La congestión en la transmisión de electricidad es una condición de la red eléctrica que impide que se implementen los programas de carga aceptados o pronosticados debido a la configuración de la red y las limitaciones de rendimiento de los equipos. [1] En términos simples, la congestión ocurre cuando las líneas de transmisión sobrecargadas no pueden transportar un flujo de electricidad adicional debido al riesgo de sobrecalentamiento y el operador del sistema de transmisión (TSO) tiene que ordenar a los proveedores que ajusten sus niveles de despacho para adaptarse a la restricción. [2] En un mercado de electricidad, una central eléctrica puede producir electricidad a un precio competitivo, pero no puede transmitir la energía a un comprador dispuesto. [3] La congestión aumenta los precios de la electricidad para algunos clientes. [4]
No existe una definición universalmente aceptada de congestión de la transmisión. [3] La congestión no es un evento, por lo que frecuentemente no es posible determinar su lugar y hora (en este sentido es similar a la congestión del tráfico [5] ). Los reguladores definen la congestión como una condición que impide que se completen las transacciones de mercado, [3] mientras que un operador del sistema de transmisión la ve como la incapacidad de mantener la seguridad de la operación del sistema eléctrico con el flujo de energía programado para la red. [4]
Una congestión es un síntoma de una restricción o una combinación de restricciones en un sistema de transmisión; [4] generalmente los límites en el flujo físico de electricidad se utilizan para evitar el sobrecalentamiento, niveles de voltaje inaceptables y la pérdida de estabilidad del sistema. La congestión puede ser permanente, efecto de la configuración del sistema, o temporal, debido a una falla en el equipo de transmisión. [6]
Evitar la congestión es fundamental para un mercado eléctrico competitivo y es "uno de los problemas más difíciles" de su diseño. El objetivo es garantizar que un flujo de energía definido por el resultado del mercado mayorista no viole las restricciones durante el funcionamiento normal de la red y en caso de falla de cualquier componente particular (el llamado criterio n-1 ). [7]
Los mercados existentes utilizan una variedad de enfoques para resolver el problema. En un extremo de este rango está el "precio uniforme" que ignora por completo las restricciones de transmisión y permite al mercado encontrar un precio único para todas las ubicaciones ("nodos"). En el otro extremo, el " precio marginal local " se adapta a todas las restricciones definiendo un precio separado para cada nodo (de ahí otro nombre, "precio nodal"). [7]
La fijación de precios uniforme tiene la ventaja de un diseño de mercado transparente y una compensación rápida, por lo que las subastas pueden realizarse con frecuencia; normalmente comienzan un día antes de la entrega (subasta "diaria") y continúan hasta la entrega (la llamada subasta "intradiaria"). subastas). [ cita necesaria ] Sin embargo, el resultado del mercado podría violar las restricciones de congestión y, por lo tanto, no se puede implementar en el momento de la entrega (en "tiempo real"). Si este es el caso, el TSO interviene y utiliza el llamado sistema de redespacho cambiando los horarios de los generadores de manera que se pueda atender la carga. [7] Los pagos de reenvío generalmente se negocian por adelantado y se paga a los proveedores cuando ofertan en forma de "mando y control", sin crear un mercado. [8]
Con la fijación de precios nodales, todas las restricciones de la red se tienen en cuenta durante la compensación y se establecen diferentes precios para diferentes nodos; esto generalmente requiere que el operador del sistema independiente (ISO) gestione la compensación del mercado. [9] El inconveniente de la fijación de precios nodales es que los mercados locales podrían no tener suficientes participantes para funcionar eficientemente. En particular, en los focos de carga (áreas de la red con carga concentrada y falta de líneas de conexión con el resto del sistema) un generador grande podría exhibir un poder de mercado significativo , lo que obligaría a regular directamente el precio de este nodo en función del costo. . [ cita necesaria ]
El precio zonal representa un compromiso en el que la red se divide en zonas relativamente grandes, el precio de la electricidad dentro de cada zona es uniforme (y por lo tanto la congestión intrazona debe resolverse con un redespacho), pero las limitaciones entre zonas se tienen en cuenta durante el proceso. compensación del mercado a través de diferentes precios para diferentes zonas. [10]
Los "precios discriminatorios" a los proveedores en caso de aceptación de sus ofertas por parte del operador del sistema se les paga el importe de su oferta ("pay-as-offered", [11] "pay-as-bid"). [12] La fijación de precios discriminatorios también se utiliza en un escenario de reenvío basado en el mercado ( comercio compensatorio ). [8]
Para evitar la congestión, podría ser necesario denegar algunas transacciones de transmisión. Una forma de hacerlo es a través de los derechos de transmisión . El propietario de un derecho de transmisión tiene derecho a transportar una cantidad predefinida de energía eléctrica desde un lugar de origen en la red hasta el destino. Existen dos tipos de derechos de transmisión: [13]
En un ejemplo simple de operación FTR, [14] las ubicaciones A y B están conectadas con una línea de 1000 MW. La ubicación A tiene una carga de 200 MW y dos empresas de generación:
La ubicación B tiene una carga de 2500 MW y un único generador GB con 2000 MW de capacidad y un costo marginal de $30/MW.
El mercado eléctrico con tarificación local abarcará completamente la línea de 1000 MW y se conformará con:
GA1, que podría ganar más si se mejoran los enlaces entre A y B, decide construir otra línea de transmisión de 1.000 MW. Ahora no hay congestión y el mercado se estabilizará al mismo precio tanto en A como en B ($30, ya que GA1 y GA2 no pueden satisfacer toda la demanda, y el precio estará determinado por el costo de GB). GA1 mantendrá el FTR por 1000 MW, pero no cobrará nada por este derecho, sino que se embolsará la diferencia entre su coste de 10 dólares y su precio de 30 dólares.
Se construye una nueva planta, GA3, en A con una capacidad de 1000 MW y un costo marginal de $9/MW. Ahora el precio en A vuelve a ser $15 (determinado por GA2), el precio en B sigue siendo $30. Aunque la línea construida por GA1 ahora podría ser utilizada efectivamente por GA3, GA1, como titular de FTR, recibe la renta de congestión por la electricidad transmitida a través de la línea en la que GA1 había invertido. El acuerdo funciona como si GA1 hubiera arrendado la línea a GA3 por el valor total de la línea, por lo que los DFT son similares a los valores negociables , pero con negociación automatizada. [14]
Algunos operadores de sistemas de transmisión ofrecen al propietario de los derechos de transmisión cobrar las tarifas de transmisión. Por ejemplo, en California, el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) ofrece a los propietarios de PTR un esquema en el que los propietarios entregan el control operativo de su infraestructura a CAISO a cambio del "Requisito de Ingresos por Transmisión" (TRR) que recupera los costos del propietario. CAISO, a su vez, cobra el cargo de acceso a la transmisión (TAC) de las empresas de servicios públicos en función de la carga bruta, [15] y las empresas de servicios públicos facturan el TAC a sus clientes.