La adecuación de recursos ( RA , también adecuación del suministro ) en el campo de la energía eléctrica es la capacidad de la red eléctrica para satisfacer la demanda de energía del usuario final en cualquier momento (normalmente un problema en el pico de demanda ). RA es un componente de la confiabilidad de la red eléctrica . [1] Por ejemplo, la red eléctrica deberá disponer de suficiente capacidad de generación no utilizada en cualquier momento para hacer frente a fallos importantes de los equipos (por ejemplo, una desconexión de una unidad de energía nuclear o una línea eléctrica de alto voltaje ) y caídas en las fuentes variables de energía renovable. (por ejemplo, el viento está amainando). El estándar de adecuación debe satisfacer el índice de confiabilidad elegido , típicamente la expectativa de pérdida de carga (LOLE) de 1 día en 10 años (llamado "1 en 10"). [1]
El margen de reserva instalada (IRM) es la cantidad de capacidad de generación que excede la carga esperada, calculada para satisfacer la pérdida de carga esperada , generalmente 1 día en 10 años. [2] IRM se utiliza para medir la adecuación de la capacidad de generación y sirve como guía para evaluar las necesidades de cambios de capacidad. [3] Cuando se analizan las necesidades futuras de capacidad, el término del margen de reserva de planificación se utiliza para la métrica. La Corporación de Fiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) utiliza por defecto el objetivo de reserva del 15% para los sistemas de energía principalmente térmicos y del 10% para los hidroeléctricos . [4] El IRM es diferente del margen de reserva operativa (ORM). Los cálculos de ORM tienen en cuenta las interrupciones actuales de generación y transmisión y suponen que todas las cargas de respuesta a la demanda y de energía interrumpible están conectadas. [5] ORM es, por lo tanto, más bajo que IRM ( CAISO permite ORM tan bajo como 3% [5] ).
En el caso de una empresa eléctrica integrada verticalmente, RA era parte de la planificación integrada de recursos , realizada por la propia empresa, y se negociaban gastos adicionales con los reguladores que representaban a los clientes cautivos. [1] Estas empresas de servicios públicos monopolistas tenían un incentivo para sobreestimar la demanda máxima con el fin de construir más capacidad y justificar un aumento en sus tarifas aprobadas por el regulador. [6] La falta de capacidad en general no fue un problema. [7]
En una red desregulada se necesitan 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, pero que la mayor parte del tiempo están inactivos y no generan ingresos por la venta de electricidad. Algún operador de sistema independiente utiliza un requisito de capacidad instalada ( ICAP ) para mantener los requisitos de RA. ICAP permite a un miembro de un grupo de energía evitar construir su propia capacidad de generación adicional para satisfacer el RA y en su lugar comprar "créditos ICAP" de alguna otra empresa del grupo que ya tiene dicha capacidad (la probabilidad de que dos empresas caigan por debajo de sus objetivos RA simultáneamente se considera insignificante). La obligación ICAP no la exige el comprador, sino la organización de transmisión regional , que también exige a los proveedores que ofrezcan todos los recursos disponibles diariamente ("oferta obligada"). Si se llama a una unidad que recibió el pago ICAP, debe funcionar. [8]
El regulador típico requiere que una entidad de servicio de carga compre contratos RA de capacidad firme por 110-120% de su potencia máxima anual. [9] Como cualquier plan basado en la capacidad, este enfoque se basa en estimaciones creíbles de la capacidad empresarial. Estas estimaciones son fáciles para las fuentes despachables convencionales , [10] pero complicadas en el caso de la energía hidroeléctrica y las energías renovables, ya que la energía disponible de estas fuentes tiende a estar altamente correlacionada en una gran área geográfica. [11] La incorporación de generadores solares y eólicos en marcos de capacidad firme presenta desafíos debido a su intermitencia (cf. Crédito de capacidad ) [12] y podría requerir el uso de almacenamiento de energía .
Los mercados de electricidad son bastante singulares en su necesidad de un mecanismo de RA, [13] a pesar de que la naturaleza de alto costo fijo /bajo costo marginal de la producción de electricidad es bastante típica entre otras industrias que no tienen problemas para recuperar los costos de producción y generar retorno de la inversión en el mercado. -precios determinados. [14] Sin embargo, los clientes de las empresas eléctricas con frecuencia no tienen la capacidad de desviar su consumo de los períodos de precios elevados (considérese, por ejemplo, las necesidades de calefacción de espacios ). En estas circunstancias, el precio de escasez no afecta inmediatamente al consumo y se vuelve punitivo. [9] "Los mercados exclusivos de energía tienen el potencial de resultar en un punto de equilibrio para el mercado que no es consistente con lo que los usuarios y reguladores quieren ver", [15] por lo que todos los mercados mayoristas de electricidad en el mundo dependen de límites de oferta en alguna forma. [dieciséis]
Wolak [13] señala la combinación de límites de oferta y estrategias de mitigación de la escasez de electricidad ( apagones continuos ) que conducen a la necesidad de un mecanismo de AR (Wolak llama a esta dependencia una externalidad de confiabilidad ): el límite de precio crea un incentivo para las entidades de servicio de carga ( (BVL) paguen menos por la electricidad en el mercado a término , mientras que los apagones continuos penalizan por igual a las BVL que adquirieron recursos suficientes y a las que no. [17] Esto da como resultado un problema de falta de dinero (en forma de falta de inversión en instalaciones de generación). [18] Según Wolak, los límites de oferta más bajos complican la situación, [16] al igual que la electrificación de la calefacción, la adopción de vehículos eléctricos y una proporción cada vez mayor de fuentes variables de energía renovable . [9]