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Articulo de referencia

Congestión de la transmisión

En ingeniería eléctrica , la congestión de la transmisión ocurre cuando las líneas de transmisión sobrecargadas en una red eléctrica no pueden transportar flujo adicional de ele...

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En ingeniería eléctrica , la congestión de la transmisión ocurre cuando las líneas de transmisión sobrecargadas en una red eléctrica no pueden transportar flujo adicional de electricidad debido al riesgo de sobrecalentamiento. Durante la congestión de la red, el operador del sistema de transmisión (TSO) debe ordenar a los proveedores que ajusten sus niveles de despacho para adaptarse a la restricción. [ 1 ] En un mercado eléctrico, una central eléctrica puede producir electricidad a un precio competitivo, pero no puede transmitirla a un comprador dispuesto. [ 2 ] La congestión aumenta los precios de la electricidad para algunos clientes. [ 3 ]

Definiciones

No existe una definición universalmente aceptada de congestión de la transmisión. [ 2 ] La congestión no es un evento, por lo que con frecuencia no es posible determinar su lugar y momento (en este sentido, es similar a la congestión del tráfico [ 4 ] ). Los reguladores definen la congestión como una condición que impide que se completen las transacciones del mercado, [ 2 ] mientras que un operador del sistema de transmisión la considera como la incapacidad de mantener la seguridad de la operación del sistema eléctrico con el flujo de potencia programado para la red. [ 3 ]

La congestión es un síntoma de una restricción o una combinación de restricciones en un sistema de transmisión, [ 3 ] generalmente los límites al flujo físico de electricidad se utilizan para prevenir el sobrecalentamiento, niveles de voltaje inaceptables y la pérdida de estabilidad del sistema. La congestión puede ser permanente, un efecto de la configuración del sistema, o temporal, debido a una falla en el equipo de transmisión. [ 5 ]

Gestión de la congestión

Evitar la congestión es esencial para un mercado eléctrico competitivo y constituye uno de los problemas más complejos de su diseño. El objetivo es garantizar que el flujo de potencia, tal como lo define el resultado del mercado mayorista, no infrinja las restricciones durante el funcionamiento normal de la red y en caso de fallo de algún componente (el llamado criterio n-1 ). [ 6 ]

Los mercados existentes emplean diversos enfoques para resolver el problema. En un extremo se encuentra la "fijación de precios uniforme", que ignora por completo las restricciones de transmisión y permite que el mercado determine un precio único para todas las ubicaciones ("nodos"). En el otro extremo, la " fijación de precios marginal por ubicación " tiene en cuenta todas las restricciones al definir un precio diferente para cada nodo (de ahí su otro nombre: "fijación de precios nodal"). [ 6 ]

La fijación de precios uniforme ofrece la ventaja de un diseño de mercado transparente y una liquidación rápida, lo que permite que las subastas se realicen con frecuencia. Normalmente, comienzan un día antes de la entrega (subasta "diaria") y continúan hasta la entrega (subastas "intradiarias"). Sin embargo, el resultado del mercado podría infringir las restricciones de congestión y, por lo tanto, no poder implementarse en el momento de la entrega (en "tiempo real"). En tal caso, el operador del sistema de transmisión (TSO) interviene y utiliza la llamada redistribución del sistema , modificando los horarios de los generadores para que se pueda atender la carga. [ 6 ] Los pagos por redistribución suelen negociarse con antelación y los proveedores reciben el pago según sus ofertas, en un modelo de "mando y control", sin crear un mercado. [ 7 ]

Con la tarificación nodal, se tienen en cuenta todas las restricciones de la red durante la liquidación y se establecen precios diferentes para distintos nodos, lo que normalmente requiere que el operador independiente del sistema (ISO) gestione la liquidación del mercado . [ 8 ] El inconveniente de la tarificación nodal es que los mercados locales podrían no tener suficientes participantes para funcionar de manera eficiente. En particular, en las zonas de carga (áreas de la red con carga concentrada y falta de líneas de conexión con el resto del sistema) un gran generador podría ejercer un poder de mercado significativo , lo que obligaría a que el precio de este nodo se regule directamente en función del coste .

La tarificación zonal representa un compromiso en el que la red se divide en zonas relativamente grandes, el precio de la electricidad dentro de cada zona es uniforme (y, por lo tanto, la congestión intrazona debe resolverse con una redistribución), pero las restricciones interzonales se tienen en cuenta durante la liquidación del mercado mediante precios diferentes para diferentes zonas. [ 9 ]

La "fijación de precios discriminatoria" implica que, en caso de que el operador del sistema acepte sus ofertas, los proveedores reciben el importe de su oferta ("pago según oferta" [ 10 ] "pago según oferta"). [ 11 ] La fijación de precios discriminatoria también se utiliza en un escenario de redistribución basado en el mercado ( comercio de contrapartida ). [ 7 ]

Derechos de transmisión

Para evitar la congestión, podría ser necesario denegar algunas transacciones de transmisión. Una forma de hacerlo es mediante los derechos de transmisión . El propietario de un derecho de transmisión tiene derecho a transportar una cantidad predefinida de energía eléctrica desde una ubicación de origen en la red hasta el destino. Hay dos tipos de derechos de transmisión: [ 12 ]

  • El derecho físico de transmisión ( PTR ) proporciona un derecho de propiedad sobre una porción de la capacidad de una línea de transmisión, que se reserva para el uso exclusivo del titular (el titular puede negar el acceso a la capacidad de transmisión a quienes no sean titulares). El derecho se puede adquirir construyendo una línea de transmisión o comprándolo a otro titular, por lo que los costos generalmente se conocen de antemano. El propietario puede "subarrendar" la capacidad para complementar el retorno de la inversión (por ejemplo, en un momento en que la capacidad no se está utilizando). Los PTR son esencialmente autoprogramables y, en la práctica, no solo pueden interferir con la capacidad de un operador del sistema para realizar el despacho económico , sino que son incompatibles con la fijación de precios marginales por ubicación , ya que el titular de un derecho de, digamos, A a B, puede aumentar artificialmente los precios en B (y disminuir los precios en A) simplemente reteniendo el acceso;
  • El derecho financiero de transmisión ( FTR , por sus siglas en inglés) es similar al derecho de transmisión de potencia (PTR, por sus siglas en inglés) en apariencia (especifica la fuente, el destino y la potencia en MW ), pero no reserva la línea, sino que proporciona a su titular un pago equivalente a la diferencia en el precio de la electricidad entre la fuente y el destino (en forma de renta por congestión ). Los fondos para este pago se recaudan cuando la electricidad se compra en la ubicación de menor costo y se revende en la de mayor costo, por lo que los FTR no pueden utilizarse en un mercado de precios uniformes.

Ejemplo de una operación FTR

En un ejemplo sencillo de operación FTR, [ 13 ] las ubicaciones A y B están conectadas con una línea de 1000 MW. La ubicación A tiene una carga de 200 MW y dos compañías generadoras:

  • GA1 con una capacidad de 1000 MW y un coste marginal de 10 $/MW;
  • GA2 con una capacidad de 1000 MW y un coste marginal de 15 $/MW.

La ubicación B tiene una carga de 2500 MW y un único generador GB con una capacidad de 2000 MW y un coste marginal de 30 $/MW.

El mercado eléctrico con precios basados ​​en la ubicación utilizará plenamente la línea de 1000 MW y se establecerá en:

  • $15 en la ubicación A, ya que GA1 no puede satisfacer toda la demanda (línea de transmisión más carga local) y, por lo tanto, el precio será determinado por GA2;
  • $30 en B: la línea de transmisión no puede satisfacer toda la carga local y, por lo tanto, el precio lo determina GB.

GA1, que es quien más se beneficiaría si se mejoraran las conexiones entre A y B, decide construir otra línea de transmisión de 1000 MW. Ahora no hay congestión y el mercado se estabilizará al mismo precio en A y B (30 dólares, ya que GA1 y GA2 no pueden satisfacer toda la demanda y el precio estará determinado por el costo de GB). GA1 conservará el FTR para 1000 MW, pero no percibirá ningún beneficio por este derecho, sino que se embolsará la diferencia entre su costo de 10 dólares y el precio de 30 dólares.

Se construye una nueva planta, GA3, en A con una capacidad de 1000 MW y un costo marginal de $9/MW. Ahora el precio en A vuelve a ser de $15 (determinado por GA2), mientras que el precio en B sigue siendo de $30. Aunque la línea construida por GA1 ahora podría ser utilizada efectivamente por GA3, GA1, como titular de FTR, recibe la renta por congestión de la electricidad transmitida a través de la línea en la que GA1 había invertido. El acuerdo funciona como si GA1 hubiera arrendado la línea a GA3 por su valor total, por lo que los FTR son similares a los valores negociables , pero con negociación automatizada. [ 13 ]

cargo por acceso a la transmisión

Algunos operadores de sistemas de transmisión ofrecen al propietario de los derechos de transmisión la recaudación de las tarifas de transmisión en su nombre. Por ejemplo, en California, el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO) ofrece a los propietarios de derechos de transmisión un esquema en el que estos ceden el control operativo de su infraestructura a CAISO a cambio del "Requisito de Ingresos por Transmisión" (TRR), que recupera los costos del propietario. A su vez, CAISO recauda el Cargo por Acceso a la Transmisión (TAC) de las empresas de servicios públicos en función de la carga bruta , [ 14 ] y estas facturan el TAC a sus clientes.

Referencias

  1. ↑ "¿Qué es la congestión eléctrica?" . tcaptx.com . Coalición de Texas para la Energía Asequible . Consultado el 14 de octubre de 2022 .
  2. 1 2 3 Zimmerman 2004 , pág. 219.
  3. 1 2 3 Zimmerman 2004 , pág. 220.
  4. ↑ Zimmerman 2004 , pág. 218.
  5. ↑ ENSO 2001 , pág. 7.
  6. 1 2 3 Staudt 2019 , pág. 29.
  7. 1 2 Holmberg y Lazarczyk 2015 , pág. 147.
  8. ↑ Staudt 2019 , págs .
  9. ↑ Staudt 2019 , pág. 30.
  10. ↑ Rassenti, Smith y Wilson 2003 .
  11. ↑ Holmberg y Lazarczyk 2015 , pág. 146.
  12. ↑ Lyons, Fraser y Parmesano 2000 , págs. 32–33.
  13. 1 2 Lyons, Fraser y Parmesano 2000 , pág. 34.
  14. ↑ Alaywan, Ziad; Wu, Tong (2003). "Efectos de los derechos de transmisión de las empresas en la asignación de ingresos por transmisión en California" . IEEE - PES. pág. 3. Recuperado el 9 de abril de 2024 . 

Fuentes

  • Zimmerman, Charles (1 de enero de 2004). «Métodos de asignación de capacidad transfronteriza» . En Janusz Bielecki; Melaku Geboye Desta (eds.). Comercio de electricidad en Europa: Revisión de los desafíos económicos y regulatorios . Kluwer Law International BV, págs. 212-234 . ISBN  978-90-411-2279-7OCLC 1044101869 .​ 
  • ENSO (abril de 2001). "Conceptos clave y definiciones para productos de acceso a la transmisión" (Informe final) . entsoe.eu . ENTSO-E . Consultado el 14 de octubre de 2022 .
  • Staudt, Philipp (2019). Gestión de la congestión de la transmisión en redes eléctricas (PhD). Instituto Tecnológico de Karlsruhe .
  • Lyons, Karen; Fraser, Hamish; Parmesano, Hethie (diciembre de 2000). "Una introducción a los derechos financieros de transmisión" . The Electricity Journal . 13 (10): 31– 37. doi : 10.1016/S1040-6190(00)00164-0 . ISSN 1040-6190 . 
  • Holmberg, Pär; Lazarczyk, Ewa (1 de abril de 2015). "Comparación de técnicas de gestión de la congestión: precios nodales, zonales y discriminatorios". The Energy Journal . 36 (2). doi : 10.5547/01956574.36.2.7 . ISSN 0195-6574 . JSTOR 24695751 .  
  • Rassenti, Stephen J.; Smith, Vernon L.; Wilson, Bart J. (2003). "Subastas de precios discriminatorias en los mercados de electricidad: baja volatilidad a expensas de altos niveles de precios" . Journal of Regulatory Economics . 23 (2): 109– 123. doi : 10.1023/A:1022250812631 . ISSN 0922-680X .