Adecuación de los recursos

La adecuación de recursos ( AR , también conocida como adecuación de suministro ) en el ámbito de la energía eléctrica es la capacidad de la red eléctrica para satisfacer la demanda de energía del usuario final en cualquier momento (generalmente un problema en los picos de demanda ). La AR es un componente de la fiabilidad de la red eléctrica . ^{[ 1 ]} Por ejemplo, la red eléctrica debe disponer en todo momento de suficiente capacidad de generación no utilizada para hacer frente a fallos importantes de los equipos (por ejemplo, la desconexión de una unidad de energía nuclear o de una línea de alta tensión ) y a caídas en las fuentes de energía renovable variables (por ejemplo, la disminución de la producción eólica). El estándar de adecuación debe cumplir el índice de fiabilidad elegido , generalmente la pérdida esperada de carga (LOLE, por sus siglas en inglés) de 1 día en 10 años (denominada "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 , 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 cambios de capacidad. ^{[ 3 ]} Al discutir las necesidades de capacidad futuras, el término margen de reserva de planificación se utiliza como métrica. La North American Electric Reliability Corporation (NERC) utiliza por defecto el objetivo de reserva del 15% para los sistemas de energía principalmente térmicos , 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 lo tanto, el ORM es menor que el IRM ( CAISO permite un ORM tan bajo como el 3% ^{[ 5 ]} ).

En el caso de una empresa eléctrica integrada verticalmente, la RA formaba 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 monopolísticas 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 generalmente no era un problema. ^{[ 7 ]}

En una red desregulada, se necesitan incentivos para que los participantes del mercado construyan y mantengan recursos de generación y transmisión que algún día podrían ser necesarios para mantener el equilibrio de la red, pero que la mayor parte del tiempo permanecen inactivos y no generan ingresos por la venta de electricidad. Un operador independiente del sistema 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 de reserva para satisfacer el RA y, en su lugar, comprar "créditos ICAP" a otra empresa del pool que ya tenga dicha capacidad (la probabilidad de que dos empresas no alcancen sus objetivos de RA simultáneamente se considera insignificante). La obligación del ICAP no la exige un comprador, sino la organización regional de transmisión , que también exige a los proveedores que ofrezcan todos los recursos disponibles con un día de antelación ("oferta obligatoria"). Si se exige a una unidad que recibió el pago del ICAP, debe entrar en funcionamiento. ^{[ 8 ]}

El regulador típico requiere que una entidad proveedora de carga compre contratos de capacidad firme RA por 110-120% de su potencia pico anual. ^{[ 9 ]} Como cualquier esquema basado en capacidad, este enfoque depende de estimaciones creíbles de capacidad firme. Estas estimaciones son fáciles para fuentes despachables convencionales , ^{[ 10 ]} pero complicadas en el caso de la energía hidroeléctrica y renovable, 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 RA, ^{[ 13 ]} aunque 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 de servicios eléctricos a menudo no tienen la capacidad de desplazar su consumo fuera de los períodos de precios altos (considere, por ejemplo, las necesidades de calefacción ). En estas circunstancias, la fijación de precios por escasez no afecta inmediatamente al consumo y se vuelve punitiva. ^{[ 9 ]} "Los mercados de energía únicamente 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 todos los mercados mayoristas de electricidad del mundo dependen de límites de oferta de alguna forma. ^{[ 16 ]}

Wolak ^{[ 13 ]} señala que la combinación de topes de oferta y estrategias de mitigación de la escasez de electricidad ( apagones rotativos ) conduce a la necesidad de un mecanismo RA (Wolak llama a esta dependencia una externalidad de confiabilidad ): el tope de precio crea un incentivo para que las entidades proveedoras de carga (LSE) paguen menos por la electricidad en el mercado a plazo , mientras que los apagones rotativos penalizan por igual a las LSE que sí adquirieron recursos suficientes y a las que no. ^{[ 17 ]} Esto resulta en 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 participación creciente de las fuentes de energía renovables variables . ^{[ 9 ]}

• Tezak, Christine (24 de junio de 2005). Adecuación de recursos: ¡sopa de letras! (PDF) . Grupo de Investigación Stanford Washington.
• Wolak, Frank A. (julio de 2021), Adecuación de recursos a largo plazo en mercados mayoristas de electricidad con importantes fuentes de energía renovable intermitente (PDF) , Oficina Nacional de Investigación Económica, doi : 10.3386/w29033
• Aagaard, Todd; Kleit, Andrew N. (2022). "Demasiado nunca es suficiente: Construyendo la demanda del mercado de capacidad eléctrica" ​​(PDF) . Energy Law Journal . 43 (1). Washington: 79–124 .
• Pechman, Carl (1993). «Elección limitada por modelos y la determinación de la necesidad de capacidad de generación» . Regulating Power: The Economics of Electricity in the Information Age . Springer US. pp. 77–97 . doi : 10.1007/978-1-4615-3258-3_5 . ISBN  978-0-7923-9347-4.
• PJM (25 de agosto de 2021). "Manual PJM 20: Análisis de la suficiencia de recursos de PJM" . Planificación de la suficiencia de recursos de PJM .
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