La congestión en la transmisión de electricidad en una red eléctrica es una condición de la red eléctrica que impide que se implementen los programas de carga aceptados o previstos debido a las limitaciones de configuración de la red y el rendimiento del equipo. [1] En términos simples, la congestión ocurre cuando las líneas de transmisión sobrecargadas no pueden transportar 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 planta de energía puede ser capaz de 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 la congestión de transmisión. [3] La congestión no es un evento, por lo que con frecuencia no es posible determinar con exactitud su lugar y momento (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 del 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] por lo general los límites en el flujo físico de electricidad se utilizan para evitar el sobrecalentamiento, niveles de voltaje inaceptables y pérdida de estabilidad del sistema. La congestión puede ser permanente, un efecto de la configuración del sistema, o temporal, debido a una falla en el equipo de transmisión. [6]
Evitar la congestión es esencial 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 tal como se define en el resultado del mercado mayorista no viole las restricciones durante el funcionamiento normal de la red y en caso de falla de algún componente en particular (el llamado criterio n-1 ). [7]
Los mercados existentes utilizan una variedad de enfoques para resolver el problema. En un extremo de este espectro se encuentra la "fijación de precios uniforme", que ignora por completo las limitaciones de transmisión y permite que el mercado encuentre un precio único para todas las ubicaciones ("nodos"). En el otro extremo, la " fijación de precios marginales por ubicación " tiene en cuenta todas las limitaciones al definir un precio separado para cada nodo (de ahí otro nombre, "fijación de precios nodal"). [7]
La fijación de precios uniforme tiene la ventaja de un diseño de mercado transparente y una liquidación rápida, por lo que las subastas pueden realizarse con frecuencia; por lo general, comienzan un día antes de la entrega (subasta "día por adelantado") y continúan hasta la entrega (las denominadas subastas "intradía"). [ cita requerida ] Sin embargo, el resultado del mercado puede violar las restricciones de congestión y, por lo tanto, no puede implementarse en el momento de la entrega (en "tiempo real"). Si este es el caso, el GRT interviene y utiliza el llamado redespacho del sistema modificando los horarios de los generadores de manera que se pueda atender la carga. [7] Los pagos de redespacho generalmente se negocian por adelantado y los proveedores reciben el pago a medida que ofertan en un modo de "comando y control", sin crear un mercado. [8]
En el caso de los precios nodales, durante la compensación se tienen en cuenta todas las restricciones de la red y se establecen precios diferentes para los distintos nodos; por lo general, esto requiere que el operador independiente del sistema (ISO) gestione la compensación del mercado. [9] El inconveniente de los precios nodales es que los mercados locales podrían no tener suficientes participantes para funcionar de manera eficiente. En particular, en los bolsillos de carga (áreas de la red con carga concentrada y falta de líneas de conexión con el resto del sistema), un gran generador podría exhibir un poder de mercado significativo , lo que obliga a que el precio de este nodo se regule directamente sobre una base de costos. [ cita requerida ]
La fijación de precios zonales 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 intrazonal debe resolverse con un redespacho), pero las restricciones entre zonas se tienen en cuenta durante la compensación del mercado a través de precios diferentes para las diferentes zonas. [10]
La "fijación de precios discriminatoria" consiste en que los proveedores, en caso de que el operador del sistema acepte sus ofertas, reciben el importe de su oferta ("pay-as-offered", [11] "pay-as-bid"). [12] La fijación de precios discriminatoria también se utiliza en un escenario de redespacho basado en el mercado ( contracomercio ). [8]
Para evitar la congestión, puede 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 una ubicación de origen en la red hasta el destino. Existen dos tipos de derechos de transmisión: [13]
En un ejemplo sencillo de funcionamiento de 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 generadoras:
La ubicación B tiene una carga de 2500 MW y un solo generador GB con una capacidad de 2000 MW y un costo marginal de $30/MW.
El mercado eléctrico con precios locales activará plenamente la línea de 1000 MW y se establecerá en:
GA1, que es el que más se beneficiaría si se mejoran los enlaces entre A y B, decide construir otra línea de transmisión de 1000 MW. Ahora no hay congestión y el mercado se establecerá al mismo precio en A y B (30 dólares, ya que GA1 y GA2 no pueden satisfacer toda la demanda y el precio se determinará en función del coste de GB). GA1 conservará la FTR por 1000 MW, pero no cobrará nada por este derecho, sino que se embolsará la diferencia entre su coste de 10 dólares y el precio de 30 dólares.
En A se construye una nueva planta, GA3, con una capacidad de 1000 MW y un coste marginal de 9 dólares por MW. Ahora, el precio en A es de 15 dólares (determinado por GA2), mientras que en B sigue siendo de 30 dólares. Aunque la línea construida por GA1 podría ser utilizada ahora de forma efectiva por GA3, GA1, como titular de una 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 las FTR 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 en su nombre. Por ejemplo, en California, el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) ofrece a los propietarios de los PTR un plan en el que estos ceden el control operativo de su infraestructura al CAISO a cambio del "Requisito de Ingresos por Transmisión" (TRR) que recupera los costos del propietario. El CAISO, a su vez, cobra el Cargo de Acceso a la Transmisión (TAC) a las empresas de servicios públicos en función de la carga bruta, [15] y las empresas de servicios públicos facturan el TAC a sus clientes.