Bolsillo de carga

Un bolsillo de carga es un área de la red eléctrica (normalmente pequeña) que tiene una capacidad limitada para importar electricidad debido a una concentración muy alta de la demanda o a capacidades de transmisión insuficientes ^[1] ( congestión de la transmisión ) y, por lo tanto, no puede ser abastecido completamente con energía sin la participación de proveedores locales de generación de electricidad . Un bolsillo de carga típico incluye una ciudad importante (por ejemplo, la ciudad de Nueva York , San Francisco , San Diego en los EE. UU.). La existencia de un bolsillo de carga suele indicar dificultades con la construcción de nueva generación o nueva transmisión, o ambas debido a las limitaciones del área o la presión política ^[2] y a pesar de que el bolsillo es un lugar atractivo para la inversión (los precios de congestión del mercado incentivan fuertemente la nueva generación dentro del bolsillo). ^[1] Los bolsillos de carga representan un problema para los mercados de electricidad desregulados , ya que en ausencia de regulación, los clientes cautivos se ven obligados a aceptar los precios establecidos por los proveedores locales. ^[3]

En los mercados de electricidad reestructurados, los bolsillos de carga crean un nuevo problema que no existe en los mercados de electricidad "tradicionales" ( integrados verticalmente ): mantener suficiente capacidad de transmisión/generación para que funcione un mercado competitivo es prohibitivamente ineficiente ^[4] , por lo que los generadores locales podrían ganar poder de mercado oligopólico y capacidad de controlar los precios, especialmente en picos de carga o durante un corte de energía en una gran instalación de generación ^[5] . Esto hace que retener capacidad para crear artificialmente una escasez de electricidad sea racional, lo que obliga a la autoridad reguladora a introducir topes de precios ^[5] . Los topes, a su vez, pueden crear un problema de dinero faltante ^{[6] .}

Los bolsillos de carga proporcionan buenos ejemplos de fricción del mercado : ^[2]

• El efecto " no en mi patio trasero " (típico en las áreas urbanas) hace que la construcción de nuevas plantas de energía o líneas aéreas de transmisión sea un fracaso desde un punto de vista político;
• los topes de precios y el compromiso unitario centralizado por parte de las organizaciones de transmisión regionales deprimen los precios de la capacidad de reserva fuera de línea, lo que hace que la construcción de nuevas turbinas de combustibles fósiles (necesarias para la confiabilidad de la red) resulte antieconómica;
• La construcción de nuevas líneas de transmisión también se enfrenta a la oposición de los titulares de derechos de transmisión financiera (DTR), ya que diluye el valor de los DTR existentes.

Los bolsillos de carga también generan problemas de confiabilidad. ^[1]

Se puede utilizar un ejemplo extremadamente simplificado para ilustrar la necesidad de compensar a los proveedores en el bolsillo de carga más allá del nivel definido por el amplio precio del mercado: ^[3]

• El sistema se divide en "norte" y "sur", con una línea de transmisión restringida entre ellos;
• La capacidad de la línea de transmisión no es suficiente para satisfacer toda la demanda del norte;
• El norte tiene un único proveedor con una planta antigua y un coste marginal elevado , el sur tiene múltiples generadores competitivos.

En estas condiciones, el norte es una bolsa de carga; un intento de crear un mercado separado para él fracasaría debido al poder monopolístico que tendría el proveedor local, mientras que al incluir tanto el norte como el sur en un mercado único, este mercado se vaciaría a un precio que no cubra los costos operativos en el norte. Por lo tanto, se requiere algún mecanismo de compensación para el generador del norte que no dependa del precio del mercado. ^[3]

Los contratos de "fiabilidad obligatoria" (Reliability Must Run, RMR) se crearon como una herramienta para mantener temporalmente en funcionamiento una planta antigua en caso de que sea necesario por razones de fiabilidad a pesar de sus altos costes operativos. El RMR es un contrato relativamente a largo plazo (un año o más) entre un operador independiente del sistema (ISO) y el generador para producir electricidad con un precio de coste más margen . Los RMR se utilizan para compensar a los proveedores actuales en los segmentos de carga. ^[4]

Además de los topes de precios y los RMR, los operadores del sistema abordan los problemas de los bolsillos de carga mediante una combinación de diferentes enfoques: ^[7]

• designar algunas rutas de transmisión como "no competitivas". Si una prueba del algoritmo de despacho que excluye las rutas no competitivas aumenta el nivel de despacho de algunas unidades, estas unidades quedan sujetas a medidas de mitigación de consumo de energía locales ^{[ ¿cuáles? ]} ;
• Introducción de precios de localización en los mercados de capacidad ;
• utilizando precios marginales localizacionales (LMP);
• obligar a las unidades a operar fuera del orden de mérito ;
• utilizando precios de escasez en las regiones designadas.

• Comité de Energía y Comercio, Congreso de los Estados Unidos (2005). "Respuesta de la FERC". La Ley de Política Energética de 2005: audiencias ante el Subcomité de Energía y Calidad del Aire del Comité de Energía y Comercio, Cámara de Representantes, Centésimo Noveno Congreso, primera sesión, 10 y 16 de febrero de 2005. Oficina de Imprenta del Gobierno de los Estados Unidos. ISBN 978-0-16-074752-6.OCLC 1108906604  .
• Cramton, Peter; Stoft, Steven (agosto de 2005). "Un mercado de capacidad que tiene sentido" (PDF) . The Electricity Journal . 18 (7): 43–54. Bibcode :2005ElecJ..18g..43C. doi :10.1016/j.tej.2005.07.003. ISSN  1040-6190. S2CID  7741124.
• Newbery, David (julio de 2016). "Falta de dinero y de mercados: fiabilidad, subastas de capacidad e interconectores" (PDF) . Energy Policy . 94 : 401–410. Bibcode :2016EnPol..94..401N. doi :10.1016/j.enpol.2015.10.028. ISSN  0301-4215.
• Benjamin, Richard (2008). "Generación, transmisión y el problema de la zona de carga" (PDF) . Foro de Energía de la IAEE . Segundo trimestre: 23–28.
• Wolak, Frank A.; Bushnell, James (2 de abril de 1999). "Contratos de confiabilidad obligatoria para el mercado eléctrico de California" (PDF) . Comité de Vigilancia del Mercado de la ISO de California.