En un sentido amplio, un mercado de electricidad es un sistema que facilita el intercambio de bienes y servicios relacionados con la electricidad . [1]
Durante más de un siglo de evolución de la industria eléctrica , la economía de los mercados eléctricos había sufrido enormes cambios por razones que iban desde los avances tecnológicos en el lado de la oferta y la demanda hasta la política y la ideología. Una reestructuración de la industria de la energía eléctrica a principios del siglo XXI implicó reemplazar el mercado eléctrico "tradicional" estrechamente integrado y regulado verticalmente por múltiples mercados competitivos 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 ) a un bien comercializable (como el petróleo crudo ). [3] A partir de la década de 2020, los mercados tradicionales siguen siendo comunes en algunas regiones, incluidas gran parte de los Estados Unidos y Canadá . [4]
La idea inicial de una simple reestructuración del mercado mayorista de electricidad ("sólo energía", reemplazando el precio regulado de la electricidad por uno definido por el mercado) no funcionó, por lo que la estructura competitiva del mercado mayorista de electricidad es bastante compleja [5] y normalmente incluye (además de dos mercados para la electricidad en sí: mayorista – todos ellos utilizan límites de oferta de alguna forma [6] – y minorista):
Los competitivos mercados minoristas de electricidad pudieron mantener su estructura simple. [5]
Además, para la mayoría de los operadores importantes, existen mercados de derechos de transmisión [ cita necesaria ] 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 a veces se aborda mediante la fijación de precios del carbono . [8]
El mercado de la electricidad se caracteriza por características únicas [9] 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), [10] la magnitud de los precios máximos (el precio máximo puede ser 100 veces mayor que el precio máximo) el de temporada baja) distingue al mercado de la electricidad (el precio de verano de una habitación de hotel frente a la playa puede ser de 3 a 4 veces mayor que el de temporada baja), [11] los mercados de hoteles y aerolíneas también pueden utilizar la discriminación de precios minoristas , no disponible en el mercado mayorista de electricidad. [12] Las peculiaridades del mercado de la electricidad lo hacen fundamentalmente incompleto . [13]
La electricidad es, por naturaleza, difícil de almacenar y tiene que estar disponible cuando se necesite. [14] En consecuencia, a diferencia de otros productos, en condiciones normales de funcionamiento no es posible mantenerlo en stock, racionarlo o hacer cola para recibirlo, por lo que la oferta deberá adaptarse muy estrechamente a la demanda en todo momento a pesar de las continuas variaciones. de ambos (el llamado equilibrio de red ). Frecuentemente, los únicos márgenes de seguridad son los proporcionados por la energía cinética de la maquinaria físicamente giratoria ( 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 pública (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 . [14]
Hay muchas otras limitaciones físicas y económicas que afectan a la red eléctrica y al mercado, algunas de las cuales crean no convexidad : [15]
El diseño de la red de transmisión limita la cantidad de electricidad que se puede transmitir de un área estrechamente acoplada ("nodo") a otra, por lo que un generador en un nodo podría no poder dar servicio a una carga en otro nodo (debido a la " congestión de la transmisión") . "), creando potencialmente fragmentos del mercado que deben ser abastecidos con generación local (" bolsillos de carga ").
Después de sus primeros años de existencia, la industria del suministro eléctrico 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: [16]
Estas diversas estructuras tenían algunas características unificadoras: muy poca dependencia de mercados competitivos, [17] ausencia de mercados mayoristas formales y los clientes no podían elegir a sus proveedores. [18]
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: [19]
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 medidores registradas mensualmente) y la recuperación de costos fijos se incluía en el precio por kWh . [19]
El acuerdo de mercado tradicional fue diseñado para el estado de la industria eléctrica común antes de la reestructuración (y sigue siendo común en algunas regiones, incluidas gran parte de los EE. UU. y Canadá [4] ). Schmalensee [ ¿quién? ] llama a este estado histórico (a diferencia del estado emergente posterior a la reestructuración ). En el régimen histórico casi todas las fuentes de generación pueden considerarse despachos (disponibles bajo demanda, a diferencia de las emergentes energías renovables variables ). [17]
Chile se había convertido en pionero en la desregulación a principios de los años 1980 (la ley de 1982 había codificado los cambios que se iniciaron en 1979). [20] Sólo unos años más tarde se formuló en Estados Unidos el nuevo enfoque de mercado de la electricidad, [20] popularizado en el influyente trabajo de Joskow y Schmalensee, [21] "Markets for Power: An Analysis of Electrical Utility Deregulation" (1983). . [22] Al mismo tiempo, en el Reino Unido, la Ley de Energía de 1983 estableció disposiciones para el transporte común en las redes eléctricas, permitiendo la elección del proveedor para las juntas eléctricas y los clientes muy grandes (análogo al " wheeling " en los EE.UU.). [23]
La incorporación de recursos energéticos distribuidos (DER) ha inspirado mercados eléctricos innovadores que surgen de una estructura de mercado jerárquica y desregulada, como los mercados locales de flexibilidad , con entidades agregadoras upstream que representan múltiples DER (por ejemplo, agregadores). Los Mercados de Flexibilidad se refieren a los mercados en los que los Operadores de Sistemas de Distribución (DSO) 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 objeto de investigación activa. [24] 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. [25]
Un mercado mayorista de electricidad , también bolsa de energía o PX , (o bolsa de energía especialmente si también comercializan gas) es un sistema que permite realizar compras, mediante ofertas de compra; ventas, a través de ofertas de venta. Las ofertas y ofertas utilizan los principios de oferta y demanda para fijar el precio. Los contratos a largo plazo son similares a los acuerdos de compra de energía y generalmente se consideran transacciones bilaterales privadas entre contrapartes.
Existe un mercado mayorista de electricidad cuando los generadores competidores ofrecen su producción de electricidad a los minoristas. Luego, los minoristas vuelven a fijar el precio de la electricidad y la llevan al mercado. Si bien los precios mayoristas solían ser dominio exclusivo de los grandes proveedores minoristas, cada vez más mercados como Nueva Inglaterra están comenzando a abrirse a los usuarios finales. Los grandes usuarios finales que buscan reducir gastos generales innecesarios en sus costos de energía están comenzando a reconocer las ventajas inherentes a tal medida de compra. Los consumidores que compran electricidad directamente a los generadores es un fenómeno relativamente reciente.
Comprar electricidad al por mayor no está exento de inconvenientes (incertidumbre en el mercado, costos de membresía, tarifas de instalación, inversiones colaterales y costos de organización, ya que la electricidad tendría que comprarse a diario); sin embargo, cuanto mayor sea la carga eléctrica del usuario final, mayor mayor será el beneficio y el incentivo para hacer el cambio.
Para que florezca un mercado mayorista de electricidad económicamente eficiente es esencial que se cumplan una serie de criterios, a saber, la existencia de un mercado al contado coordinado que tenga un "despacho económico basado en ofertas, limitado por la seguridad y con precios nodales". Estos criterios han sido adoptados en gran medida en Estados Unidos, Australia, Nueva Zelanda y Singapur. [26]
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 sensible, regulación hacia arriba, regulación hacia abajo. y capacidad instalada .
Las transacciones mayoristas (ofertas y ofertas) de electricidad suelen ser compensadas y liquidadas por el operador del mercado o por una entidad independiente con fines especiales encargada exclusivamente de esa función. Los operadores del mercado no compensan las operaciones, pero a menudo requieren conocerlas para mantener el equilibrio de generación y carga. [ cita necesaria ]
Los mercados de electricidad comercializan la producción neta de generación durante varios intervalos, generalmente en incrementos de 5, 15 y 60 minutos. [ cita necesaria ] Dependiendo del diseño del mercado, el operador del mercado puede:
La compensación puede utilizar dos disposiciones: [29]
Generalmente, se supone que con MPS, en ausencia de colusión , los productores ofertarán cerca de su costo marginal de corto plazo para evitar el riesgo de quedarse afuera por completo. MPS también es más transparente, ya que el nuevo postor ya conoce el precio de mercado y puede estimar la rentabilidad con su coste marginal; para obtener buenos resultados con el PAB, el postor también necesita información sobre otras ofertas. [29] Debido a los mayores riesgos del PAB, da una ventaja adicional a los grandes jugadores que están mejor equipados para estimar el mercado y asumir el riesgo (por ejemplo, apostando con una oferta alta por algunas de sus unidades). Aún así, los altos precios de la electricidad desencadenan llamados en la política para cambiar a PAB para que los consumidores no paguen de más a los productores con costos más bajos, con el contraargumento de que hacerlo simplemente incentivará a los productores de costos más bajos a ofertar más. [30]
Para manejar todas las limitaciones y al mismo tiempo mantener el sistema en equilibrio, se requiere una agencia central, el operador del sistema de transmisión (TSO), para coordinar el compromiso de la unidad y el despacho económico . [32] 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 están necesariamente centralizadas, el propio mercado eléctrico puede estar centralizado o descentralizado. En el mercado centralizado, el TSO decide qué planta debe funcionar y cuánto debe producir mucho antes de la entrega (durante la fase del "mercado al contado", o operación diaria ). En un mercado descentralizado, el productor sólo se compromete a entregar electricidad, pero los medios para hacerlo quedan en manos del propio productor (por ejemplo, puede celebrar 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 el día anterior, por ejemplo, adaptando pronósticos meteorológicos mejorados para las energías renovables. [32] 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, a pesar de que inicialmente EE.UU. siguió el ejemplo europeo (descentralizado). [33]
Para adaptarse a las limitaciones de la red de transmisión, los mercados centralizados suelen utilizar precios marginales de ubicación (LMP), donde 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 diferentes precios por la electricidad, por lo que se utiliza un modelo de precio nodal del generador (PNB) modificado: a los generadores se les siguen pagando los precios nodales, mientras que las entidades de servicio de carga cobran a los usuarios finales precios promediados 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 usa principalmente para zonas muy grandes del Sistema Nacional de Electricidad). Mercado de Australia , donde cinco regiones cubren el continente). [34]
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 avanzaron en la dirección opuesta: [34]
Un operador de sistema de transmisión en un mercado eléctrico centralizado obtiene la información de costos (generalmente tres componentes: costos de puesta en marcha, costos sin carga, costos marginales de producción [35] ) para cada unidad de generación ("licitación basada en unidades") y hace todas las decisiones en los mercados diarios y en tiempo real ( redespacho del sistema ). Este enfoque permite al operador tener en cuenta los detalles de la configuración del sistema de transmisión. El mercado centralizado normalmente utiliza LMP, y el objetivo de despacho es minimizar el costo total en cada nodo [ se necesita aclaración ] (que en una red grande cuenta en cientos o incluso miles). Los mercados centralizados utilizan algunos procedimientos que se asemejan a los servicios eléctricos integrados verticalmente de la era anterior a la desregulación, por lo que los mercados centralizados también se denominan mercados eléctricos integrados . [34]
Debido a la naturaleza centralizada y detallada del envío diario, sigue siendo factible y rentable en el momento de la entrega, a menos que se produzcan eventos adversos inesperados. Las decisiones tempranas ayudan a programar eficientemente las plantas con tiempos de puesta en marcha prolongados. [34]
Los inconvenientes del diseño centralizado con LMP son: [36]
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 y sin carga. Por lo tanto, los mercados centralizados suelen pagar una compensación por estos costos al productor (los llamados pagos de compensación o uplift ), financiada de alguna manera por los participantes del mercado (y, en última instancia, los consumidores). [34]
La inflexibilidad del mercado centralizado se manifiesta de dos maneras: [37]
Los algoritmos de compensación del mercado son complejos (algunos son NP-completos ) y deben ejecutarse en un tiempo limitado (entre 5 y 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). [37]
Si el operador del sistema de transmisión es propietario de la red de transmisión real, se vería incentivado a obtener ganancias aumentando las rentas de congestión . Así, en EE.UU. el operador normalmente no posee ninguna capacidad y con frecuencia se le denomina operador de sistema independiente (ISO). [37]
El mayor grado de centralización del mercado implica el cálculo de costes directos por parte del operador del mercado (los productores ya no presentan ofertas). A pesar del problema obvio de que las empresas generadoras estén 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 se sospecha un abuso de poder de mercado. posible (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 mayor demanda en detrimento de la energía de carga base . [37] Una de las ventajas del mercado basado en costes es el coste relativamente bajo de su creación. [38] El enfoque basado en costos es popular en América Latina : además de Chile, se utiliza en Bolivia, Perú, Brasil y países de América Central. [39]
Un operador del sistema realiza una auditoría de los parámetros de cada unidad generadora (incluida 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 del mercado. [39]
Los mercados descentralizados permiten a las empresas de generación 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 (lo que se denomina "licitación basada en cartera") o incluso pagar a otra empresa para que entregue la energía. El mercado todavía tiene un operador central que controla exclusivamente el sistema en tiempo real, pero con poderes significativamente reducidos para intervenir antes de la entrega (frecuentemente sólo la capacidad de programar la red de transmisión para la operación del día anterior ). Este acuerdo hace que la propiedad de la capacidad de transmisión por parte del operador sea menos problemática, y los países europeos, con excepción del Reino Unido, lo permiten (siguiendo el modelo de operador independiente del sistema de transmisión o ITSO). [38]
Mientras que algunos operadores en Europa participan en la estructuración de los mercados diario e intradiario, otros no. 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 instrumentos financieros conduce a nombres adicionales para los mercados descentralizados: basados en intercambio , desagregados y bilaterales . [38]
El precio del sistema en el mercado diario 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 de oferta y demanda , generalmente en un intervalo de una hora, y se calcula por separado para las subregiones en el cual el modelo de flujo de carga del operador del sistema indica que las restricciones vincularán 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 coste incremental hipotético para el sistema que resultaría de el redespacho optimizado de unidades disponibles establece el coste hipotético de producción del hipotético kilovatio-hora. Esto se conoce como fijación de precios marginal local ( LMP ) o fijación de precios nodal y se utiliza en algunos mercados desregulados, sobre todo en los mercados del Operador Independiente del Sistema Midcontinent (MISO), PJM Interconnection , ERCOT , Nueva York e ISO Nueva Inglaterra en los Estados Unidos. , [40] Nueva Zelanda , [41] y en Singapur. [42]
En la práctica, se ejecuta el algoritmo LMP descrito anteriormente, incorporando un cálculo de despacho de menor costo, restringido por seguridad (definido a continuación), con un suministro basado en los generadores que presentaron ofertas en el mercado diario y una demanda basada en las ofertas de los generadores que presentaron ofertas en el mercado diario . entidades de servicio que agotan el suministro en los nodos en cuestión.
Debido a 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 LMP. , por ejemplo, porque es posible que no recuperen sus costos fijos únicamente mediante pagos de productos básicos. Para abordar este problema, se han propuesto varios esquemas de fijación de precios que elevan el precio por encima del costo marginal y/o proporcionan pagos adicionales (incrementos). Liberopoulos y Andrianesis (2016) [43] 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 no están evidentemente sujetos a manipulación, en la práctica los operadores del sistema tienen una discreción sustancial sobre los resultados de LMP a través de la capacidad de clasificar unidades como funcionando en "despacho sin mérito", que por lo tanto quedan excluidas del LMP. cálculo. En la mayoría de los sistemas, las unidades que se envían para proporcionar energía reactiva para respaldar las redes de transmisión se declaran "fuera de mérito" (aunque normalmente son las mismas unidades que están ubicadas en áreas restringidas y, de lo contrario, generarían señales de escasez). . Los operadores del sistema normalmente también ponen unidades en línea para mantenerlas como "reserva giratoria" para proteger contra interrupciones repentinas o rampas inesperadamente rápidas en la demanda, y las declaran "fuera de mérito". El resultado suele ser una reducción sustancial del precio de liquidación en un momento en el que, de otro modo, el aumento de la demanda daría lugar a un aumento de los precios.
Los investigadores han observado que una variedad de factores, incluidos los topes de precios de la energía establecidos muy por debajo del supuesto valor de escasez de energía, el efecto del despacho "sin mérito", el uso de técnicas como las reducciones de voltaje durante períodos de escasez sin la correspondiente escasez señal de precio , etc., da como resultado un problema de falta de dinero. La consecuencia es que los precios pagados a los proveedores en el "mercado" están sustancialmente por debajo de los niveles necesarios para estimular nuevas entradas. Por lo tanto, los mercados han sido útiles para lograr eficiencias en las operaciones y el despacho del sistema a corto plazo, pero han fracasado en lo que se anunciaba como un beneficio principal: estimular nuevas inversiones adecuadas donde y cuando se necesitan. [ cita necesaria ]
En los mercados LMP, donde existen limitaciones en una red de transmisión, es necesario despachar generación más costosa en el lado descendente de la restricción. Los precios a ambos lados de la restricción se separan, dando lugar a precios de congestión y alquileres de restricción.
Se puede causar una restricción cuando una rama particular de una red alcanza su límite térmico o cuando se produce una sobrecarga potencial debido a un evento contingente (por ejemplo, falla de un generador o transformador o un corte de línea) en otra parte de la red. Esto último se conoce como restricción de seguridad . Los sistemas de transmisión funcionan para permitir la continuidad del suministro incluso si ocurriera un evento contingente, como la pérdida de una línea. Esto se conoce como sistema con restricciones de seguridad .
En la mayoría de los sistemas, el algoritmo utilizado es un modelo "CC" en lugar de un modelo "CA", 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 deficiencias de potencia reactiva. [ cita necesaria ] Algunos sistemas tienen en cuenta las pérdidas marginales. Los precios en el mercado en tiempo real están determinados por el algoritmo LMP descrito anteriormente, equilibrando la oferta de las unidades disponibles. [44] Este proceso se realiza para cada intervalo de 5 minutos, media hora u hora (según mercado) en cada nodo de la red de transporte . El cálculo de reenvío hipotético que determina el LMP debe respetar las restricciones de seguridad y el cálculo de reenvío 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 al contado con "despacho económico basado en ofertas, limitado 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 alta 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 extremadamente alta de los precios en momentos de máxima demanda 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 precios puede manifestarse mediante "picos" de precios que son difíciles de predecir y "pasos" de precios cuando la posición subyacente del combustible o de la planta cambia durante largos períodos.
El riesgo de volumen se utiliza a menudo para denotar el fenómeno por el cual los participantes del mercado eléctrico 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 concreta con más de unos pocos días de antelación y un productor no puede predecir el momento preciso en el que se producirá un corte de planta o escasez de combustible. Un factor agravante es también la correlación común entre eventos extremos de precio y volumen. Por ejemplo, los aumentos de precios ocurren con frecuencia cuando algunos productores tienen cortes de producción o cuando algunos consumidores se encuentran 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, celebrarán " contratos de cobertura " entre sí. La estructura de estos contratos varía según el mercado regional debido a diferentes convenciones y estructuras de mercado. Sin embargo, las dos formas más simples y comunes son los contratos a término simples de precio fijo para entrega física y los contratos por diferencias donde las partes acuerdan un precio de ejercicio por períodos de tiempo definidos. En el caso de un contrato por diferencia , si el índice de precios mayorista resultante (como se menciona en el contrato) en cualquier período es mayor que el precio de "ejercicio", el generador reembolsará la diferencia entre el precio de "ejercicio" y el precio real. precio para ese periodo. 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.
Muchos otros acuerdos de cobertura, como contratos swing, [ se necesita aclaración ] licitación virtual , derechos de transmisión financiera, [ se necesita aclaración ] opciones de compra y opciones de venta se negocian en mercados de electricidad sofisticados. En general están diseñados para transferir riesgos financieros entre participantes.
Debido a los altos precios del gas debido a la disputa sobre el gas entre Rusia y la Unión Europea de 2022 , a finales de 2022 la UE limitó los precios de la energía no gaseosa a 180 euros por megavatio hora [45] y el Reino Unido está considerando limitar los precios. [46] Los combustibles fósiles, especialmente el gas, pueden tener un precio máximo más alto que el de las energías renovables, y los ingresos por encima del tope subsidiarían a algunos consumidores, como en Turquía . [ cita necesaria ] Un estudio académico sobre un límite de precios anterior en ese mercado concluyó que reducía el bienestar, [47] y otro estudio dijo que un límite de precios en toda la UE correría el riesgo de "una espiral interminable de precios de importación más altos y subsidios más altos". . [48] Se ha argumentado académicamente mediante la teoría de juegos que un límite al precio del gas ruso importado (parte del cual se utiliza para generar electricidad) podría ser beneficioso, [49] sin embargo, políticamente esto es difícil. [50]
Una bolsa de energía eléctrica es una bolsa de productos básicos que se ocupa de la energía eléctrica :
A la electricidad en sí, o a los productos fabricados con mucha electricidad, exportados a otro país se les puede cobrar 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 cobrará el Ajuste en Frontera de Carbono de la UE. Mecanismo , mientras que Turquía no tiene un precio para el carbono, por lo que se le podría cobrar. [79]
En lugar del tradicional orden de mérito basado en el costo, cuando hay exceso de generación, se ha sugerido reducir las plantas que más dañan la salud. [80] Debido al crecimiento de las energías renovables y a la crisis energética mundial de 2021-2022, algunos países están considerando cambiar sus mercados eléctricos. [81] [82] [83] Por ejemplo, algunos europeos sugieren desvincular los precios de la electricidad de los precios del gas natural. [84]
Existe un mercado minorista de electricidad cuando los clientes finales pueden elegir su proveedor entre los minoristas de electricidad competidores ; Un término utilizado en Estados Unidos para este tipo de elección del consumidor es "elección de energía". Una cuestión aparte para los mercados de electricidad es si los consumidores enfrentan o no precios en tiempo real (precios basados en el precio mayorista variable) o un precio que se fija 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 los picos de demanda.
Generalmente, la reforma del comercio minorista de electricidad surge de la reforma del comercio mayorista de electricidad. Sin embargo, es posible tener una única empresa de generación de electricidad y seguir teniendo 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, grandes empresas de servicios públicos integradas verticalmente compiten entre sí por clientes en una red más o menos abierta.
Aunque las estructuras del mercado varían, existen algunas funciones comunes que un minorista de electricidad debe poder realizar, o celebrar un contrato, para poder competir de manera efectiva. El fracaso o la incompetencia en la ejecución de uno o más de los siguientes 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 eléctrica de California y dejó a los minoristas establecidos sujetos a altos precios al contado pero sin la capacidad de protegerse contra ellos. [85] En el Reino Unido, un minorista, Independent Energy, con una gran base de clientes quebró cuando no pudo cobrar el dinero adeudado a los clientes. [86]
El comercio minorista competitivo necesita acceso abierto a los cables de distribución y transmisión. Esto, a su vez, exige que se fijen precios para ambos servicios. También deben proporcionar rendimientos adecuados a los propietarios de los cables y fomentar la ubicación eficiente de las centrales eléctricas. Hay dos tipos de tarifas, la tarifa de acceso y la tarifa regular. La tarifa de acceso cubre el costo de tener y acceder a la red de cables disponible, o el derecho a utilizar la red de transmisión y distribución existente. La tarifa regular refleja el costo marginal de transferir electricidad a través de la red de cables existente.
Hay nueva tecnología disponible, puesta a prueba por el Departamento de Energía de EE. UU., que puede adaptarse mejor a los precios de mercado en tiempo real. Un uso potencial de SOA (arquitectura orientada a servicios) impulsada por eventos podría ser un mercado de electricidad virtual donde las secadoras de ropa domésticas puedan ofertar por el precio de la electricidad que utilizan en un sistema de precios de mercado en tiempo real. [87] El sistema de control y precios de mercado en tiempo real podría convertir a los clientes domésticos de electricidad en participantes activos en la gestión de la red eléctrica y sus facturas mensuales de servicios públicos. [88] 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. [89]
Por un lado, los dispositivos de consumo pueden ofertar por energía en función de cuánto estaba dispuesto a pagar el propietario del dispositivo, establecido de antemano por el consumidor. [90] Por otro lado, los proveedores pueden presentar 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 todos los estados, pero en general parecen reducir los precios en los estados con alta participación y aumentar los precios en los estados que tienen poca participación de los clientes. [91]
El software SOA basado en eventos podría permitir a los propietarios personalizar muchos tipos diferentes de dispositivos eléctricos que se encuentran dentro de su hogar hasta alcanzar el nivel deseado de comodidad o economía. 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 consumo de electricidad del propietario de la casa en los períodos pico (cuando la electricidad es más cara), el software podría reducir automáticamente la temperatura objetivo del termostato en el sistema de calefacción central (en invierno) o aumentar la temperatura objetivo del termostato en el sistema de refrigeración central (en verano).
Las comparaciones entre la experiencia de diseños de mercado tradicionales y competitivos han arrojado resultados mixtos. En la experiencia estadounidense, donde las empresas de servicios públicos desreguladas operan junto con las verticalmente integradas, hay alguna evidencia de una mayor eficiencia: [92]
Schmalensee concluye que es posible que la reestructuración haya dado lugar a precios mayoristas más bajos, al menos en EE.UU. y el Reino Unido. [93] MacKay y Mercadal en un análisis a gran escala del mercado estadounidense entre 1994 y 2016, si bien confirmaron las conclusiones de Schmalensee sobre costos más bajos, llegaron a la conclusión opuesta sobre los precios: las empresas de servicios públicos desreguladas obtuvieron precios significativamente más altos debido al mayor margen de beneficio de la generación. instalaciones y doble extracción del margen de beneficio por parte de las dos empresas verticalmente separadas. [94]
En cuanto a la adecuación de los recursos , al inicio de la reestructuración el mercado estadounidense tenía un exceso de capacidad de generación, lo que confirma la expectativa de que los precios regulados proporcionan un incentivo para que los generadores inviertan en exceso. 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 límites de precios al por mayor que en muchos casos eran mucho más bajos que el valor de la carga perdida, creando así el " problema de falta de dinero" (limitar los ingresos en momentos de escasez relativamente infrecuente provoca la escasez de dinero para construir la infraestructura que sólo se utiliza durante esta escasez); el problema de la sobreinversión fue reemplazado por la falta de inversión, lo que afectó a la confiabilidad de la red. En respuesta, se instituyeron importantes pagos de transferencia por capacidad (en EE. UU., en 2018, los pagos llegaron al 47% de los ingresos de la nueva unidad). [93] Los mercados de la UE siguieron el ejemplo estadounidense en la década de 2010. Schmalensee señala que si bien el proceso de determinación del importe de la compensación por la nueva capacidad en EE.UU. es en principio similar a la planificación integrada de recursos de los mercados tradicionales, la nueva versión es menos transparente y proporciona menos certeza debido a los frecuentes cambios de reglas (el proceso tradicional (el plan garantizaba la recuperación de costes), por lo que es poco probable que se produzca una mejora de la eficiencia en este ámbito. [95]
La introducción de la elección de proveedor y precios variables en el mercado minorista fue apoyada con entusiasmo por los consumidores más grandes (empresas) que pueden emplear técnicas de cambio de tiempo de consumo para beneficiarse del precio por tiempo de uso y tener acceso a cobertura contra muy altos precios. [95] La aceptación entre los clientes residenciales en los EE.UU. fue mínima. [96]
Muchos mercados regionales han logrado cierto éxito y la tendencia actual sigue siendo la desregulación y la introducción de la competencia. Sin embargo, en 2000/2001 [97] fracasos importantes como la crisis eléctrica de California y la debacle de Enron provocaron una desaceleración en el ritmo del cambio y, en algunas regiones, un aumento de la regulación del mercado y una reducción de la competencia. Sin embargo, en general se considera que esta tendencia es temporal frente a la tendencia a más largo plazo hacia mercados más abiertos y competitivos. [98]
A pesar de la perspectiva favorable con la que se ven conceptualmente las soluciones de mercado, el problema del "dinero faltante" hasta la fecha ha resultado intratable. [ cita necesaria ] 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.
El aumento de los costos anuales para los consumidores sólo en Nueva Inglaterra se calculó en 3 mil millones de dólares durante el reciente [ ¿cuándo? ] Audiencias de la FERC sobre la estructura del mercado de NEPOOL. Se han propuesto para NEPOOL, PJM y NYPOOL varios mecanismos destinados a incentivar nuevas inversiones donde más se necesitan ofreciendo pagos mejorados por capacidad (pero solo en zonas donde se prevé que la generación sea corta) para NEPOOL, PJM y NYPOOL, y se incluyen bajo el título genérico de " capacidad de ubicación" o LICAP (la versión PJM se denomina "Modelo de fijación de precios de confiabilidad" o "RPM"). [99]
En una red desregulada son necesarios algún tipo de incentivos para que los participantes del mercado creen y mantengan recursos de generación y transmisión que algún día puedan ser utilizados para mantener el equilibrio de la red (respaldando la " adecuación de recursos ", o RA), pero la mayoría de las veces estos recursos están inactivos y no generan ingresos por la venta de electricidad. Dado que "los mercados exclusivamente energéticos tienen el potencial de dar como resultado un punto de equilibrio para el mercado que no es consistente con lo que los usuarios y reguladores quieren ver", [100] todos los mercados mayoristas de electricidad existentes dependen de algún tipo de topes de oferta . [6] Estos límites impiden que los proveedores recuperen completamente su inversión en la capacidad de reserva a través del precio de escasez, creando un problema de falta de dinero para los generadores. [101] Para evitar una inversión insuficiente en la capacidad de generación y transmisión, todos los mercados emplean algún tipo de transferencias RA. [102]
El regulador típico exige que un minorista compre capacidad firme por entre el 110% y el 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 (como es el caso, por ejemplo, de la red del este de Estados Unidos). [102]
Se afirma que el mecanismo de capacidad [103] es un mecanismo para subsidiar el carbón en Turquía , [104] y ha sido criticado por algunos economistas, ya que dicen que fomenta la retención de capacidad estratégica. [105] Fue diseñado para mantener las plantas de gas en el sistema. A diferencia de muchos otros mercados, se trata de un sistema híbrido basado en parte en costes fijos y en parte en precios de equilibrio del mercado. Muchos dicen [ palabras de comadreja ] que no es bueno y que debería cambiarse, por ejemplo utilizando zonas de oferta regionales porque la gestión de restricciones es el principal problema del mercado. [106]
El Mercado de Capacidad es parte del paquete de Reforma del Mercado Eléctrico del gobierno británico. [107] Según el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial, "el mercado de capacidad garantizará la seguridad del suministro de electricidad proporcionando un pago por fuentes fiables de capacidad, junto con sus ingresos por electricidad, para garantizar que entreguen energía cuando sea necesario. Esto alentará la inversión que necesitamos para reemplazar las centrales eléctricas más antiguas y proporcionar respaldo a fuentes de generación bajas en carbono más intermitentes e inflexibles ". [108]
Cada año se realizan dos Subastas de Mercado de Capacidad. La subasta T-4 compra capacidad que se entregará dentro de cuatro años y la subasta T-1 es una subasta de recarga que se lleva a cabo justo antes de cada año de entrega. [109] Los resultados de la subasta del mercado de capacidad se publican desde hace varios años. [110] [111] [112]
El 'Documento de orientación para los participantes del mercado de capacidad' de National Grid proporciona las siguientes definiciones:
Dentro de muchos mercados de electricidad, existen mercados especializados para la prestación de servicios auxiliares y de control de frecuencia (FCAS). Si el sistema eléctrico tiene oferta (generación) superior a la demanda eléctrica, en cualquier instante, entonces la frecuencia aumentará. Por el contrario, si no hay suficiente suministro de electricidad para satisfacer la demanda en cualquier momento, la frecuencia del sistema caerá. Si cae demasiado, el sistema de energía se volverá inestable. Los mercados de control de frecuencia son adicionales y separados del mercado mayorista del pool de electricidad. Estos mercados sirven para incentivar la prestación de servicios de aumento de frecuencia o servicios de reducción de frecuencia. El aumento de frecuencia implica un rápido suministro de generación adicional de electricidad, de modo que la oferta y la demanda puedan igualarse más estrechamente. [116]
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