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Mercado eléctrico

Interacción de entidades mayoristas y minoristas en un mercado eléctrico (gestionado por un ISO/RTO) [ 1 ] Un mercado eléctrico es un sistema que permite el intercambio de energ...

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Diagrama de la interacción de ISO/RTO con los productores independientes de energía y otras entidades comerciales.
Interacción de entidades mayoristas y minoristas en un mercado eléctrico (gestionado por un ISO/RTO) [ 1 ]

Un mercado eléctrico es un sistema que permite el intercambio de energía eléctrica a través de una red eléctrica . [ 2 ] Históricamente, la electricidad ha sido vendida principalmente por empresas que operan generadores eléctricos , comprada por minoristas de electricidad y vendida a los clientes.

La industria de la energía eléctrica surgió a finales del siglo XIX y principios del XX en Estados Unidos y el Reino Unido. [ 3 ] A lo largo del siglo XX, y hasta la actualidad, muchos países han modificado sus sistemas de suministro y/o compra de electricidad. Estos cambios han sido impulsados ​​por diversos factores, desde avances tecnológicos (tanto en la oferta como en la demanda) hasta la política y la ideología.

Alrededor del cambio de siglo XXI, varios países reestructuraron sus industrias de energía eléctrica, reemplazando el mercado eléctrico "tradicional", verticalmente integrado y estrictamente regulado, con mecanismos de mercado para la generación , transmisión , distribución y/o venta minorista de electricidad . [ 4 ] Los enfoques de mercado tradicionales y competitivos corresponden, en líneas generales, 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 ). [ 5 ] A partir de la década de 2020, los mercados tradicionales aún son comunes en algunas regiones, incluyendo gran parte de Estados Unidos y Canadá. [ 6 ]

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 . [ 7 ] [ 8 ]

Historia

Cuando la energía eléctrica comenzó a producirse y venderse a los consumidores, no estaba regulada por el gobierno. Los consumidores compraban electricidad a un productor, quien la distribuía a través de su propia red. Sin embargo, con el tiempo, el sector empezó a estar regulado por diversos organismos gubernamentales.

Industrias tradicionales

Para la década de 1950, se había desarrollado una amplia variedad de acuerdos con diferencias sustanciales entre países e incluso a nivel regional, por ejemplo: [ 9 ]

Estas diversas estructuras tenían algunas características unificadoras: muy poca dependencia de los mercados competitivos, [ 10 ] no existían mercados mayoristas formales y los clientes no podían elegir a sus proveedores. [ 11 ]

La diversidad y el enorme tamaño del mercado estadounidense hicieron que las ganancias comerciales potenciales fueran lo suficientemente grandes como para justificar algunas transacciones mayoristas: [ 12 ]

  • Las grandes empresas de servicios públicos suministraban electricidad a las más pequeñas (municipales o cooperativas) mediante contratos de suministro bilateral ;
  • Las ventas coordinadas se realizaban entre las empresas integradas verticalmente para reducir los costos, a veces a través de grupos de proveedores de energía .

En el lado 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 del medidor registradas mensualmente) y la recuperación de costos fijos estaba incluida en el precio por kWh . [ 12 ]

El modelo de mercado tradicional se diseñó para la situación de la industria eléctrica previa a la reestructuración (y que aún prevalece en algunas regiones, incluyendo gran parte de Estados Unidos y Canadá [ 6 ] ). Richard L. Schmalensee denomina a esta situación histórica (en contraposición a la emergente posterior a la reestructuración ). En el régimen histórico, casi todas las fuentes de generación pueden considerarse gestionables (disponibles bajo demanda, a diferencia de la energía renovable variable emergente ). [ 10 ]

Evolución de los mercados desregulados

Chile se convirtió en pionero de la desregulación a principios de la década de 1980 (la ley de 1982 codificó los cambios que se iniciaron en 1979). [ 13 ] Solo unos años después se formuló en EE. UU. el nuevo enfoque de mercado para la electricidad, [ 13 ] popularizado en la influyente obra de Joskow y Schmalensee, [ 14 ] "Markets for Power: An Analysis of Electrical Utility Deregulation" (1983). [ 15 ] Al mismo tiempo, en el Reino Unido, la Ley de Energía de 1983 estableció disposiciones para el transporte común en las redes eléctricas, lo que permitió a las compañías eléctricas y a los grandes consumidores elegir proveedor (análogo al " wheeling " en EE. UU.). [ 16 ]

La incorporación de recursos energéticos distribuidos (RED) ha impulsado mercados eléctricos innovadores que surgen de una estructura de mercado jerárquica y desregulada, como los mercados locales de flexibilidad , con entidades agregadoras que representan múltiples RED (por ejemplo, agregadores). Los mercados de flexibilidad se refieren a aquellos en los que los operadores de sistemas de distribución (OSD) 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. [ 17 ] En este sentido, diferentes entidades pueden actuar como agregadores, por ejemplo, agregadores de respuesta a la demanda, gestores comunitarios, proveedores de servicios eléctricos, etc., dependiendo de las características del conjunto de activos representados. [ 18 ]

Servicios

La estructura de un mercado eléctrico es bastante compleja. [ 19 ] Los mercados suelen incluir mecanismos para gestionar diversos servicios relevantes junto con la energía. Los servicios pueden incluir:

  • en el lado de la oferta, un mercado mayorista de energía (todos estos utilizan límites de oferta de alguna forma [ 20 ] )
  • Por el lado de la demanda, un mercado minorista de energía.

Un mercado mayorista de electricidad simple, centrado únicamente en la energía, solo facilitaría la venta de energía, sin tener en cuenta otros servicios que puedan respaldar el sistema, y ​​experimentó problemas una vez implementado de forma aislada. Para tener esto en cuenta, la estructura del mercado eléctrico normalmente incluye: [ 19 ]

  • servicios auxiliares no directamente relacionados con la producción de electricidad. Estos no generarían ingresos en el modelo "solo de energía", pero son esenciales para el funcionamiento general del sistema ( mercado de control de frecuencia , control de voltaje y gestión de potencia reactiva , respuesta inercial y otros) [ 19 ].
  • mercado de capacidad u otro mecanismo que proporcione un flujo de ingresos necesario para construir y mantener unidades de generación adicionales ("reservas") para el peor escenario posible. [ 19 ] En un día típico, estas unidades nunca se utilizan (no se "despachan") y, por lo tanto, no producirían ingresos en un mercado "solo de energía".
  • Mercado basado en costos con costos auditados que reemplazan las ofertas de los productores en lugares donde el poder de mercado local es una preocupación (por ejemplo, en algunas partes de los EE. UU. y en países enteros de América Latina ricos en energía hidroeléctrica). [ 21 ] Debido a la falta de competencia, las redes eléctricas están sujetas a regulación de precios en Australia. [ 22 ]

Los mercados minoristas de electricidad competitivos pudieron mantener su estructura simple. [ 19 ]

Además, para la mayoría de los grandes operadores, existen mercados para los derechos de transmisión y los derivados de la electricidad , como los futuros y las 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 . [ 23 ]

teoría económica

El mercado de la electricidad se caracteriza por rasgos únicos [ 24 ] que son atípicos en los mercados de materias primas o bienes de consumo.

Aunque existen pocos mercados algo 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), [ 25 ] la magnitud de los precios en horas punta (el precio en hora punta puede ser 100 veces superior al de una hora valle) distingue al mercado eléctrico (el precio de verano de una habitación de hotel frente a la playa puede ser 3-4 veces superior al de temporada baja), [ 26 ] los mercados hotelero/aéreo también pueden utilizar la discriminación de precios minoristas , no disponible en el mercado mayorista de electricidad. [ 27 ] Las peculiaridades del mercado eléctrico lo hacen fundamentalmente incompleto . [ 28 ]

Generación

La electricidad suele estar disponible bajo demanda. [ 29 ] Para lograrlo, la oferta debe ajustarse a la demanda con mucha precisión en todo momento, a pesar de las continuas variaciones de ambas (lo que se conoce como equilibrio de la red ). Con frecuencia, los únicos márgenes de seguridad son los proporcionados por la energía cinética de la maquinaria que gira físicamente ( generadores síncronos y turbinas). Si existe un desajuste entre la oferta y la demanda, los generadores absorben energía adicional acelerando o producen más potencia desacelerando, lo que provoca que la frecuencia de la red (50 o 60 hercios ) aumente o disminuya. Sin embargo, la frecuencia no puede desviarse demasiado del valor objetivo: muchas unidades de los equipos eléctricos pueden dañarse por una frecuencia fuera de los límites y, por lo tanto, se desconectarán automáticamente de la red para protegerse, lo que podría provocar un apagón . [ 29 ]

Hay muchas otras limitaciones físicas y económicas que afectan a la red eléctrica y al mercado, algunas de las cuales crean no convexidad : [ 30 ]

  • Un consumidor típico desconoce la frecuencia actual del sistema y paga un precio fijo por una unidad de energía que no depende del equilibrio entre la oferta y la demanda, por lo que puede aumentar o disminuir repentinamente el consumo;
  • Las fuentes de energía renovables variables son intermitentes debido a su dependencia de las condiciones meteorológicas y pueden aumentar o disminuir su producción literalmente de un minuto a otro;
  • Las centrales de combustibles fósiles y nucleares tienen restricciones en la velocidad de aumento de potencia: desde 5 a 30 minutos en las centrales de gas hasta horas en la generación a partir de carbón, e incluso más tiempo para las nucleares;
  • Muchas centrales eléctricas de combustibles fósiles no pueden reducir su producción por debajo del 20-60% de su capacidad nominal ;
  • Debido al alto coste inicial, el coste de producción de electricidad puede diferir del coste marginal en ciertos intervalos de tiempo, lo que obliga a los proveedores a pujar por encima del coste marginal.

Redes

Las redes eléctricas son monopolios naturales , ya que no es factible construir múltiples redes que compitan entre sí. Para abordar esto, muchas redes eléctricas están reguladas para controlar el riesgo de precios abusivos . Los dos tipos principales de regulación de precios de red son: [ 31 ]

  • Regulación del costo del servicio: los precios se basan en el costo real de operación de la red.
  • Regulación de incentivos: los precios se limitan en función de una estimación previa de los costes. La diferencia entre los costes reales y los estimados genera una ganancia o una pérdida para el operador de la red.

El diseño de la red de transmisión limita la cantidad de electricidad que se puede transmitir de un área estrechamente conectada ("nodo") a otra, por lo que un generador en un nodo podría no ser capaz de abastecer una carga en otro nodo (debido a la " congestión de la transmisión "), lo que podría crear fragmentos del mercado que deben ser abastecidos con generación local (" bolsas de carga ").

mercado mayorista de electricidad

Un mercado mayorista de electricidad , también conocido como bolsa de energía (o mercado energético , especialmente si también comercializa gas), es un sistema que permite la compra mediante ofertas y la venta mediante demandas. Las ofertas y demandas se rigen por 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 generalmente se consideran transacciones bilaterales privadas entre contrapartes.

Existe un mercado mayorista de electricidad cuando los generadores que compiten entre sí ofrecen su producción a los minoristas. Estos últimos, a su vez, fijan el precio de la electricidad y la comercializan. Si bien la fijación de precios mayoristas solía ser dominio exclusivo de los grandes proveedores minoristas, cada vez más mercados como el de Nueva Inglaterra comienzan a abrirse a los usuarios finales. Los grandes consumidores finales que buscan reducir costos innecesarios en sus gastos de energía están empezando a reconocer las ventajas inherentes a esta modalidad de compra. La compra de electricidad directamente a los generadores por parte de los consumidores es un fenómeno relativamente reciente.

La compra de electricidad al por mayor no está exenta de inconvenientes (incertidumbre del mercado, costes de membresía, gastos de instalación, inversión de garantía y costes de organización, ya que la electricidad tendría que comprarse a diario); sin embargo, cuanto mayor sea la carga eléctrica del usuario final, mayor será el beneficio y el incentivo para realizar el cambio.

Para que prospere un mercado mayorista de electricidad económicamente eficiente, es esencial que se cumplan varios criterios, a saber, la existencia de un mercado spot coordinado que cuente con un sistema de despacho económico, basado en ofertas y con restricciones de seguridad, con precios nodales. Estos criterios se han adoptado ampliamente en Estados Unidos, Australia, Nueva Zelanda y Singapur. [ 32 ]

Los mercados de productos básicos relacionados con la energía, requeridos y gestionados por (y pagados por) los operadores del mercado para garantizar la fiabilidad, se consideran servicios auxiliares e incluyen nombres como reserva rotatoria, reserva no rotatoria, reservas operativas , reserva de respuesta, regulación al alza, regulación a la baja y capacidad instalada .

Liquidación de mercado

Las transacciones mayoristas de electricidad (ofertas y demandas) suelen ser liquidadas por el operador del mercado o por una entidad independiente especializada en esta función. Los operadores del mercado pueden o no liquidar las operaciones, pero a menudo requieren conocer la transacción para mantener el equilibrio entre la generación y la demanda.

En los mercados de electricidad se negocia la producción neta generada durante varios intervalos, generalmente en intervalos de 5, 15 y 60 minutos.

Se pueden utilizar dos tipos de subasta para determinar qué productores se seleccionan:

  • Subasta doble : el operador agrega tanto las ofertas de suministro para cada intervalo (formando una curva de oferta ) como las ofertas de demanda ( curva de demanda ). El precio de equilibrio se define por la intersección de las curvas de oferta y demanda para cada intervalo de tiempo. [ 33 ] [ 34 ] Un ejemplo de esto es Nord Pool .
  • Subasta inversa simple : el operador agrega únicamente las ofertas de suministro y asigna la combinación de opciones más barata.

Para determinar los pagos, la cámara de compensación puede utilizar uno de dos acuerdos: [ 35 ]

  • Pago por oferta (PAB, por sus siglas en inglés), donde cada postor ganador recibe el precio indicado en su oferta. Este sistema no es común, pero entre los casos notables se incluyen el Reino Unido [ 36 ] y el mercado intradiario de Nord Pool.
  • Pago por liquidación : también conocido como precio uniforme o sistema de precios marginales (MPS ). Todos los participantes reciben el precio de la oferta ganadora más alta ( precio de liquidación ). Este sistema es comúnmente utilizado por los mercados de electricidad. [ 37 ]

En PAB, las ofertas estratégicas pueden llevar a los productores a ofertar mucho más alto que su costo real, porque se les asignarán productos siempre que su oferta esté por debajo del precio de equilibrio .

En ausencia de colusión , se espera que el MPS incentive a los productores a ofertar cerca de su costo marginal a corto plazo para evitar el riesgo de perderse la oportunidad por completo. El MPS también es más transparente, ya que el nuevo licitador ya conoce el precio de mercado y puede estimar la rentabilidad con su costo marginal; para tener éxito con el PAB, el licitador también necesita información sobre otras ofertas. [ 35 ] Debido a los mayores riesgos del PAB, otorga una ventaja adicional a los grandes actores que están mejor equipados para estimar el mercado y asumir el riesgo (por ejemplo, apostando con una oferta alta por algunas de sus unidades). Sin embargo, el MPS resulta en que los productores reciban más de sus precios de oferta por diseño, lo que ha llevado a solicitar su reemplazo por el PAB a pesar del incentivo para la licitación estratégica. [ 36 ]

Mercados centralizados y descentralizados

Para manejar todas las restricciones y mantener el sistema en equilibrio, se requiere una agencia central, el operador del sistema de transmisión (TSO), para coordinar la asignación de unidades y el despacho económico . [ 38 ] Si la frecuencia cae fuera de un rango predeterminado, el operador del sistema actuará para agregar o quitar 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 operador del sistema de transmisión (TSO) decide qué planta debe operar y cuánta debe producir mucho antes de la entrega (durante la fase de "mercado spot" o operación del día anterior ). En un mercado descentralizado, el productor solo se compromete a entregar electricidad, pero los medios para hacerlo quedan a su criterio (por ejemplo, puede celebrar un acuerdo con otro productor para suministrar la energía real). Los mercados centralizados facilitan la adaptación a las no convexidades, mientras que los descentralizados permiten la negociación intradiaria para corregir las decisiones posiblemente subóptimas tomadas el día anterior, por ejemplo, adaptándose a mejores pronósticos meteorológicos para las energías renovables. [ 38 ] 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 divergió, aunque inicialmente EE. UU. siguió el ejemplo europeo (descentralizado). [ 39 ]

Para adaptarse a las limitaciones de la red de transmisión, los mercados centralizados suelen utilizar precios marginales por ubicación (LMP), donde cada nodo tiene su propio precio de mercado local (de ahí otro nombre para esta práctica: precios nodales ). En ocasiones, las consideraciones políticas hacen que sea inviable obligar a los consumidores del mismo territorio, pero conectados a nodos diferentes, a pagar precios distintos por la electricidad, por lo que se utiliza un modelo modificado de precios nodales para generadores (GNP): a los generadores se les siguen pagando los precios nodales, mientras que las entidades proveedoras de carga cobran a los usuarios finales precios que se promedian en todo el territorio. Muchos mercados descentralizados no utilizan el LMP y tienen un precio establecido para un área geográfica ("zona", de ahí el nombre de precios zonales ) o una "región" ( precios regionales , término que se utiliza principalmente para zonas muy grandes del Mercado Nacional de Electricidad de Australia, donde cinco regiones cubren el continente). [ 40 ]

A principios de la década de 2020 no había una clara preferencia por ninguno de los dos diseños de mercado; por ejemplo, los mercados norteamericanos pasaron por un proceso de centralización, mientras que los europeos se movieron en la dirección opuesta: [ 40 ]

Mercado centralizado

Un operador de un sistema de transmisión en un mercado eléctrico centralizado obtiene la información de costos (generalmente tres componentes: costos de arranque, costos en vacío y costos marginales de producción [ 41 ] ) para cada unidad de generación ("licitación por unidad") y toma todas las decisiones en los mercados del día anterior y en tiempo real ( redespacho del sistema ). Este enfoque permite al operador considerar los detalles de la configuración del sistema de transmisión. El mercado centralizado normalmente utiliza el LMP, y el objetivo del despacho es minimizar el costo total en cada nodo (que en una red grande puede ser de cientos o incluso miles). Los mercados centralizados utilizan algunos procedimientos similares a los de las empresas eléctricas integradas verticalmente de la era anterior a la desregulación, por lo que también se les denomina mercados eléctricos integrados . [ 40 ]

Debido a la naturaleza centralizada y detallada del despacho con un día de anticipación, este sigue siendo viable y rentable en el momento de la entrega, a menos que ocurran eventos adversos inesperados. Las decisiones tempranas ayudan a programar de manera eficiente las plantas con largos tiempos de puesta en marcha. [ 40 ]

Las desventajas del diseño centralizado con LMP son: [ 42 ]

  • Políticamente, resultó difícil justificar precios más altos de electricidad para los clientes en algunos lugares. En Estados Unidos, la solución se encontró en forma de PNB;
  • La licitación simplificada no permite capturar adecuadamente la estructura de costos de plantas más complejas, como una turbina de gas de ciclo combinado o una cascada hidroeléctrica ;
  • Las empresas generadoras tienen un incentivo para inflar sus costos iniciales (para obtener mayores pagos compensatorios, véase más abajo);
  • La ausencia de un mercado intradiario dificulta la integración de las energías renovables;
  • Los mercados integrados requieren una gran capacidad de procesamiento, lo que los hace opacos para los operadores y difíciles de escalar;
  • El poder ilimitado del operador del sistema de transmisión dificulta la labor del regulador.

El precio de una unidad de electricidad con LMP se basa en el costo marginal , por lo que no se incluyen los costos de arranque ni los costos en vacío. Por lo tanto, los mercados centralizados suelen pagar una compensación por estos costos al productor (los llamados pagos de compensación total o de incremento ), financiados de alguna manera por los participantes del mercado (y, en última instancia, por los consumidores). [ 40 ]

La inflexibilidad del mercado centralizado se manifiesta de dos maneras: [ 43 ]

  • Una vez fijado en el mercado del día anterior, el contrato normalmente no se puede modificar (algunos mercados permiten una corrección con una hora de antelación), por lo que los eventos adversos inesperados deben ser atendidos en tiempo real y, por lo tanto, de manera subóptima, perjudicando a los productores con largos tiempos de puesta en marcha, estructuras de costos complejas y generación de energía eólica;
  • Las nuevas tecnologías ( almacenamiento de energía , gestión de la demanda ) con nuevas estructuras de costes requieren tiempo y esfuerzo para su adaptación.

Los algoritmos de liquidación de mercado son complejos (algunos son NP-completos ) y deben ejecutarse en un tiempo limitado (5-60 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 oferente). [ 43 ]

Si el operador del sistema de transmisión es propietario de la red de transmisión propiamente dicha, tendría incentivos para obtener beneficios aumentando las tarifas por congestión . Por lo tanto, en EE. UU., el operador normalmente no posee ninguna capacidad y con frecuencia se le denomina operador independiente del sistema (ISO). [ 43 ]

Mercado basado en costos

El mayor grado de centralización del mercado implica los cálculos directos de costos por parte del operador del mercado (los productores ya no presentan ofertas). A pesar del problema obvio de las empresas generadoras incentivadas a inflar sus costos (esto puede ocultarse mediante transacciones con empresas afiliadas), este arreglo del mercado eléctrico basado en costos elimina el poder de mercado de los proveedores y se utiliza en situaciones donde es posible un abuso de poder de mercado (por ejemplo, Chile con su preponderancia de energía hidroeléctrica, en EE. UU. cuando el poder de mercado local es suficientemente alto, algunos mercados europeos ). Un problema menos obvio es la tendencia de los participantes del mercado en estas condiciones a concentrarse en inversiones en las centrales de punta en detrimento de la energía de carga base . [ 43 ] Una de las ventajas del mercado basado en costos es el costo relativamente bajo de establecerlo. [ 44 ] El enfoque basado en costos es popular en América Latina: además de Chile, se utiliza en Bolivia, Perú, Brasil y países de Centroamérica. [ 45 ]

Un operador del sistema realiza una auditoría de los parámetros de cada unidad generadora (incluyendo el consumo 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 programa de despacho hora por hora para minimizar el costo directo total. En el proceso, se obtienen los precios sombra por hora para cada nodo que podrían utilizarse para liquidar las ventas del mercado. [ 45 ]

Mercado descentralizado

Los mercados descentralizados permiten a las empresas generadoras elegir su propia forma de suministrar energía para su oferta del día anterior (que especifica precio y ubicación). El proveedor puede utilizar cualquier unidad a su disposición (lo que se denomina "oferta basada en cartera") o incluso pagar a otra empresa para que suministre la energía. El mercado sigue contando con un operador central que controla exclusivamente el sistema en tiempo real, pero con poderes significativamente reducidos para intervenir antes de la entrega (frecuentemente solo la capacidad de programar la red de transmisión para la operación del día anterior ). Este sistema hace que la propiedad de la capacidad de transmisión por parte del operador sea menos problemática, y los países europeos, con la excepción del Reino Unido, lo permiten (siguiendo el modelo de operador independiente del sistema de transmisión o ITSO). [ 44 ]

Si bien algunos operadores en Europa participan en la estructuración de los mercados intradiarios y del día siguiente, otros no. Por ejemplo, el mercado del Reino Unido, tras la entrada en vigor de los Nuevos Acuerdos de Comercio de Electricidad ( NEQA), y el mercado de Nueva Zelanda permiten que los mercados resuelvan todas las fricciones antes de la negociación en tiempo real. Esta dependencia de los instrumentos financieros da lugar a otras denominaciones para los mercados descentralizados: basados ​​en bolsas , desagregados y bilaterales . [ 44 ]

Despacho económico basado en ofertas, con restricciones de seguridad y precios nodales.

El precio del sistema en el mercado intradiario se determina, en principio, mediante la comparación de las ofertas de los generadores con las ofertas de los consumidores en cada nodo para desarrollar un precio de equilibrio clásico entre la oferta y la demanda , generalmente en intervalos horarios, y se calcula por separado para las subregiones en las que el modelo de flujo de carga del operador del sistema indica que las restricciones limitarán las importaciones de transmisión.

El precio teórico de la electricidad en cada nodo de la red es 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 la redistribución optimizada de las unidades disponibles establece el coste de producción hipotético del kilovatio-hora hipotético. Esto se conoce como precio marginal de ubicación ( LMP ) o precio nodal y se utiliza en algunos mercados desregulados, sobre todo en los mercados del Midcontinent Independent System Operator (MISO), PJM Interconnection , ERCOT , Nueva York e ISO New England en Estados Unidos, [ 46 ] Nueva Zelanda , [ 47 ] y Singapur. [ 48 ]

En la práctica, se ejecuta el algoritmo LMP descrito anteriormente, que incorpora un cálculo de despacho de menor costo con restricciones de seguridad (definidas más adelante), donde la oferta se basa en los generadores que presentaron ofertas en el mercado del día anterior y la demanda se basa en las ofertas de las entidades proveedoras de carga que consumen 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 arranque y/o parada, 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 los pagos de materias primas. Para abordar este problema, se han propuesto varios esquemas de precios que elevan el precio por encima del costo marginal y/o proporcionan pagos adicionales (incrementos). Liberopoulos y Andrianesis (2016) [ 49 ] revisan y comparan varios de estos esquemas en el precio, los incrementos y las ganancias que genera cada esquema.

Si bien en teoría los conceptos de LMP son útiles y aparentemente no susceptibles de manipulación, en la práctica los operadores del sistema tienen una discreción considerable sobre los resultados del LMP, ya que pueden clasificar las unidades como operando en "despacho fuera de mérito", excluyéndolas así del cálculo del LMP. En la mayoría de los sistemas, las unidades que se despachan para proporcionar potencia reactiva a las redes de transmisión se declaran como "fuera de mérito" (aunque estas suelen ser las mismas unidades ubicadas en áreas con limitaciones y que, de otro modo, generarían señales de escasez). Los operadores del sistema también suelen poner unidades en línea para mantenerlas como "reserva giratoria" y protegerse contra interrupciones repentinas o aumentos inesperados y rápidos de la demanda, declarándolas "fuera de mérito". El resultado suele ser una reducción sustancial del precio de liquidación en un momento en que el aumento de la demanda provocaría, de otro modo, un incremento de los precios.

Los investigadores han observado que diversos factores, como 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 lugar a un problema de falta de financiación . La consecuencia es que los precios pagados a los proveedores en el "mercado" están sustancialmente por debajo de los niveles necesarios para estimular la entrada de nuevos competidores. 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.

En los mercados LMP, donde existen restricciones en una red de transmisión, es necesario que se envíe generación más costosa al lado de la restricción. Los precios a ambos lados de la restricción se separan, dando lugar a precios por congestión y alquileres por restricción .

Una restricción puede producirse cuando una rama específica de la red alcanza su límite térmico o cuando se produce una sobrecarga potencial debido a un evento imprevisto (por ejemplo, la 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 se produce un evento imprevisto, 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 las restricciones y el redistribución resultantes de los límites térmicos se identifican/predicen, pero no las restricciones y el redistribución resultantes de las deficiencias de potencia reactiva. Algunos sistemas toman 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. [ 50 ] Este proceso se lleva a cabo para cada intervalo de 5 minutos, media hora u hora (dependiendo del mercado) en cada nodo de la red de transmisión . El cálculo hipotético de redistribución que determina el LMP debe respetar las restricciones de seguridad y el cálculo de redistribución debe dejar un margen suficiente para mantener la estabilidad del sistema en caso de una interrupción no planificada en cualquier punto del sistema. Esto da como resultado un mercado spot con "despacho económico basado en ofertas, con restricciones de seguridad y precios nodales".

Muchos mercados consolidados no utilizan precios nodales; ejemplos de ello son el Reino Unido, EPEX SPOT (la mayoría de los países europeos) y Nord Pool Spot (países nórdicos y bálticos).

Gestión de riesgos

La gestión del riesgo financiero suele ser una prioridad para los participantes en los mercados eléctricos desregulados debido a los importantes riesgos de precio y volumen que estos mercados pueden presentar. Una consecuencia de la complejidad de un mercado eléctrico mayorista es la elevada volatilidad 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 centrales generadoras y la relación entre la demanda y los patrones climáticos. El riesgo de precio puede manifestarse mediante picos de precios difíciles de predecir y fluctuaciones bruscas cuando la posición del combustible o de la central subyacente varía durante largos periodos.

El riesgo de volumen se utiliza a menudo para describir 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 determinada con más de unos días de antelación, y un productor no puede predecir la hora exacta en que sufrirá una parada de 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 sufren paradas de planta 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, celebran contratos de cobertura entre sí. La estructura de estos contratos varía según el mercado regional debido a las diferentes convenciones y estructuras de mercado. Sin embargo, las dos formas más simples y comunes son los contratos a plazo a precio fijo para entrega física y los contratos por diferencias, donde las partes acuerdan un precio de ejercicio para períodos de tiempo definidos. En el caso de un contrato por diferencias , si el índice de precios mayoristas resultante (al que 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 al contado o precio de mercado, según el mercado.

En los mercados eléctricos sofisticados se negocian muchos otros mecanismos de cobertura, como contratos a corto plazo, licitaciones virtuales , derechos de transmisión financiera , opciones de compra y opciones de venta . En general, están diseñados para transferir riesgos financieros entre los participantes.

Limitación de precios y subsidios cruzados

Debido a los altos precios del gas a raíz de la disputa sobre el gas entre Rusia y la Unión Europea en 2022 , a finales de ese año la UE limitó los precios de la energía no proveniente del gas a 180 euros por megavatio hora [ 51 ] y el Reino Unido está considerando la posibilidad de limitar los precios. [ 52 ] Los combustibles fósiles, especialmente el gas, podrían tener precios más altos que las energías renovables, y los ingresos que superen el límite subvencionarían a algunos consumidores, como en Turquía . Un estudio académico sobre un límite de precios anterior en ese mercado concluyó que redujo el bienestar, [ 53 ] y otro estudio afirmó que un límite de precios en toda la UE conllevaría el riesgo de "una espiral interminable de precios de importación más altos y mayores subvenciones". [ 54 ] 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, [ 55 ] sin embargo, políticamente esto es difícil. [ 56 ]

Mercados mayoristas de electricidad

Intercambios de energía eléctrica

Una bolsa de energía eléctrica es una bolsa de materias primas que comercia con energía eléctrica :

Comercio internacional

La electricidad en sí misma, o los productos elaborados con mucha electricidad, exportados a otro país pueden estar sujetos a un arancel al carbono si el país exportador no tiene un precio del carbono : por ejemplo, como el Reino Unido tiene el Sistema de Comercio de Emisiones del Reino Unido (UK ETS), no se le aplicaría el Mecanismo de Ajuste en Frontera del Carbono de la UE , mientras que Turquía no tiene un precio del carbono, por lo que sí podría estar sujeta a dicho arancel. [ 85 ]

Posibles cambios futuros

En lugar del orden de mérito tradicional basado en el costo, cuando hay un exceso de generación se ha sugerido reducir la producción de las plantas que más dañan la salud. [ 86 ] Debido al crecimiento de las energías renovables y la crisis energética mundial de 2021-2022, algunos países están considerando cambiar sus mercados de electricidad. [ 87 ] [ 88 ] [ 89 ] Por ejemplo, algunos europeos sugieren desacoplar los precios de la electricidad de los precios del gas natural. [ 90 ]

mercado minorista de electricidad

Existe un mercado minorista de electricidad cuando los consumidores finales pueden elegir a su proveedor entre diferentes compañías eléctricas ; en Estados Unidos, este tipo de elección del consumidor se denomina «libertad de elección energética». Otro aspecto importante en los mercados eléctricos es si los consumidores pagan precios en tiempo real (basados ​​en el precio mayorista variable) o si el precio se establece de otra manera, como por ejemplo, en función del coste medio anual. En muchos mercados, los consumidores no pagan según el precio en tiempo real y, por lo tanto, no tienen incentivos para reducir la demanda en momentos de precios (mayoristas) elevados ni para desplazarla a otros periodos. La gestión de la demanda puede utilizar mecanismos de tarificación o soluciones técnicas para reducir la demanda máxima.

En general, la reforma del mercado minorista de electricidad se deriva de la reforma del mercado mayorista. Sin embargo, es posible que exista una única empresa generadora de electricidad y, al mismo tiempo, competencia en el mercado 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 de dicho 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.

Si bien las estructuras de mercado varían, existen algunas funciones comunes que un comercializador de electricidad debe poder realizar, o para las que debe suscribir un contrato, para competir eficazmente. El fallo o la incompetencia en la ejecución de una o más de las siguientes funciones han provocado graves desastres financieros:

Las dos principales áreas de debilidad han sido la gestión de riesgos y la facturación. En Estados Unidos, en 2001, la deficiente regulación de la competencia minorista en California provocó la crisis eléctrica del estado y dejó a los minoristas establecidos sujetos a altos precios al contado, pero sin la capacidad de protegerse contra ellos. [ 91 ] En el Reino Unido, un minorista, Independent Energy, con una gran base de clientes, quebró al no poder cobrar el dinero adeudado por sus clientes. [ 92 ]

La competencia en el sector minorista exige un acceso libre a las redes de distribución y transmisión. Esto, a su vez, requiere la fijación de precios para ambos servicios. Además, deben garantizar una rentabilidad adecuada para los propietarios de las redes y fomentar 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 coste de disponer de la red de cables y acceder a ella, o el derecho a utilizar la red de transmisión y distribución existente. La tarifa regular refleja el coste marginal de la transferencia de electricidad a través de la red existente.

Existe nueva tecnología disponible, que ha sido puesta a prueba por el Departamento de Energía de EE. UU., que podría ser más adecuada para la fijación de precios de mercado en tiempo real. Un posible uso de la SOA (arquitectura orientada a servicios) basada en eventos podría ser un mercado eléctrico virtual donde las secadoras de ropa domésticas puedan pujar por el precio de la electricidad que consumen en un sistema de precios de mercado en tiempo real. [ 93 ] 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. [ 94 ] 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. [ 95 ]

Por un lado, los dispositivos de consumo pueden pujar por energía en función de cuánto esté dispuesto a pagar el propietario del dispositivo, precio que el consumidor haya establecido previamente. [ 96 ] Por otro lado, los proveedores pueden presentar ofertas automáticamente desde sus generadores de electricidad, en función del coste de puesta en marcha y funcionamiento de los generadores. Además, los proveedores de electricidad podrían realizar análisis de mercado en tiempo real para determinar el retorno de la inversión y así optimizar la rentabilidad o reducir el coste de los bienes para el usuario final . Los efectos de un mercado minorista de electricidad competitivo varían entre los estados, pero generalmente parecen reducir los precios en los estados con alta participación y aumentarlos en los estados con poca participación de los clientes. [ 97 ]

El software SOA basado en eventos podría permitir a los propietarios personalizar diversos dispositivos eléctricos en sus hogares para lograr el nivel de confort o ahorro deseado. Este software también podría responder automáticamente a las fluctuaciones del precio de la electricidad, en intervalos de tan solo cinco minutos. Por ejemplo, para reducir el consumo eléctrico en las horas punta (cuando la electricidad es más cara), el software podría bajar automáticamente la temperatura del termostato de la calefacción central (en invierno) o subirla en el sistema de refrigeración (en verano).

Experiencia en mercados desregulados

Las comparaciones entre la experiencia de los diseños de mercado tradicionales y competitivos han arrojado resultados mixtos. La experiencia de EE. UU., donde las empresas de servicios públicos desreguladas operan junto con las integradas verticalmente, muestra cierta evidencia de una mayor eficiencia: [ 98 ]

  • Las centrales nucleares y de carbón desreguladas (pero no las de gas) superaron en rendimiento a sus homólogas integradas verticalmente;
  • Las plantas desreguladas optaron por estrategias menos intensivas en capital para cumplir con las regulaciones;
  • El comercio mayorista permitió un uso sustancialmente mejor de las instalaciones de generación;
  • Las desviaciones de los precios con respecto a los costos (los márgenes de las empresas generadoras) habían aumentado.

Schmalensee concluye que es plausible que la reestructuración haya resultado en precios mayoristas más bajos, al menos en EE. UU. y el Reino Unido. [ 99 ] 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 a la doble extracción del margen de beneficio por parte de las dos empresas separadas verticalmente. [ 100 ]

En cuanto a la suficiencia de recursos , el mercado estadounidense al inicio de la reestructuración tenía un exceso de capacidad de generación, lo que confirmaba la expectativa de que los precios regulados incentivaran a los generadores a sobreinvertir. La esperanza inicial de que el flujo de ingresos fuera suficiente para continuar 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 escasezes); el problema de la sobreinversión fue reemplazado por la subinversión, lo que redujo la fiabilidad de la red. En respuesta, se instituyeron importantes pagos de transferencia por capacidad (en EE. UU. en 2018 los pagos llegaron a alcanzar hasta el 47 % de los ingresos de la nueva unidad). [ 99 ] 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 en las reglas (el esquema tradicional garantizaba la recuperación de costos), por lo que es improbable una mejora de la eficiencia en esta área. [ 101 ]

La introducción de la elección de proveedor y la fijación de precios variables en el mercado minorista fue respaldada con entusiasmo por los grandes consumidores (empresas) que pueden emplear técnicas de cambio de horario de consumo para beneficiarse de la tarificación por franjas horarias y tener acceso a coberturas contra precios muy elevados. [ 101 ] La aceptación entre los clientes residenciales en EE. UU. fue mínima. [ 102 ]

Muchos mercados regionales han alcanzado cierto éxito, y la tendencia actual sigue siendo hacia la desregulación y la introducción de la competencia. Sin embargo, en 2000/2001 [ 103 ], importantes fracasos como la crisis eléctrica de California y el escándalo de Enron provocaron una ralentización del ritmo de cambio y, en algunas regiones, un aumento de la regulación del mercado y una reducción de la competencia. No obstante, esta tendencia se considera generalmente temporal frente a la tendencia a largo plazo hacia mercados más abiertos y competitivos. [ 104 ]

A pesar de la buena acogida que tienen conceptualmente las soluciones de mercado, el problema de la falta de financiación ha resultado hasta ahora irresoluble. Si los precios de la electricidad alcanzaran los niveles necesarios para incentivar la nueva generación y transmisión comercial (es decir, basada en el mercado), los costes para los consumidores serían políticamente difíciles de asumir.

El aumento de los costos anuales para los consumidores solo en Nueva Inglaterra se calculó en 3  mil millones de dólares durante las recientes audiencias de la FERC sobre la estructura del mercado NEPOOL . Se han propuesto varios mecanismos para NEPOOL, PJM y NYPOOL que buscan incentivar nuevas inversiones donde más se necesitan mediante pagos de capacidad mejorados (pero solo en zonas donde se prevé un déficit de generación) , y se engloban bajo el nombre genérico de "capacidad de ubicación" o LICAP (la versión de PJM se denomina "Modelo de Precios de Confiabilidad" o "RPM"). [ 105 ]

Mercado de capacidad

En una red desregulada, se necesitan 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 AR), pero la mayor parte del tiempo estos recursos están inactivos y no generan ingresos por la venta de electricidad. Dado que "los mercados de energía únicamente tienen el potencial de generar un punto de equilibrio para el mercado que no es consistente con lo que los usuarios y los reguladores desean ver", [ 106 ] todos los mercados mayoristas de electricidad existentes dependen de límites de oferta de alguna forma. [ 20 ] Estos límites impiden que los proveedores recuperen completamente su inversión en la capacidad de reserva a través de la fijación de precios por escasez , creando un problema de dinero faltante para los generadores. [ 107 ] Para evitar la subinversión en la capacidad de generación y transmisión, todos los mercados emplean algún tipo de transferencias de AR. [ 108 ]

El regulador típico exige que un minorista adquiera capacidad firme equivalente al 110-120% de su potencia máxima anual. Los contratos son bilaterales (entre los minoristas y los propietarios de generadores) o se negocian en un mercado centralizado de capacidad (como ocurre, por ejemplo, en la red eléctrica del este de Estados Unidos). [ 108 ]

Pavo

Se afirma que el mecanismo de capacidad [ 109 ] es un mecanismo para subvencionar el carbón en Turquía , [ 110 ] y ha sido criticado por algunos economistas, ya que dicen que fomenta la retención estratégica de capacidad. [ 111 ] 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 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. [ 112 ]

Reino Unido

El Mercado de Capacidad forma parte del paquete de Reforma del Mercado Eléctrico del gobierno británico. [ 113 ] Según el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial , «el Mercado de Capacidad garantizará la seguridad del suministro eléctrico mediante un pago a las fuentes de capacidad fiables, además de sus ingresos por electricidad, para asegurar que suministren energía cuando sea necesario. Esto fomentará la inversión necesaria para reemplazar las centrales eléctricas más antiguas y proporcionar respaldo a las fuentes de generación de bajas emisiones de carbono, más intermitentes e inflexibles ». [ 114 ]

Subastas

Cada año se realizan dos subastas del mercado de capacidad. La subasta T-4 compra capacidad que se entregará en cuatro años, y la subasta T-1 es una subasta complementaria que se celebra justo antes de cada año de entrega. [ 115 ] Los resultados de las subastas del mercado de capacidad se han publicado durante varios años. [ 116 ] [ 117 ] [ 118 ]

  • 2023, 7,6 GW para entrega en 2024/25, principalmente gas y nuclear [ 119 ]
  • 2023, 42,8 GW para entrega en 2027/28, principalmente gas [ 120 ]

Definiciones

El documento de orientación de National Grid para los participantes del mercado de capacidad proporciona las siguientes definiciones:

  • "CMU (Unidad de Mercado de Capacidad): esta es la(s) Unidad(es) de Generación o Capacidad DSR que se está(n) precalificando y que finalmente proporcionará Capacidad si obtiene un Acuerdo de Capacidad". [ 121 ]
  • "Una CMU generadora es una unidad generadora que proporciona electricidad, es capaz de ser controlada independientemente de cualquier otra unidad generadora fuera de la CMU, se mide mediante uno o más contadores de media hora y tiene una capacidad de conexión superior a 2 MW". [ 121 ]
  • "Una DSR CMU es un compromiso de una persona para proporcionar una cantidad de capacidad mediante un método de respuesta a la demanda, ya sea reduciendo la importación de electricidad de los clientes de DSR, medida por uno o más medidores de media hora, exportando electricidad generada por una o más unidades generadoras autorizadas en el sitio o variando la demanda de potencia activa en respuesta a cambios en la frecuencia del sistema". [ 121 ]

Estados Unidos

En Estados Unidos, los organismos reguladores y las organizaciones regionales de transmisión tienen políticas diferentes sobre si debería existir un mercado de capacidad y cómo debería estructurarse.

Nueva Inglaterra

En 2008, tres años después de convertirse oficialmente en una organización regional de transmisión, ISO New England celebró su primera subasta de capacidad anticipada. [ 122 ] En este diseño, se realizó una subasta de capacidad tres años antes del "período de compromiso de capacidad", el año (calculado del 1 de junio al 31 de mayo) en el que el generador o recurso de respuesta a la demanda debía estar disponible para su despacho. Antes de la subasta, la ISO determinaría la cantidad de capacidad a adquirir (el "requisito de capacidad instalada"), y los recursos tendrían la oportunidad de entrar al mercado (si eran nuevos) o salir de él. La subasta de capacidad sigue un modelo de "reloj descendente": el precio comienza alto y se reduce en rondas sucesivas hasta que se encuentra un precio por debajo del cual no hay suficientes recursos dispuestos a vender para satisfacer el requisito. Todos los recursos que se adjudican en la subasta reciben la misma tarifa por su capacidad. Hubo tres subastas anuales de reconfiguración antes del período de compromiso de capacidad, lo que permitió a los recursos ajustar sus ofertas de capacidad a las circunstancias cambiantes, y subastas mensuales de reconfiguración dos meses antes de la entrega. Los recursos que recibieron una obligación de suministro de capacidad estaban obligados a ofrecer energía en los mercados energéticos en cantidades mayores o iguales a su obligación, si era físicamente posible, y podían ser multados por no poder suministrar la capacidad comprometida. [ 123 ]

A partir de finales de 2022, ISO New England comenzó a estudiar estructuras alternativas para el mercado de capacidad, considerando cambios tanto en el momento de las subastas de capacidad como en la forma en que se acreditarían los recursos que ofrecieran en el mercado ( es decir , cómo ISO determinaría cuánta capacidad se le permitiría ofrecer a cada recurso). Una consideración importante fue si se debía tener un mercado estacional, reflejando el hecho de que algunos recursos tienen capacidad dependiente del clima y que la demanda máxima en el sistema eléctrico es diferente en los meses de verano e invierno. Otra preocupación era evitar que los recursos "fantasma" —es decir, generadores que se planea construir pero que no han demostrado su operación comercial— influyeran en el mercado de capacidad, que en el antiguo diseño del mercado de capacidad a plazo requería garantías financieras de los nuevos recursos. [ 124 ]

En noviembre de 2023, la ISO presentó ante la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) una solicitud para retrasar la 19.ª subasta de capacidad a plazo, que debía celebrarse en febrero de 2025, para el período de compromiso de junio de 2028 a mayo de 2029. [ 125 ] En 2024, tras considerar el asesoramiento de consultores independientes, la ISO volvió a presentar una solicitud para retrasar la subasta dos años, hasta 2027, con la intención de que el nuevo diseño de la subasta se aprobara antes de esa fecha, a tiempo para que la subasta de capacidad de 2028-29 se llevara a cabo bajo las nuevas normas. [ 126 ] La FERC concedió el aplazamiento el 20 de mayo de 2024. [ 127 ]

A finales de 2025, ISO New England presentó su primer conjunto de cambios tarifarios para el mercado de capacidad reformado, trasladando la subasta para que se realice inmediatamente antes del período de compromiso y cambiando la forma en que se manejan los retiros de recursos, con cambios tarifarios adicionales que se espera que se presenten más adelante para abordar la acreditación de recursos estacionales. [ 128 ] Los cambios dejan a PJM como el último operador de red regional que aún utiliza la estructura del mercado de capacidad a tres años vista ("a futuro"). [ 129 ] La FERC aceptó estos cambios tarifarios el 30 de marzo. [ 130 ]

Se espera que la segunda presentación de tarifas, que implementa las reformas de estacionalidad y acreditación, tenga lugar en el cuarto trimestre del año calendario 2026. [ 131 ] La última subasta de capacidad a plazo realizada bajo las reglas antiguas, para el período de compromiso del 1 de junio de 2027 al 31 de mayo de 2028, tuvo lugar el 5 de febrero de 2024 y adquirió 31.556 megavatios de capacidad a un precio de liquidación final de $3,58 por kilovatio-mes. [ 132 ]

Mercado de control de frecuencia

En muchos mercados eléctricos existen mercados especializados para la prestación de servicios auxiliares y de control de frecuencia (FCAS). Si en algún momento el sistema eléctrico tiene un suministro (generación) superior a la demanda, la frecuencia aumentará. Por el contrario, si el suministro de electricidad es insuficiente para satisfacer la demanda, la frecuencia del sistema disminuirá. Si la disminución es excesiva, el sistema eléctrico se volverá inestable. Los mercados de control de frecuencia son adicionales e independientes del mercado mayorista de electricidad. Estos mercados incentivan la prestación de servicios de aumento o disminución de frecuencia. El aumento de frecuencia implica la provisión rápida de generación adicional de electricidad para que la oferta y la demanda se ajusten mejor. [ 133 ]

Ejemplos

Diseño típico de mercado mayorista estadounidense

En Estados Unidos, siete Operadores Independientes del Sistema (ISO) y Organizaciones Regionales de Transmisión (RTO) gestionan la red de transmisión y facilitan el comercio mayorista de electricidad para más del 60% del suministro eléctrico del país. [ 134 ] Estos mercados mayoristas de gestión centralizada suelen operar mediante un sistema de dos liquidaciones , que consiste en un Mercado del Día Anterior (DAM) y un Mercado en Tiempo Real (RTM), para coordinar el compromiso y el despacho de los recursos de generación. [ 134 ] Los principales participantes en estos mercados mayoristas son

  • Empresas generadoras (GenCos) que poseen y operan los recursos de generación conectados a la red de transmisión que suministran energía a la red. Las GenCos participan presentando ofertas de suministro al ISO, las cuales caracterizan sus límites operativos y costos, incluidos los costos de arranque, los costos en vacío y los costos de energía variable. [ 135 ]
  • Entidades proveedoras de carga que compran energía a granel en el mercado mayorista para abastecer a clientes minoristas. [ 134 ] Las LSE participan presentando ofertas de demanda que especifican la cantidad de energía que pretenden consumir en ubicaciones y niveles de precios específicos. [ 135 ]

Mercado del día anterior (DAM)

El mercado del día siguiente permite a los participantes del mercado asegurar precios y horarios de energía un día antes del día de operación. [ 136 ] Los LSE presentan sus ofertas de demanda y los GenCos presentan sus ofertas de suministro para el próximo día de operación. [ 135 ] El ISO resuelve un problema de compromiso de unidades con restricciones de seguridad (SCUC) para determinar el estado óptimo de "encendido/apagado" de las unidades generadoras y los niveles de despacho que minimizan los costos totales del sistema al tiempo que satisfacen las restricciones de transmisión. [ 135 ] El DAM produce precios marginales de ubicación (LMP) por hora para el día siguiente , que reflejan el costo marginal de suministrar la siguiente unidad de energía en una ubicación específica. [ 135 ]

Fiabilidad y compromiso residual de la unidad

Tras el cierre del mercado diario, los ISO suelen realizar un proceso de Compromiso de Unidad Residual (RUC) o verificación de confiabilidad. [ 135 ] Mientras que el DAM se liquida en función de las ofertas y demandas financieras, el proceso RUC garantiza que el sistema tenga suficiente capacidad física comprometida para satisfacer la previsión de carga centralizada del propio ISO, que puede diferir de la demanda de oferta liquidada en el DAM. [ 135 ] Si el programa del DAM es insuficiente para satisfacer la previsión de confiabilidad, el ISO compromete recursos adicionales durante esta etapa para garantizar la confiabilidad de la red. [ 135 ]

Mercado en tiempo real

El mercado en tiempo real (RTM) equilibra la oferta y la demanda durante la jornada operativa real, teniendo en cuenta las desviaciones del programa del día siguiente y las condiciones imprevistas del sistema (p. ej., fallos de generadores o fluctuaciones de carga). [ 137 ] El ISO ejecuta un algoritmo de despacho económico con restricciones de seguridad (SCED), normalmente cada 5 a 15 minutos, para determinar las instrucciones de despacho en tiempo real para los generadores. [ 138 ] La liquidación financiera se basa en las desviaciones. Los participantes pagan o reciben el LMP en tiempo real por cualquier cantidad de energía consumida o producida que difiera de su programa del día siguiente. [ 138 ]

Servicios auxiliares

Además de la energía, los ISO gestionan los mercados de servicios auxiliares para mantener la frecuencia y la estabilidad del sistema. [ 138 ] Estos servicios, como la regulación y las reservas operativas, suelen optimizarse conjuntamente con la energía tanto en los mercados diarios como en los de tiempo real para garantizar el uso más eficiente de la capacidad de generación. [ 138 ]

Véase también

Referencias

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  • Diseño de mercado de cero emisiones netas
  • Lista de bolsas de energía eléctrica a nivel mundial
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