Un mercado de electricidad es un sistema que permite el intercambio de energía eléctrica , a través de una red eléctrica . [1] Históricamente, la electricidad ha sido vendida principalmente por empresas que operan generadores eléctricos , y comprada por consumidores o minoristas de electricidad .
La industria eléctrica comenzó a desarrollarse a fines del siglo XIX en Estados Unidos y el Reino Unido. A lo largo del siglo XX y hasta el presente, se han producido profundos cambios en la gestión económica de la electricidad. Los cambios se han producido en diferentes regiones y países, por muchas razones, que van desde avances tecnológicos (en el lado de la oferta y la demanda) hasta políticos e ideológicos.
A principios del siglo XXI, varios países reestructuraron sus industrias de energía eléctrica, reemplazando el mercado eléctrico "tradicional", integrado verticalmente y fuertemente regulado, por mecanismos de mercado para la generación , transmisión , distribución y venta minorista de electricidad . [2] Los enfoques de mercado tradicional y competitivo corresponden vagamente a dos visiones de la industria: la desregulación estaba transformando la electricidad de un servicio público (como el alcantarillado ) en un bien comercializable (como el petróleo crudo ). [3] A partir de la década de 2020, los mercados tradicionales todavía son comunes en algunas regiones, incluidas grandes partes de los Estados Unidos y Canadá. [4]
En los últimos años, los gobiernos han reformado los mercados de electricidad para mejorar la gestión de la energía renovable variable y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero . [5] [6]
La estructura de un mercado de electricidad es bastante compleja. [7] Los mercados suelen incluir mecanismos para gestionar una variedad de servicios relevantes junto con la energía. Los servicios pueden incluir:
Un mercado mayorista de electricidad simple "solamente de energía" sólo facilitaría la venta de energía, sin tener en cuenta otros servicios que puedan respaldar el sistema, y experimentaría problemas una vez implementado por sí solo. Para tener esto en cuenta, la estructura del mercado de electricidad generalmente incluye: [7]
Los mercados minoristas competitivos de electricidad lograron mantener su estructura simple. [7]
Además, para la mayoría de los principales operadores, existen mercados de derechos de transmisión [ cita requerida ] y derivados de electricidad , como futuros y opciones de electricidad , que se negocian activamente.
La externalidad de mercado de las emisiones de gases de efecto invernadero se aborda a veces mediante la fijación de precios del carbono . [11]
El mercado de la electricidad se caracteriza por características únicas [12] que son atípicas en los mercados de materias primas o bienes de consumo.
Aunque existen pocos mercados similares (por ejemplo, los billetes de avión y las habitaciones de hotel, al igual que la electricidad, no se pueden almacenar y su demanda varía según la temporada), [13] la magnitud de los precios pico (el precio pico puede ser 100 veces más alto que uno fuera de temporada alta) distingue al mercado de la electricidad (el precio de verano de una habitación de hotel frente al mar puede ser 3-4 veces más alto que el de temporada baja), [14] los mercados de hoteles y aerolíneas también pueden utilizar la discriminación de precios minoristas , no disponible en el mercado mayorista de electricidad. [15] Las peculiaridades del mercado de la electricidad lo hacen fundamentalmente incompleto . [16]
La electricidad suele estar disponible cuando se demanda [17] . Para lograrlo, la oferta debe coincidir con la demanda en todo momento a pesar de las variaciones continuas de ambas (lo que se denomina equilibrio de la red ). Con frecuencia, los únicos márgenes de seguridad son los que proporciona la energía cinética de la maquinaria que gira físicamente ( generadores síncronos y turbinas). Si hay un desajuste entre la oferta y la demanda, los generadores absorben energía adicional acelerando o producen más energía desacelerando, lo que hace que la frecuencia de la red (ya sea 50 o 60 hercios ) aumente o disminuya. Sin embargo, la frecuencia no puede desviarse demasiado del objetivo: muchas unidades del equipo eléctrico pueden ser destruidas por la frecuencia fuera de los límites y, por lo tanto, se desconectarán automáticamente de la red para protegerse, lo que podría provocar un apagón [17] .
Existen muchas otras restricciones físicas y económicas que afectan a la red eléctrica y al mercado, algunas de las cuales crean falta de convexidad : [18]
Las redes eléctricas son monopolios naturales , porque no es posible construir múltiples redes que compitan entre sí. Para abordar este problema, muchas redes eléctricas están reguladas para hacer frente al riesgo de especulación con los precios . Los dos tipos principales de regulación de los precios de la red son: [19]
El diseño de la red de transmisión limita la cantidad de electricidad que se puede transmitir desde un área estrechamente acoplada ("nodo") a otra, por lo que un generador en un nodo podría ser incapaz de dar servicio a una carga en otro nodo (debido a la " congestión de la transmisión "), creando potencialmente fragmentos del mercado que deben ser atendidos con generación local (" bolsillos de carga ").
Tras sus primeros años de existencia, la industria de suministro de electricidad estuvo regulada por los distintos niveles de gobierno. En la década de 1950, se había desarrollado una amplia variedad de acuerdos con diferencias sustanciales entre países e incluso a nivel regional, por ejemplo: [20]
Estas estructuras diversas tenían algunas características unificadoras: muy poca dependencia de los mercados competitivos, [21] ausencia de mercados mayoristas formales y clientes incapaces de elegir a sus proveedores. [22]
La diversidad y el gran tamaño del mercado estadounidense hicieron que las ganancias comerciales potenciales fueran lo suficientemente grandes como para justificar algunas transacciones mayoristas: [23]
En el sector minorista, a los clientes se les cobraban precios fijos regulados que no cambiaban con los costos marginales , las tarifas minoristas dependían casi por completo de precios volumétricos (basados en las lecturas de los medidores registradas mensualmente) y la recuperación de costos fijos se incluía en el precio por kWh . [23]
El sistema de mercado tradicional fue diseñado para el estado de la industria eléctrica común antes de la reestructuración (y todavía común en algunas regiones, incluidas grandes partes de los EE. UU. y Canadá [4] ). Schmalensee [ ¿quién? ] llama a este estado histórico (en oposición al emergente posterior a la reestructuración ). En el régimen histórico, casi todas las fuentes de generación pueden considerarse despachables (disponibles a demanda, a diferencia de la energía renovable variable emergente ). [21]
Chile se había convertido en un pionero en la desregulación a principios de los años 1980 (la ley de 1982 había codificado los cambios que se iniciaron en 1979). [24] Sólo unos pocos años después, el nuevo enfoque de mercado para la electricidad se formuló en los EE.UU., [24] popularizado en el influyente trabajo de Joskow y Schmalensee, [25] "Markets for Power: An Analysis of Electrical Utility Deregulation" (1983). [26] Al mismo tiempo, en el Reino Unido, la Ley de Energía de 1983 introdujo disposiciones para el transporte común en las redes eléctricas, lo que permitió la elección del proveedor para las compañías eléctricas y los clientes muy grandes (análogo al " wheeling " en los EE.UU.). [27]
La incorporación de recursos energéticos distribuidos (DERs) ha inspirado mercados eléctricos innovadores que surgen de una estructura de mercado desregulada jerárquica, como los mercados de flexibilidad locales , con entidades agregadoras aguas arriba que representan múltiples DER (por ejemplo, agregadores). Los mercados de flexibilidad se refieren a los mercados en los que los operadores del sistema de distribución (DSOs) adquieren servicios de activos vinculados a su sistema de distribución, con el objetivo de garantizar la seguridad operativa de la red de distribución. Este concepto es relativamente nuevo, y su diseño es actualmente un tema de investigación activa. [28] En este sentido, diferentes entidades pueden actuar como agregadores, por ejemplo, agregadores de respuesta a la demanda, administradores comunitarios, proveedores de servicios eléctricos y más, dependiendo de las características del conjunto de activos que se representan. [29]
Un mercado mayorista de electricidad , también conocido como bolsa de energía o PX (o bolsa de energía , especialmente si también comercializa gas), es un sistema que permite compras, a través de ofertas de compra, y ventas, a través de ofertas de venta. Las ofertas y las ofertas utilizan los principios de la oferta y la demanda para fijar el precio. Los contratos a largo plazo son similares a los acuerdos de compra de energía y, por lo general, se consideran transacciones bilaterales privadas entre contrapartes.
Un mercado mayorista de electricidad existe cuando los generadores que compiten entre sí ofrecen su producción de electricidad a los minoristas, que luego fijan un nuevo precio de la electricidad y la llevan al mercado. Si bien la fijación de precios al por mayor solía ser dominio exclusivo de los grandes proveedores minoristas, cada vez más mercados como el de Nueva Inglaterra están comenzando a abrirse a los usuarios finales. Los grandes usuarios finales que buscan eliminar gastos generales innecesarios en sus costos de energía están comenzando a reconocer las ventajas inherentes a este tipo de compra. La compra de electricidad directamente de los consumidores a los generadores es un fenómeno relativamente reciente.
La compra de electricidad al por mayor no está exenta de inconvenientes (incertidumbre del mercado, costos de membresía, tarifas de instalación, inversión colateral y costos de organización, ya que la electricidad debería comprarse a diario); sin embargo, cuanto mayor sea la carga eléctrica del usuario final, mayor será el beneficio y el incentivo para hacer el cambio.
Para que un mercado mayorista de electricidad sea económicamente eficiente es esencial que se cumplan una serie de criterios, a saber, la existencia de un mercado spot coordinado que tenga "un despacho económico basado en ofertas, con restricciones de seguridad y con precios nodales". Estos criterios han sido ampliamente adoptados en los Estados Unidos, Australia, Nueva Zelanda y Singapur. [30]
Los mercados de productos básicos relacionados con la energía requeridos y administrados por (y pagados por) los operadores del mercado para garantizar la confiabilidad, se consideran servicios auxiliares e incluyen nombres como reserva giratoria, reserva no giratoria, reservas operativas , reserva reactiva, regulación ascendente, regulación descendente y capacidad instalada .
Las transacciones mayoristas (ofertas y pujas) de electricidad suelen ser compensadas y liquidadas por el operador del mercado o una entidad independiente con fines específicos encargada exclusivamente de esa función. Los operadores del mercado pueden o no compensar las transacciones, pero a menudo requieren el conocimiento de las transacciones para mantener la generación y el equilibrio de carga. [ cita requerida ]
Los mercados de comercio de electricidad generan una producción neta para una serie de intervalos, generalmente en incrementos de 5, 15 y 60 minutos. [ cita requerida ]
Se pueden utilizar dos tipos de subasta para determinar qué productores se envían:
Para determinar los pagos, la compensación puede utilizar uno de dos mecanismos: [33]
En PAB, la licitación estratégica puede llevar a los productores a ofertar precios mucho más altos que su costo real, porque serán despachados siempre que su oferta sea inferior al precio de compensación .
En ausencia de colusión , se espera que el MPS incentive a los productores a ofertar cerca de su costo marginal de corto plazo para evitar el riesgo de perder la oportunidad por completo. El MPS también es más transparente, ya que el nuevo postor ya conoce el precio de mercado y puede estimar la rentabilidad con su costo marginal; para obtener buenos resultados con el PAB, el postor también necesita información sobre otras ofertas. [33] Debido a los mayores riesgos del PAB, brinda una ventaja adicional a los grandes actores que están mejor equipados para estimar el mercado y asumir el riesgo (por ejemplo, al apostar con una oferta alta para algunas de sus unidades). Sin embargo, el MPS hace que a los productores se les pague más que sus precios de oferta por diseño, lo que lleva a llamados a reemplazarlo con el PAB a pesar del incentivo para la oferta estratégica. [34]
Para manejar todas las restricciones mientras se mantiene el sistema en equilibrio, se requiere una agencia central, el operador del sistema de transmisión (TSO), para coordinar el compromiso unitario y el despacho económico . [36] Si la frecuencia cae fuera de un rango predeterminado, el operador del sistema actuará para agregar o eliminar generación o carga.
A diferencia de las decisiones en tiempo real, que necesariamente están centralizadas, el mercado eléctrico en sí puede ser centralizado o descentralizado. En el mercado centralizado, el GRT decide qué planta debe funcionar y cuánto se supone que debe producir mucho antes de la entrega (durante la fase de "mercado spot" u operación con un día de antelación ). En un mercado descentralizado, el productor solo se compromete a la entrega de electricidad, pero los medios para hacerlo se dejan al propio productor (por ejemplo, puede llegar a un acuerdo con otro productor para proporcionar la energía real). Los mercados centralizados facilitan la adaptación a las no convexidades, mientras que los descentralizados permiten el comercio intradiario para corregir las decisiones posiblemente subóptimas tomadas con un día de antelación, por ejemplo, para adaptarse a las mejores previsiones meteorológicas para las energías renovables. [36] Debido a la diferencia en la construcción de la red (EE. UU. tenía redes de transmisión más débiles), el diseño de los mercados mayoristas en EE. UU. y Europa había divergido, aunque inicialmente se siguió el ejemplo europeo (descentralizado) en EE. UU. [37]
Para adaptarse a las limitaciones de la red de transmisión, los mercados centralizados suelen utilizar precios marginales por ubicación (LMP), en los que cada nodo tiene su propio precio de mercado local (de ahí otro nombre para la práctica, precios nodales ). Las consideraciones políticas a veces hacen que sea desagradable obligar a los consumidores en el mismo territorio, pero conectados a diferentes nodos, a pagar precios diferentes por la electricidad, por lo que se utiliza un modelo modificado de precios nodales de generadores (GNP): los generadores siguen recibiendo los precios nodales, mientras que las entidades que sirven la carga cobran a los usuarios finales precios que se promedian en el territorio. Muchos mercados descentralizados no utilizan el LMP y tienen un precio establecido sobre un área geográfica ("zona", de ahí el nombre de precios zonales) o una "región" ( precios regionales , el término se utiliza principalmente para zonas muy grandes del Mercado Nacional de Electricidad de Australia, donde cinco regiones cubren el continente). [38]
A principios de la década de 2020 no había una preferencia clara por ninguno de los dos diseños de mercado, por ejemplo, los mercados norteamericanos pasaron por una centralización, mientras que los europeos se movieron en la dirección opuesta: [38]
Un operador de sistema de transmisión en un mercado eléctrico centralizado obtiene la información de costos (generalmente tres componentes: costos de arranque, costos sin carga, costos marginales de producción [39] ) para cada unidad de generación ("oferta basada en unidades") y toma todas las decisiones en los mercados de día anterior y en tiempo real ( redespacho del sistema ). Este enfoque permite al operador tomar en consideración los detalles de la configuración del sistema de transmisión. El mercado centralizado normalmente utiliza el LMP, y el objetivo de despacho es minimizar el costo total en cada nodo [ aclaración necesaria ] (que en una red grande se cuentan en cientos o incluso miles). Los mercados centralizados utilizan algunos procedimientos que se asemejan a las empresas eléctricas integradas verticalmente de la era anterior a la desregulación, por lo que los mercados centralizados también se denominan mercados de electricidad integrados . [38]
Debido a la naturaleza centralizada y detallada del despacho con un día de anticipación, sigue siendo factible y rentable en el momento de la entrega, a menos que ocurran algunos eventos adversos inesperados. Las decisiones tempranas ayudan a programar eficientemente las plantas con los largos tiempos de puesta en marcha. [38]
Las desventajas del diseño centralizado con LMP son: [40]
El precio de una unidad de electricidad con LMP se basa en el coste marginal , por lo que no se incluyen los costes de arranque ni los costes en vacío. Por tanto, los mercados centralizados suelen pagar una compensación por estos costes al productor (los denominados pagos de compensación o de aumento ), financiada de algún modo por los participantes del mercado (y, en última instancia, por los consumidores). [38]
La inflexibilidad del mercado centralizado se manifiesta de dos maneras: [41]
Los algoritmos de equilibrio del mercado son complejos (algunos son NP-completos ) y deben ejecutarse en un tiempo limitado (5 a 60 minutos). Por lo tanto, los resultados no son necesariamente óptimos, son difíciles de replicar de forma independiente y requieren que los participantes del mercado confíen en el operador (debido a la complejidad, a veces la decisión del algoritmo de aceptar o rechazar la oferta parece completamente arbitraria para el postor). [41]
Si el operador del sistema de transmisión es el propietario de la red de transmisión, se vería incentivado a obtener ganancias aumentando las rentas por congestión . Por ello, en los EE. UU., el operador normalmente no posee capacidad alguna y con frecuencia se lo denomina operador independiente del sistema (ISO). [41]
El mayor grado de centralización del mercado implica cálculos directos de costos por parte del operador del mercado (los productores ya no presentan ofertas). A pesar del problema obvio con las compañías generadoras incentivadas a inflar sus costos (esto puede ocultarse mediante transacciones con compañías afiliadas), este acuerdo de mercado de electricidad basado en costos elimina el poder de mercado de los proveedores y se utiliza en situaciones en las que es posible un abuso de poder de mercado (por ejemplo, Chile con su preponderancia de energía hidroeléctrica, en los EE. UU. cuando el poder del mercado local es suficientemente alto, algunos mercados europeos [ ¿cuáles? ] ). Un problema menos obvio es la tendencia de los participantes del mercado en estas condiciones a concentrarse en inversiones en las plantas de punta en detrimento de la energía de carga base . [41] Una de las ventajas del mercado basado en costos es el costo relativamente bajo para establecerlo. [42] El enfoque basado en costos es popular en América Latina: además de Chile, se utiliza en Bolivia, Perú, Brasil y países de América Central. [43]
Un operador del sistema realiza una auditoría de los parámetros de cada unidad generadora (incluyendo la tasa de calor , la carga mínima, la velocidad de rampa, etc.) y estima los costos marginales directos de su operación. Con base en esta información, se establece un cronograma de despacho hora por hora para minimizar el costo directo total. En el proceso, se obtienen los precios sombra horarios para cada nodo que podrían usarse para liquidar las ventas de mercado. [43]
Los mercados descentralizados permiten a las empresas generadoras elegir su propia forma de suministrar energía para su oferta diaria (que especifica el precio y la ubicación). El proveedor puede utilizar cualquier unidad a su disposición (la llamada "oferta basada en cartera") o incluso pagar a otra empresa para que entregue la energía. El mercado sigue teniendo el operador central que controla exclusivamente el sistema en tiempo real, pero con poderes significativamente reducidos para intervenir antes de la entrega (con frecuencia sólo la capacidad de programar la red de transmisión para la operación diaria ). Este acuerdo hace que la propiedad del operador de la capacidad de transmisión sea un problema menor, y los países europeos, con la excepción del Reino Unido, lo permiten (siguiendo el modelo del operador independiente del sistema de transmisión o ITSO). [42]
Mientras que algunos operadores en Europa participan en la estructuración de los mercados diarios e intradiarios, otros no lo hacen. Por ejemplo, el mercado del Reino Unido después de los Nuevos Acuerdos de Comercio de Electricidad en el Reino Unido y el mercado de Nueva Zelanda permitieron que los mercados resolvieran todas las fricciones antes del tiempo real. Esta dependencia de los instrumentos financieros conduce a los nombres adicionales para los mercados descentralizados: basados en la bolsa , desagregados , bilaterales . [42]
El precio del sistema en el mercado del día siguiente se determina, en principio, haciendo coincidir las ofertas de los generadores con las ofertas de los consumidores en cada nodo para desarrollar un precio de equilibrio clásico entre oferta y demanda , generalmente en un intervalo horario, y se calcula por separado para las subregiones en las que el modelo de flujo de carga del operador del sistema indica que habrá restricciones que limitarán las importaciones de transmisión.
Los precios teóricos de la electricidad en cada nodo de la red son un " precio sombra " calculado, en el que se supone que se demanda un kilovatio-hora adicional en el nodo en cuestión, y el costo incremental hipotético para el sistema que resultaría de la redistribución optimizada de las unidades disponibles establece el costo de producción hipotético del kilovatio-hora hipotético. Esto se conoce como fijación de precios marginales por ubicación ( LMP ) o fijación de precios nodales y se utiliza en algunos mercados desregulados, sobre todo en los mercados del Operador Independiente del Sistema del Medio Continente (MISO), PJM Interconnection , ERCOT , Nueva York e ISO New England en los Estados Unidos [44] , Nueva Zelanda [45] y en Singapur [46] .
En la práctica, se ejecuta el algoritmo LMP descrito anteriormente, incorporando un cálculo de despacho de menor costo y con restricciones de seguridad (definidas a continuación), con una oferta basada en los generadores que presentaron ofertas en el mercado del día siguiente y una demanda basada en las ofertas de las entidades que brindan servicio de carga y drenan los suministros en los nodos en cuestión.
Debido a las diversas no convexidades presentes en los mercados mayoristas de electricidad, en forma de economías de escala, costos de inicio y/o cierre, costos evitables, indivisibilidades, requisitos mínimos de suministro, etc., algunos proveedores pueden incurrir en pérdidas bajo el LMP, por ejemplo, porque pueden no recuperar su costo fijo solo a través de pagos por productos básicos. Para abordar este problema, se han propuesto varios esquemas de precios que elevan el precio por encima del costo marginal y/o brindan pagos secundarios (aumentos). Liberopoulos y Andrianesis (2016) [47] revisan y comparan varios de estos esquemas en cuanto al precio, los aumentos y las ganancias que genera cada esquema.
Si bien en teoría los conceptos de LMP son útiles y evidentemente no están sujetos a manipulación, en la práctica los operadores del sistema tienen una discreción sustancial sobre los resultados de LMP mediante la capacidad de clasificar las unidades como funcionando en "despacho fuera de mérito", que por lo tanto quedan excluidas del cálculo de LMP. En la mayoría de los sistemas, las unidades que se despachan para proporcionar energía reactiva para apoyar las redes de transmisión se declaran "fuera de mérito" (aunque estas suelen ser las mismas unidades que están ubicadas en áreas restringidas y de lo contrario darían lugar a señales de escasez). Los operadores del sistema también suelen poner en funcionamiento unidades para mantenerlas como "reserva giratoria" para protegerse contra cortes repentinos o aumentos inesperadamente rápidos de la demanda, y las declaran "fuera de mérito". El resultado es a menudo una reducción sustancial del precio de compensación en un momento en que el aumento de la demanda de lo contrario daría lugar a una escalada de precios.
Los investigadores han observado que una variedad de factores, incluidos los topes de precios de la energía fijados muy por debajo del supuesto valor de escasez de la energía, el efecto del despacho "fuera de mérito", el uso de técnicas como reducciones de voltaje durante períodos de escasez sin una señal de precio de escasez correspondiente , etc., dan como resultado un problema de dinero faltante. La consecuencia es que los precios pagados a los proveedores en el "mercado" son sustancialmente inferiores a los niveles necesarios para estimular la entrada de nuevos proveedores. Por lo tanto, los mercados han sido útiles para aportar eficiencias a las operaciones y el despacho del sistema a corto plazo, pero han fracasado en lo que se publicitó como un beneficio principal: estimular nuevas inversiones adecuadas donde se necesitan, cuando se necesitan. [ cita requerida ]
En los mercados de LMP, donde existen restricciones en una red de transmisión, es necesario despachar generación más costosa en el lado aguas abajo de la restricción. Los precios en ambos lados de la restricción se separan, lo que da lugar a precios de congestión y alquileres por restricciones.
Una restricción puede producirse cuando una rama particular de una red alcanza su límite térmico o cuando se producirá una sobrecarga potencial debido a un evento contingente (por ejemplo, falla de un generador o transformador o una interrupción de la línea) en otra parte de la red. Esto último se conoce como restricción de seguridad . Los sistemas de transmisión se operan para permitir la continuidad del suministro incluso si ocurriera un evento contingente, como la pérdida de una línea. Esto se conoce como sistema restringido por seguridad .
En la mayoría de los sistemas, el algoritmo utilizado es un modelo "DC" en lugar de un modelo "AC", por lo que se identifican/predicen las restricciones y el redespacho resultantes de los límites térmicos, pero no las restricciones y el redespacho resultantes de las deficiencias de potencia reactiva. [ cita requerida ] Algunos sistemas tienen en cuenta las pérdidas marginales. Los precios en el mercado en tiempo real se determinan mediante el algoritmo LMP descrito anteriormente, equilibrando el suministro de las unidades disponibles. [48] Este proceso se lleva a cabo para cada intervalo de 5 minutos, media hora u hora (según el mercado) en cada nodo de la red de transmisión . El cálculo de redespacho hipotético que determina el LMP debe respetar las restricciones de seguridad y el cálculo de redespacho debe dejar un margen suficiente para mantener la estabilidad del sistema en caso de una interrupción no planificada en cualquier parte del sistema. Esto da como resultado un mercado spot con "despacho económico basado en ofertas, restringido por la seguridad y con precios nodales".
Muchos mercados establecidos no emplean precios nodales, como por ejemplo el Reino Unido, EPEX SPOT (la mayoría de los países europeos) y Nord Pool Spot (países nórdicos y bálticos).
La gestión del riesgo financiero suele ser una prioridad para los participantes en los mercados de electricidad desregulados debido a los importantes riesgos de precio y volumen que pueden presentar los mercados. Una consecuencia de la complejidad de un mercado mayorista de electricidad puede ser una volatilidad de precios extremadamente alta en momentos de demanda máxima y escasez de suministro. Las características particulares de este riesgo de precio dependen en gran medida de los fundamentos físicos del mercado, como la combinación de tipos de plantas de generación y la relación entre la demanda y los patrones climáticos. El riesgo de precio puede manifestarse mediante "picos" de precios que son difíciles de predecir y "escalones" de precios cuando la posición subyacente del combustible o de la planta cambia durante períodos prolongados.
El riesgo de volumen se utiliza a menudo para denotar el fenómeno por el cual los participantes del mercado de electricidad tienen volúmenes o cantidades inciertas de consumo o producción. Por ejemplo, un minorista no puede predecir con precisión la demanda de los consumidores para una hora determinada con más de unos pocos días de antelación y un productor no puede predecir el momento preciso en que habrá interrupciones en la planta o escasez de combustible. Un factor agravante es también la correlación común entre los eventos extremos de precio y volumen. Por ejemplo, los picos de precios ocurren con frecuencia cuando algunos productores tienen interrupciones en la planta o cuando algunos consumidores están en un período de consumo máximo. La introducción de cantidades sustanciales de fuentes de energía intermitentes , como la energía eólica, puede afectar los precios del mercado.
Los minoristas de electricidad, que en conjunto compran en el mercado mayorista, y los generadores, que en conjunto venden en el mercado mayorista, están expuestos a estos efectos de precio y volumen y, para protegerse de la volatilidad, celebran entre ellos "contratos de cobertura ". La estructura de estos contratos varía según el mercado regional debido a las diferentes convenciones y estructuras del mercado. Sin embargo, las dos formas más simples y comunes son los contratos a plazo de precio fijo para entrega física y los contratos por diferencias en los que las partes acuerdan un precio de ejercicio para períodos de tiempo definidos. En el caso de un contrato por diferencias , si un índice de precios al por mayor resultante (como se hace referencia en el contrato) en cualquier período de tiempo es superior al precio de "ejercicio", el generador reembolsará la diferencia entre el precio de "ejercicio" y el precio real para ese período. De manera similar, un minorista reembolsará la diferencia al generador cuando el precio real sea inferior al "precio de ejercicio". El índice de precios real a veces se denomina precio "spot" o "pool", según el mercado.
En los mercados de electricidad sofisticados se negocian muchos otros acuerdos de cobertura , como los contratos swing, las licitaciones virtuales , los derechos de transmisión financiera , las opciones de compra y de venta . En general, están diseñados para transferir riesgos financieros entre los participantes.
Debido a los altos precios del gas debido a la disputa entre Rusia y la Unión Europea en 2022 , a fines de 2022 la UE limitó los precios de la energía sin gas a 180 euros por megavatio hora [49] y el Reino Unido está considerando limitar los precios. [50] Los combustibles fósiles, especialmente el gas, pueden tener un precio más alto que las energías renovables, y los ingresos por encima del límite subsidian a algunos consumidores, como en Turquía . [ cita requerida ] Un estudio académico de un límite de precios anterior en ese mercado concluyó que reducía el bienestar, [51] y otro estudio dijo que un límite de precios a nivel de la UE correría el riesgo de "una espiral interminable de precios de importación más altos y subsidios más altos". [52] Se ha argumentado académicamente a través de la teoría de juegos que un límite al precio del gas ruso importado (parte del cual se usa para generar electricidad) podría ser beneficioso, [53] sin embargo, políticamente esto es difícil. [54]
Una bolsa de energía eléctrica es una bolsa de productos que negocia con energía eléctrica :
La electricidad en sí, o los productos fabricados con mucha electricidad, exportados a otro país pueden estar sujetos a una tarifa de carbono si el país exportador no tiene un precio del carbono : por ejemplo, como el Reino Unido tiene el ETS del Reino Unido, no se le cobraría el Mecanismo de Ajuste Fronterizo de Carbono de la UE , mientras que Turquía no tiene un precio del carbono, por lo que se le podría cobrar. [83]
En lugar del orden de mérito tradicional basado en el costo, se ha sugerido que cuando hay un exceso de generación se reduzcan las plantas que más dañan la salud. [84] Debido al crecimiento de las energías renovables y la crisis energética mundial de 2021-2022, algunos países están considerando cambiar sus mercados de electricidad. [85] [86] [87] Por ejemplo, algunos europeos sugieren disociar los precios de la electricidad de los precios del gas natural. [88]
Un mercado minorista de electricidad existe cuando los clientes finales pueden elegir su proveedor entre los minoristas de electricidad que compiten entre sí ; un término utilizado en los Estados Unidos para este tipo de elección del consumidor es "elección energética". Una cuestión aparte para los mercados de electricidad es si los consumidores se enfrentan o no a precios en tiempo real (precios basados en el precio mayorista variable) o a un precio que se establece de alguna otra manera, como los costos anuales promedio. En muchos mercados, los consumidores no pagan en función del precio en tiempo real y, por lo tanto, no tienen incentivos para reducir la demanda en momentos de precios altos (mayoristas) o para trasladar su demanda a otros períodos. La respuesta a la demanda puede utilizar mecanismos de fijación de precios o soluciones técnicas para reducir la demanda máxima.
En general, la reforma de la distribución minorista de electricidad se deriva de la reforma de la distribución mayorista de electricidad. Sin embargo, es posible tener una única empresa de generación de electricidad y aun así tener competencia minorista. Si se puede establecer un precio mayorista en un nodo de la red de transmisión y se pueden conciliar las cantidades de electricidad en ese nodo, es posible la competencia por los clientes minoristas dentro del sistema de distribución más allá del nodo. En el mercado alemán, por ejemplo, las grandes empresas de servicios públicos integradas verticalmente compiten entre sí por los clientes en una red más o menos abierta.
Aunque las estructuras de mercado varían, hay algunas funciones comunes que un minorista de electricidad debe poder desempeñar, o suscribir un contrato para ello, para competir de manera efectiva. El fracaso o la incompetencia en la ejecución de una o más de las siguientes funciones ha llevado a algunos desastres financieros dramáticos:
Las dos principales áreas de debilidad han sido la gestión de riesgos y la facturación. En los Estados Unidos, en 2001, la deficiente regulación de la competencia minorista en California condujo a la crisis de la electricidad en ese estado y dejó a los minoristas establecidos sujetos a precios spot elevados, pero sin la capacidad de protegerse contra ellos. [89] En el Reino Unido, un minorista, Independent Energy, con una gran base de clientes, quebró cuando no pudo cobrar el dinero que le debían los clientes. [90]
Para que la venta minorista sea competitiva es necesario que haya un acceso abierto a los cables de distribución y transmisión, lo que a su vez exige que se fijen precios para ambos servicios, que proporcionen una rentabilidad adecuada a los propietarios de los cables y fomenten la ubicación eficiente de las centrales eléctricas. Existen dos tipos de tarifas: la tarifa de acceso y la tarifa regular. La tarifa de acceso cubre el costo de disponer y acceder a la red de cables disponible, o el derecho a utilizar la red de transmisión y distribución existente, y la tarifa regular refleja el costo marginal de transferir electricidad a través de la red de cables existente.
Hay disponible una nueva tecnología que el Departamento de Energía de los Estados Unidos ha puesto a prueba y que puede ser más adecuada para la fijación de precios de mercado en tiempo real. Un posible uso de la arquitectura orientada a servicios ( SOA) basada en eventos podría ser un mercado eléctrico virtual en el que las secadoras de ropa domésticas puedan pujar por el precio de la electricidad que utilizan en un sistema de fijación de precios de mercado en tiempo real. [91] El sistema de control y fijación de precios de mercado en tiempo real podría convertir a los clientes de electricidad doméstica en participantes activos en la gestión de la red eléctrica y de sus facturas mensuales de servicios públicos. [92] Los clientes pueden establecer límites sobre cuánto pagarían por la electricidad para hacer funcionar una secadora de ropa, por ejemplo, y los proveedores de electricidad dispuestos a transmitir energía a ese precio serían alertados a través de la red y podrían vender la electricidad a la secadora. [93]
Por un lado, los dispositivos de consumo pueden ofertar por energía en función de cuánto está dispuesto a pagar el propietario del dispositivo, establecido de antemano por el consumidor. [94] Por otro lado, los proveedores pueden introducir ofertas automáticamente desde sus generadores de electricidad, en función de cuánto costaría poner en marcha y hacer funcionar los generadores. Además, los proveedores de electricidad podrían realizar análisis de mercado en tiempo real para determinar el retorno de la inversión para optimizar la rentabilidad o reducir el costo de los bienes para el usuario final . Los efectos de un mercado minorista de electricidad competitivo son mixtos en los estados, pero en general parecen reducir los precios en los estados con alta participación y aumentar los precios en los estados con poca participación de los clientes. [95]
El software SOA basado en eventos podría permitir a los propietarios de viviendas personalizar muchos tipos diferentes de dispositivos eléctricos que se encuentran dentro de su hogar para lograr el nivel de comodidad o economía deseado. El software basado en eventos también podría responder automáticamente a los cambios en los precios de la electricidad, en intervalos de tan solo cinco minutos. Por ejemplo, para reducir el uso de electricidad del propietario de la vivienda en los períodos pico (cuando la electricidad es más cara), el software podría reducir automáticamente la temperatura objetivo del termostato del sistema de calefacción central (en invierno) o aumentar la temperatura objetivo del termostato del sistema de refrigeración central (en verano).
Las comparaciones entre los diseños de mercado tradicionales y competitivos han arrojado resultados dispares. La experiencia de los Estados Unidos, donde las empresas de servicios públicos desreguladas operan junto con las integradas verticalmente, ofrece algunas pruebas de una mayor eficiencia: [96]
Schmalensee concluye que es plausible que la reestructuración haya dado lugar a precios mayoristas más bajos, al menos en los EE. UU. y el Reino Unido. [97] MacKay y Mercadal en un análisis a gran escala del mercado estadounidense entre 1994 y 2016, si bien confirmaron los hallazgos de Schmalensee sobre los costos más bajos, llegaron a la conclusión opuesta sobre los precios: las empresas de servicios públicos desreguladas obtuvieron precios significativamente más altos debido a un mayor margen de beneficio de las instalaciones de generación y una doble extracción del margen de beneficio por parte de las dos empresas separadas verticalmente. [98]
En cuanto a la adecuación de los recursos , el mercado estadounidense al inicio de la reestructuración tenía un exceso de capacidad de generación, lo que confirmó la expectativa de que los precios regulados incentivaban a los generadores a sobreinvertir. La esperanza inicial de que el flujo de ingresos sería suficiente para seguir aumentando la capacidad no se materializó: ante el abuso de poder de mercado, todos los mercados estadounidenses introdujeron topes de precios mayoristas que en muchos casos eran mucho más bajos que el valor de la carga perdida , creando así el "problema del dinero faltante" (limitar los ingresos en momentos de escasez relativamente infrecuente provoca la escasez de dinero para construir la infraestructura que solo se utiliza durante estas escasez); el problema de la sobreinversión fue reemplazado por la subinversión, lo que redujo la confiabilidad de la red. En respuesta, se instituyeron importantes pagos de transferencia por capacidad (en los EE. UU. en 2018, los pagos llegaron a representar hasta el 47% de los ingresos de la nueva unidad). [97] Los mercados de la UE siguieron el ejemplo estadounidense en la década de 2010. Schmalensee señala que si bien el proceso de determinación del monto de compensación por nueva capacidad en los EE.UU. es en principio similar a la planificación integrada de recursos de los mercados tradicionales, la nueva versión es menos transparente y ofrece menos certeza debido a los frecuentes cambios de reglas (el esquema tradicional garantizaba la recuperación de costos), por lo que es poco probable que haya una mejora de la eficiencia en esta área. [99]
La introducción de la elección del proveedor y de precios variables en el mercado minorista fue apoyada con entusiasmo por los grandes consumidores (empresas) que pueden emplear las técnicas de cambio de horario de consumo para beneficiarse de la fijación de precios en función del horario de uso y tener acceso a cobertura contra precios muy altos. [99] La aceptación entre los clientes residenciales en los EE. UU. fue mínima. [100]
Muchos mercados regionales han logrado cierto éxito y la tendencia actual sigue siendo hacia la desregulación y la introducción de la competencia. Sin embargo, en 2000/2001 [101], importantes fracasos como la crisis de la electricidad en California y la debacle de Enron provocaron una desaceleración del ritmo de cambio y, en algunas regiones, un aumento de la regulación del mercado y una reducción de la competencia. Sin embargo, esta tendencia se considera en general como temporal frente a la tendencia a largo plazo hacia mercados más abiertos y competitivos. [102]
A pesar de la luz favorable bajo la cual se ven conceptualmente las soluciones de mercado, hasta la fecha el problema del "dinero faltante" ha demostrado ser intratable. [ cita requerida ] Si los precios de la electricidad se movieran a los niveles necesarios para incentivar la nueva transmisión y generación comercial (es decir, basada en el mercado), los costos para los consumidores serían políticamente difíciles.
Sólo en Nueva Inglaterra, el aumento de los costos anuales para los consumidores se calculó en 3.000 millones de dólares durante las recientes [ ¿cuándo? ] audiencias de la FERC sobre la estructura del mercado de NEPOOL. Se han propuesto varios mecanismos destinados a incentivar nuevas inversiones donde más se necesitan ofreciendo pagos de capacidad mejorados (pero sólo en zonas donde se prevé que la generación será escasa) para NEPOOL, PJM y NYPOOL, y se incluyen bajo el título genérico de "capacidad de ubicación" o LICAP (la versión de PJM se llama "modelo de precios de confiabilidad" o "RPM"). [103]
En una red desregulada, se necesitan algunos tipos de incentivos para que los participantes del mercado construyan y mantengan recursos de generación y transmisión que algún día puedan ser necesarios para mantener el equilibrio de la red (apoyando la " adecuación de recursos " o RA), pero la mayor parte del tiempo estos recursos están inactivos y no producen ingresos por la venta de electricidad. Dado que "los mercados de energía únicamente tienen el potencial de dar como resultado un punto de equilibrio para el mercado que no es consistente con lo que los usuarios y los reguladores quieren ver", [104] todos los mercados mayoristas de electricidad existentes dependen de topes de oferta de alguna forma. [8] Estos topes impiden que los proveedores recuperen completamente su inversión en la capacidad de reserva a través de precios de escasez, lo que crea un problema de dinero faltante para los generadores. [105] Para evitar la subinversión en la capacidad de generación y transmisión, todos los mercados emplean algún tipo de transferencias de RA. [106]
El regulador típico exige que un minorista compre capacidad firme para el 110-120% de su potencia máxima anual. Los contratos son bilaterales (entre los minoristas y los propietarios de los generadores) o se negocian en un mercado de capacidad centralizado (el caso, por ejemplo, de la red del este de los EE.UU.). [106]
Se afirma que el mecanismo de capacidad [107] es un mecanismo para subsidiar el carbón en Turquía [108] , y ha sido criticado por algunos economistas, ya que dicen que fomenta la retención estratégica de capacidad [109] . Fue diseñado para mantener las plantas de gas en el sistema. A diferencia de muchos otros mercados, es un sistema híbrido basado en parte en costos fijos y en parte en el precio de equilibrio del mercado. Muchos dicen [ palabras equívocas ] que no es bueno y que debería cambiarse, por ejemplo, mediante el uso de zonas de licitación regionales porque la gestión de restricciones es el principal problema en el mercado [110] .
El mercado de capacidad forma parte del paquete de reforma del mercado eléctrico del gobierno británico. [111] Según el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial , "el mercado de capacidad garantizará la seguridad del suministro eléctrico al ofrecer un pago por fuentes fiables de capacidad, junto con sus ingresos por electricidad, para garantizar que suministren energía cuando sea necesario. Esto fomentará la inversión que necesitamos para reemplazar las centrales eléctricas más antiguas y proporcionar respaldo para fuentes de generación de bajo carbono más intermitentes e inflexibles ". [112]
Cada año se celebran dos subastas de capacidad. La subasta T-4 compra capacidad que se entregará en un plazo de cuatro años y la subasta T-1 es una subasta de recarga que se celebra justo antes de cada año de entrega. [113] Los resultados de las subastas de capacidad se han publicado durante varios años. [114] [115] [116]
El 'Documento de orientación para los participantes del mercado de capacidad' de National Grid proporciona las siguientes definiciones:
En muchos mercados de electricidad existen mercados especializados para la prestación de servicios de control de frecuencia y servicios auxiliares (FCAS). Si en cualquier momento el sistema eléctrico tiene una oferta (generación) que excede la demanda de electricidad, la frecuencia aumentará. Por el contrario, si en cualquier momento no hay suficiente oferta de electricidad para satisfacer la demanda, la frecuencia del sistema caerá. Si cae demasiado, el sistema eléctrico se volverá inestable. Los mercados de control de frecuencia se suman al mercado mayorista de electricidad y están separados de él. Estos mercados sirven para incentivar la prestación de servicios de aumento o reducción de frecuencia. El aumento de frecuencia implica la provisión rápida de generación de electricidad adicional, de modo que la oferta y la demanda puedan ajustarse mejor. [120]
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