La adecuación de recursos ( RA , también adecuación de 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 la demanda máxima ). La RA es un componente de la confiabilidad de la red eléctrica . [1] Por ejemplo, debe haber suficiente capacidad de generación no utilizada disponible para la red eléctrica en cualquier momento para dar cabida 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 de energía renovable variable (por ejemplo, la disminución de la energía eólica). El estándar de adecuación debe satisfacer el índice de confiabilidad elegido , normalmente la expectativa de pérdida de carga (LOLE) de 1 día en 10 años (denominado "1 en 10"). [1]
El margen de reserva instalado (IRM) es la cantidad de capacidad de generación en exceso de la carga esperada, calculada para satisfacer la expectativa de pérdida de carga , típicamente 1 día en 10 años. [2] El IRM se utiliza para medir la adecuación de la capacidad de generación y sirve como guía para evaluar las necesidades de los cambios de capacidad. [3] Cuando se discuten las necesidades de capacidad futuras, se utiliza el término de margen de reserva de planificación para la métrica. La Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC) por defecto utiliza el objetivo de reserva del 15% para los sistemas de energía principalmente térmica , el 10% para los hidroeléctricos . [4] El IRM es diferente del margen de reserva operativa (ORM). Los cálculos del 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] Por tanto, el ORM es inferior al IRM ( CAISO permite un ORM tan bajo como el 3% [5] ).
En el caso de una empresa eléctrica integrada verticalmente, la RA era parte de la planificación integrada de recursos , realizada por la propia empresa, y los gastos adicionales se negociaban con los reguladores que representaban a los clientes cautivos. [1] Estas empresas eléctricas monopólicas tenían un incentivo para sobrestimar la demanda máxima para construir más capacidad y justificar un aumento en sus tarifas aprobadas por el regulador. [6] La falta de capacidad generalmente no era un problema. [7]
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 pueden ser requeridos para mantener el equilibrio de la red, pero la mayoría de las veces están inactivos y no producen ingresos por la venta de electricidad. Un operador de sistema independiente utiliza un requisito de capacidad instalada ( ICAP ) para mantener los requisitos de RA. El ICAP permite a un miembro de un pool de energía evitar construir su propia capacidad de generación sobrante para satisfacer el RA y, en su lugar, comprar "créditos ICAP" de alguna otra empresa del pool que ya tenga dicha capacidad (la probabilidad de que dos empresas caigan por debajo de sus objetivos de RA simultáneamente se considera insignificante). La obligación de ICAP no la exige un comprador, sino la organización de transmisión regional , que también exige a los proveedores que ofrezcan todos los recursos disponibles con un día de antelación ("oferta obligatoria"). Si se exige una unidad que recibió el pago de ICAP, debe funcionar. [8]
Un regulador típico requiere que una entidad que atiende la carga compre contratos RA de capacidad firme por el 110-120% de su potencia pico anual. [9] Como cualquier esquema basado en capacidad, este enfoque se basa en estimaciones creíbles de capacidad firme. Estas estimaciones son fáciles para fuentes despachables convencionales , [10] pero complicadas en el caso de la energía hidroeléctrica y las 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 a precios determinados por el mercado. [14] Sin embargo, los clientes de las empresas eléctricas con frecuencia no tienen la capacidad de cambiar su consumo fuera de los períodos de precios altos (consideremos, por ejemplo, las necesidades de calefacción de espacios ). Bajo estas circunstancias, el precio de escasez no afecta inmediatamente al consumo y se vuelve punitivo. [9] "Los mercados de energía solamente tienen el potencial de resultar en un punto de equilibrio para el mercado que no es consistente con lo que los usuarios y los reguladores quieren ver", [15] por lo que cada mercado mayorista de electricidad en el mundo depende de topes de oferta de alguna forma. [16]
Wolak [13] señala la combinación de topes de oferta y estrategias de mitigación de la escasez de electricidad ( apagones rotativos ) que conducen a la necesidad de un mecanismo de RA (Wolak llama a esta dependencia una externalidad de confiabilidad ): el tope de precio crea un incentivo para que las entidades de servicio de carga (LSE) paguen menos por la electricidad en el mercado a futuro , mientras que los apagones rotativos penalizan por igual a las LSE que adquirieron recursos suficientes y a las que no. [17] Esto da como resultado un problema de dinero faltante (en forma de falta de inversión en instalaciones de generación). [18] Según Wolak, los topes de oferta más bajos complican la situación, [16] al igual que la electrificación de la calefacción de espacios, la adopción de vehículos eléctricos y una proporción cada vez mayor de fuentes de energía renovables variables . [9]