarlo para pujar por la capacidad en el interconector.
Los ingresos de las operaciones en Viking Link durante el período de análisis se distribuyen de la siguiente manera:
- 10 millones de euros de ventas de capacidad (dinero para Viking que se divide al 50/50 entre National Grid y Energinet)
- 2 millones de euros procedentes de beneficios comerciales en el interconector que se destinaron a compradores de capacidad, es decir, comerciantes.
Utilizando datos de GB podemos ver la identidad de los comerciantes en el interconector. Hemos anonimizado a los comerciantes hasta cierto punto dividiéndolos en la ciudad donde se encuentran.
Los comerciantes daneses son responsables del 90% del volumen designado en los interconectores. Por tanto, sería justo suponer que han captado el 90% de los ingresos.
Equilibrio de GB Grid mediante el interconector Viking
National Grid ESO, el operador del sistema eléctrico de GB, utiliza el comercio de interconectores para equilibrar el sistema eléctrico.
Actualmente comercializan los interconectores franceses, belgas y holandeses. La incorporación de Viking significa que ahora tienen más oportunidades comerciales.
La Figura 4 muestra los volúmenes de balance por interconector. Puede ver que National Grid ESO ha utilizado Viking durante todo el período.
Las operaciones individuales realizadas por las contrapartes se publican en el mercado en GB. Esto nos permite realizar análisis sobre la rentabilidad de cada operación.
Los números nos muestran que comerciar con NG ESO generalmente tiene un precio equivalente al de otros interconectores. Estas cifras tienen en cuenta las pérdidas de transmisión y el valor frente al precio medio ponderado horario.
Reenvío de la frontera alemana
La capacidad total del interconector Viking es de 1.400 MW. Sin embargo, actualmente está limitado a 800MW.
La razón de esto es la estabilidad del sistema en la región DK1. Para solucionar este problema, Energinet y Tennet están construyendo la conexión West Link en el lado occidental de Dinamarca. Esto mejorará los vínculos entre la zona de precios DK1 y Alemania. La fecha de finalización actual es finales de 2025.
Sin embargo, los operadores aún pueden en ocasiones llevar el enlace Viking desde la capacidad base de 800 MW hasta la capacidad total de 1400 MW.
Esto suele ocurrir cuando se invierte el borde DK1-DE. En términos prácticos, esto es cuando las exportaciones a Alemania son cero. O Dinamarca podría potencialmente importar energía de Alemania.
Esto crea un requisito para que la zona DK1 comience a enviar energía a los países vecinos.
Cuando se produce esta situación, Energinet y NG ESO aumentan la capacidad de transferencia disponible a GB en la etapa intradiaria.
Los 600 MW adicionales de capacidad permiten trasladar la energía a GB, proporcionando una salida para el exceso (y barato) de energía procedente de Alemania.
La Figura 6 es una captura de pantalla de la plataforma Montel Analytics EnAppSys que muestra cómo funciona esto en términos de reenvío.
Los flujos diarios programados en Viking Link se programan en el mercado diario. Estos se muestran como GB importando 800MW desde las 07:00 en adelante. (Imágenes abajo derecha y arriba izquierda).
Los flujos fronterizos alemanes están programados con una salida hacia Alemania durante la mayor parte del día en la etapa del día siguiente.
Cuando se lleva a cabo el redespacho alemán, el flujo de salida a Alemania se reduce a cero y, en algunos casos, se invierte.
Este volumen adicional en DK1 tiene que tener salida, lo que se consigue reduciendo la generación, así como aumentando las exportaciones a GB y NO2.
Phil Hewitt es director de Montel EnAppSys.
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