Mercado eléctrico

En un sentido amplio, un mercado eléctrico es un sistema que facilita el intercambio de bienes y servicios relacionados con la electricidad. Durante más de un siglo de evolución de la industria de la energía eléctrica, la economía de los mercados de electricidad ha sufrido enormes cambios por razones que van desde los avances tecnológicos en el lado de la oferta y la demanda hasta la política y la ideología. Una reestructuración de la industria de la energía eléctrica a principios del siglo XXI implicó el reemplazo de la industria "tradicional" verticalmente integrada y estrictamente regulada; mercado eléctrico con múltiples mercados competitivos para la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad. Los enfoques de mercado tradicionales y competitivos corresponden vagamente a dos visiones de la industria: la desregulación estaba transformando la electricidad de un servicio público (como el alcantarillado) en un bien comerciable (como el petróleo crudo). A partir de la década de 2020, los mercados tradicionales siguen siendo comunes en algunas regiones, incluidas gran parte de los Estados Unidos y Canadá.

La idea inicial de una reestructuración simple del mercado mayorista de electricidad ("solo energía", reemplazando el precio de la electricidad regulado por uno definido por el mercado) no funcionó, por lo que la estructura competitiva del mercado mayorista de electricidad es bastante complejo y generalmente incluye (además de dos mercados para la electricidad en sí: mayorista, todos estos usan límites de oferta de alguna forma, y minorista):

• mercados de servicios auxiliares para los servicios no relacionados directamente con la producción de electricidad y por lo tanto no proporcionan ingresos en el modelo "sólo energético", pero esencial para el funcionamiento general del sistema (mercado de control de frecuencias, control de tensión y gestión de energía reactiva, etc.);
• mercado de capacidad o algún otro mecanismo que proporcione una corriente de ingresos necesaria para construir y mantener unidades de generación adicionales ("reserves") para el peor escenario. En un día típico, estas unidades nunca son llamadas (no "despachadas") y por lo tanto no producen ingresos de la venta de electricidad tampoco;
• mercado basado en costos con costos auditados reemplazando las ofertas de productores en lugares donde la potencia del mercado local es una preocupación (por ejemplo, en algunas partes de los Estados Unidos y países ricos en energía hidroeléctrica entera de América Latina).

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

Además, para la mayoría de los principales operadores, existen mercados de derechos de transmisión y derivados de electricidad, como opciones y futuros 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.

Incompleto

El mercado de la electricidad se caracteriza por características únicas que están ausentes en un mercado típico de productos básicos o bienes de consumo. Estas peculiaridades hacen que el mercado eléctrico sea fundamentalmente incompleto.

La electricidad es, por su naturaleza, difícil de almacenar y tiene que estar disponible bajo demanda. En consecuencia, a diferencia de otros productos, no es posible, en condiciones normales de funcionamiento, mantenerlo en stock, racionarlo o hacer cola por parte de los clientes, por lo que la oferta deberá coincidir muy de cerca con la demanda en todo momento a pesar de las continuas variaciones de ambas (llamado equilibrio de red). Con frecuencia, los únicos márgenes de seguridad son los proporcionados por la energía cinética de la maquinaria físicamente rotatoria (generadores síncronos y turbinas). Si hay un desajuste entre la oferta y la demanda, los generadores absorben energía extra al acelerar o producen más energía al disminuir la velocidad, lo que hace que la frecuencia de la red (50 o 60 hercios) aumente o disminuya. Sin embargo, la frecuencia no puede desviarse demasiado del objetivo: muchas unidades del equipo eléctrico pueden ser destruidas por la frecuencia fuera de los límites y, por lo tanto, se desconectarán automáticamente de la red para protegerse, lo que podría provocar un apagón.

Hay muchas otras limitaciones físicas y económicas que afectan a la red eléctrica y al mercado, algunas de las cuales crean falta de convexidad:

• un consumidor típico no es consciente de la frecuencia actual del sistema y paga un precio fijo para 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 renovable variable son intermitentes debido a la dependencia del clima y pueden aumentar o bajar literalmente de un minuto a otro;
• el combustible fósil y las plantas nucleares tienen restricciones a la velocidad de rampa: de 5 a 30 minutos en las plantas de gas a horas en la generación de carbón, e incluso más tiempo para las nucleares;
• muchas plantas de combustible fósil no pueden ser derribadas por debajo del 20-60% de la capacidad de placa de nombre;
• Debido al alto costo de la puesta en marcha, el costo de producción de electricidad podría diferir del costo marginal en algunos intervalos de tiempo, obligando así a los proveedores a ofertar por encima del costo marginal.

El diseño de la red de transmisión limita la cantidad de electricidad que se puede transmitir de un área estrechamente acoplada ("nodo") a otra, por lo que es posible que un generador en un nodo no pueda atender una carga en otro nodo (debido a la "congestión de transmisión"), creando potencialmente fragmentos del mercado que deben ser atendidos con generación local ("bolsillos de carga").

Mercado tradicional

Después de sus primeros años de existencia, la industria de suministro de electricidad fue regulada por los distintos niveles de gobierno. Para la década de 1950, se había desarrollado una amplia variedad de arreglos con diferencias sustanciales entre países e incluso a nivel regional, por ejemplo:

• Francia, Italia, la República de Irlanda y Grecia tenían una empresa nacional integrada verticalmente por el Gobierno;
• El Reino Unido tenía una generación y una transmisión de propiedad del Gobierno (Central Electricity Generating Board), pero la distribución se descentralizó en 14 juntas eléctricas;
• Alemania combina un pequeño número de empresas regionales integradas de generación y transmisión con distribución municipal;
• El Japón tiene 10 monopolios regionales integrados verticalmente;
• El suministro eléctrico de Noruega estaba principalmente a nivel de municipios;
• En EE.UU., una compleja mezcla de empresas, de propiedad privada o por niveles diferentes de gobierno, evolucionaron, mientras que la regulación favoreció la propiedad municipal y cooperativa. Por ejemplo, Hawái sólo tenía empresas de propiedad privada, Nebraska sólo de propiedad pública, la Autoridad del Valle de Tennessee (la empresa de mayor generación) es de propiedad federal, y el Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles es propiedad de la ciudad.

Estas diversas estructuras tenían algunas características unificadoras: muy poca dependencia de los mercados competitivos, ningún mercado mayorista formal y los clientes no podían elegir a sus proveedores.

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

• grandes utilidades suministraban electricidad a las más pequeñas (municipales o cooperativas) bajo contratos;
• ventas se realizaron entre las empresas verticalmente integradas para reducir los costos, a veces a través de las piscinas eléctricas.

En el lado minorista, a los clientes se les cobraban precios fijos regulados que no cambiaban con los costos marginales, las tarifas minoristas se basaban casi por completo en precios volumétricos (basados en las lecturas de medidores registradas mensualmente) y la recuperación de costos fijos se incluía en el precio per- precio del kWh.

El acuerdo de mercado tradicional se diseñó para el estado de la reestructuración previa común de la industria eléctrica (y sigue siendo común en algunas regiones, incluidas grandes partes de EE. UU. y Canadá). Schmalensee llama a este estado histórico (en oposición a uno emergente posterior a la reestructuración). En el régimen histórico casi todas las fuentes de generación pueden considerarse despachables (disponibles bajo demanda, a diferencia de las renovables variables emergentes).

Evolución de los mercados liberalizados

Chile se había convertido en pionero en la desregulación a principios de la década de 1980 (la ley de 1982 había codificado los cambios que se iniciaron en 1979). Solo unos años más tarde se formuló en EE. UU. el nuevo enfoque de mercado de la electricidad, popularizado en el influyente trabajo de Joskow y Schmalensee, "Markets for Power: An Analysis of Electrical Utility Deregulation" (1983). 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 elegir un proveedor para las juntas eléctricas y los clientes muy grandes (análogo a "wheeling" en los EE. UU.).

Mercado eléctrico mayorista

Un mercado mayorista de electricidad, también intercambio de energía o PX, (o intercambio de energía especialmente si también comercian con gas) es un sistema que permite compras, a través de ofertas de compra; ventas, a través de ofertas de venta. Las ofertas y demandas utilizan 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 de la competencia ofrecen su producción de electricidad a los minoristas. Luego, los minoristas vuelven a fijar el precio de la electricidad y la llevan al mercado. Si bien los precios mayoristas solían 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 usuarios finales que buscan eliminar gastos generales innecesarios en sus costos de energía están comenzando a reconocer las ventajas inherentes a tal movimiento de compra. Los consumidores que compran electricidad directamente de los generadores es un fenómeno relativamente reciente.

La compra de electricidad al por mayor no está exenta de inconvenientes (incertidumbre del mercado, costos de membresía, tarifas de establecimiento, inversión colateral y costos de organización, ya que la electricidad debería comprarse a diario), sin embargo, cuanto mayor sea el usuario final, 39;s carga eléctrica, mayor será el beneficio y el incentivo para hacer el cambio.

Para que prospere un mercado mayorista de electricidad económicamente eficiente, es esencial que se cumplan una serie de criterios, a saber, la existencia de un mercado al contado coordinado que tenga un "despacho económico basado en ofertas, con restricciones de seguridad y con precios nodales& #34;. Estos criterios han sido ampliamente adoptados en EE. UU., Australia, Nueva Zelanda y Singapur.

Los mercados de productos básicos relacionados con la energía requeridos y administrados (y pagados por) los operadores del mercado para garantizar la confiabilidad, se consideran servicios auxiliares e incluyen nombres tales como reserva rotativa, reserva no rotativa, reservas operativas, reserva receptiva, regulación hasta, regulación a la baja y capacidad instalada.

Liquidación del mercado

Las transacciones mayoristas (demandas y ofertas) de electricidad suelen ser compensadas y liquidadas por el operador del mercado o una entidad independiente con fines especiales encargada exclusivamente de esa función. Los operadores del mercado no liquidan operaciones, pero a menudo requieren conocimiento de la operación para mantener el balance de generación y carga.

Los mercados de producción de generación neta de comercio de electricidad durante una serie de intervalos generalmente en incrementos de 5, 15 y 60 minutos. Dependiendo del diseño del mercado, el operador del mercado puede:

• agrega las ofertas de oferta para cada intervalo (formando una curva de oferta) y las ofertas de demanda (curva de demanda). Esto crea una doble subasta (utilizada, por ejemplo, por Nord Pool). El precio de compensación se define por la intersección de las curvas de oferta y demanda para cada intervalo de tiempo.
• agrega sólo las ofertas de suministro.

La compensación puede utilizar dos arreglos:

• pay-as-clear donde el precio se define por la oferta de mayor éxito (precio claro). Esto sistema de precios marginales (MPS) es comúnmente utilizado por los mercados de electricidad;
• pay-as-bid (PAB) donde cada postor exitoso sólo obtiene el precio indicado en la oferta. Este acuerdo no es común, casos notables incluyen el Reino Unido y el mercado intradía del Nord Pool.

En general, se supone que con MPS, en ausencia de colusión, los productores ofertarán cerca de su costo marginal a corto plazo para evitar el riesgo de perder la oportunidad por completo. MPS también es más transparente, ya que el nuevo postor ya conoce el precio de mercado y puede estimar la rentabilidad con su costo marginal, para que le vaya bien con el PAB, el postor también necesita información sobre otras ofertas. Debido a los mayores riesgos del PAB, brinda una ventaja adicional a los grandes jugadores que están mejor equipados para estimar el mercado y asumir el riesgo (por ejemplo, apostando con una oferta alta por algunas de sus unidades). Aún así, los altos precios de la electricidad desencadenan los llamados en la política para cambiar a PAB para que los consumidores no paguen de más al productor con costos más bajos, con el contraargumento de que hacerlo simplemente incentivará a los productores de costos más bajos a ofertar más.

Mercados centralizados y descentralizados

Para manejar todas las restricciones mientras se mantiene el sistema en equilibrio, se requiere una agencia central, el operador del sistema de transmisión (TSO), para coordinar el compromiso de la unidad y el despacho económico. Si la frecuencia cae fuera de un rango predeterminado, el operador del sistema actuará para agregar o eliminar generación o carga.

A diferencia de las decisiones en tiempo real que necesariamente están centralizadas, el mercado eléctrico en sí puede estar centralizado o descentralizado. En el mercado centralizado, el TSO decide qué planta debe funcionar y cuánto se supone que debe producir mucho antes de la entrega (durante la fase de 'mercado al contado' o operación diaria). En un mercado descentralizado, el productor solo se compromete con la entrega de electricidad, pero los medios para hacerlo quedan en manos del propio productor (por ejemplo, puede celebrar un acuerdo con otro productor para proporcionar la energía real). Los mercados centralizados hacen que sea más fácil acomodar las no convexidades, mientras que los descentralizados permiten que el comercio intradiario corrija las decisiones posiblemente subóptimas que se toman en el día siguiente, por ejemplo, acomodar pronósticos meteorológicos mejorados para las energías renovables. 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 había divergido, aunque inicialmente EE. UU. siguió el ejemplo europeo (descentralizado).

Para adaptarse a las restricciones de la red de transmisión, los mercados centralizados suelen utilizar precios marginales de ubicación (LMP) donde cada nodo tiene su propio precio de mercado local (por lo tanto, otro nombre para la práctica, precios nodales). Las consideraciones políticas a veces hacen que sea desagradable obligar a los consumidores en el mismo territorio, pero conectados a diferentes nodos, a pagar diferentes precios por la electricidad, por lo que se utiliza un modelo modificado de fijación de precios nodales del generador (GNP): a los generadores todavía se les pagan los precios nodales, mientras que las entidades servidoras de carga cobran a los usuarios finales precios que se promedian en el territorio. Muchos mercados descentralizados no usan el LMP y tienen un precio establecido sobre un área geográfica ("zona", de ahí el nombre de precio zonal) o una "región" (tarificación regional, el término se usa principalmente para zonas muy grandes del Mercado Nacional de Electricidad de Australia, donde cinco regiones cubren el continente).

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

Mercado centralizado

Un operador del sistema de transmisión en un mercado de electricidad centralizado obtiene la información de costos (generalmente tres componentes: costos de puesta en marcha, costos sin carga, costos marginales de producción) para cada unidad de generación ("oferta basada en unidades" 34;) y toma todas las decisiones en los mercados diario y en tiempo real (redespacho del sistema). Este enfoque permite al operador tomar en consideración los detalles de la configuración del sistema de transmisión. El mercado centralizado normalmente utiliza el LMP, y el objetivo de despacho es minimizar el costo total en cada nodo (que en una gran red se cuentan por cientos o incluso miles). Los mercados centralizados utilizan algunos procedimientos que se asemejan a los servicios eléctricos integrados verticalmente de la época anterior a la desregulación, por lo que los mercados centralizados también se denominan mercados eléctricos integrados.

Debido a la naturaleza centralizada y detallada del envío diario, sigue siendo factible 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 arranque.

Los inconvenientes del diseño centralizado con LMP son:

• políticamente, resultó difícil justificar una mayor tasa de electricidad para los clientes en algunos lugares. En los Estados Unidos se encontró la solución en forma de PNB;
• La licitación simplificada no permite capturar adecuadamente la estructura de costos de una planta más complicada, como una turbina de gas de ciclo combinado o una cascada de energía hidroeléctrica;
• las empresas de generación tienen un incentivo para exagerar sus costos de puesta en marcha (para captar más pagos completos, véase más adelante);
• La ausencia del mercado intra-día hace más difícil la integración de las renovables;
• los mercados integrados son muy intensivos en computación, esta complejidad los hace opacos a los comerciantes y difíciles de escalar;
• la potencia descontrolada del operador del sistema de transmisión hace que sea más difícil para el regulador manejar.

El precio de una unidad de electricidad con LMP se basa en el costo marginal, por lo que no se incluyen los costos de puesta en marcha y sin carga. Por lo tanto, los mercados centralizados normalmente pagan una compensación por estos costos al productor (los llamados pagos completos o pagos adicionales), financiados de alguna manera por los participantes del mercado (y, en última instancia,, los consumidores).

La inflexibilidad del mercado centralizado se manifiesta de dos formas:

• una vez establecido en el mercado de día a día, el contrato generalmente no se puede cambiar (algunos mercados permiten una corrección de hora a cabeza), por lo que los acontecimientos adversos inesperados tienen que ser acomodados en tiempo real y por lo tanto de manera suboptimal, perjudicando a los productores con largos tiempos de rampa, estructuras de costos complejos, generación de energía eólica;
• nueva tecnología (almacenamiento energético, respuesta a la demanda) con nuevas estructuras de costos requieren tiempo y esfuerzo para adaptarse.

Los algoritmos de compensación del mercado son complejos (algunos son NP-completos) y deben ejecutarse en un tiempo limitado (5 a 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 postor).

Si el operador del sistema de transmisión es propietario de la red de transmisión real, estaría incentivado a obtener ganancias aumentando las tarifas de congestión. Por lo tanto, en los EE. UU., el operador generalmente no posee ninguna capacidad y con frecuencia se lo denomina operador de sistema independiente (ISO).

Mercado basado en costos

El mayor grado de centralización del mercado implica los cálculos de costos directos por parte del operador del mercado (los productores ya no presentan ofertas). A pesar del problema obvio con las empresas de generación incentivadas a inflar sus costos (esto puede ocultarse a través de transacciones con empresas afiliadas), este acuerdo de mercado eléctrico basado en costos elimina el poder de mercado de los proveedores y se utiliza en situaciones cuando es posible un abuso del poder de mercado (por ejemplo, Chile con su preponderancia de energía hidroeléctrica, en los 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 las inversiones en las plantas de pico en detrimento de la potencia de carga base. Una de las ventajas del mercado basado en costos es el costo relativamente bajo para establecerlo. El enfoque basado en costos es popular en América Latina: además de Chile, se utiliza en Bolivia, Perú, Brasil y países de América Central.

Un operador del sistema realiza una auditoría de los parámetros de cada unidad generadora (que incluye la tasa 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 cronograma de despacho hora por hora para minimizar el costo directo total. En el proceso se obtienen los precios sombra horarios de cada nodo que podrían ser utilizados para liquidar las ventas de mercado.

Mercado descentralizado

Los mercados descentralizados permiten a las empresas generadoras elegir su propia forma de proporcionar energía para su oferta diaria (que especifica precio y ubicación). El proveedor puede utilizar cualquier unidad a su disposición (lo que se denomina 'licitación basada en cartera') o incluso pagar a otra empresa para que suministre la energía. El mercado todavía tiene el 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 diaria). Este arreglo hace que la propiedad de la capacidad de transmisión por parte del operador sea un problema menor, y los países europeos, con la excepción del Reino Unido, lo permiten (siguiendo el modelo de operador de sistema de transmisión independiente o ITSO).

Si bien algunos operadores en Europa participan en la estructuración de los mercados diario e intradiario, los demás no lo hacen. Por ejemplo, el mercado del Reino Unido después de los Nuevos Acuerdos Comerciales de Electricidad en el Reino Unido y el mercado de Nueva Zelanda permitieron que los mercados solucionaran todas las fricciones antes del tiempo real. Esta dependencia de los instrumentos financieros lleva a los nombres adicionales para los mercados descentralizados: basado en el intercambio, desagregado, bilateral.

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

El precio del sistema en el mercado diario se determina, en principio, comparando las ofertas de los generadores con las ofertas de los consumidores en cada nodo para desarrollar un precio de equilibrio de oferta y demanda clásico, generalmente en un intervalo de una hora, 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 vincularán las importaciones de transmisión.

Los precios teóricos de la electricidad en cada nodo de la red son un "precio sombra" calculado, en el que se supone que se demanda un kilovatio-hora adicional en el nodo en cuestión, y el incremento hipotético costo al sistema que resultaría del redespacho optimizado de unidades disponibles establece el costo 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 el operador de sistema independiente de Midcontinent. (MISO), PJM Interconnection, ERCOT, New York e ISO New England comercializan en los Estados Unidos, Nueva Zelanda y Singapur.

En la práctica, se ejecuta el algoritmo LMP descrito anteriormente, que incorpora un cálculo de despacho de menor costo con restricciones de seguridad (definido a continuación) con oferta basada en los generadores que presentaron ofertas en el mercado diario y demanda basada en ofertas. de entidades de servicio de carga que drenan suministros en los nodos en cuestión.

Debido a diversas no convexidades presentes en los mercados mayoristas de electricidad, en forma de economías de escala, costos de inicio y/o cierre, costos evitables, indivisibilidades, requisitos mínimos de suministro, etc., algunos proveedores pueden incurrir pérdidas bajo LMP, por ejemplo, porque pueden no recuperar su costo fijo a través de pagos de productos básicos solamente. Para abordar este problema, se han propuesto varios esquemas de fijación de precios que elevan el precio por encima del costo marginal y/o brindan pagos secundarios (incrementos). Liberopoulos y Andrianesis (2016) revisan y comparan varios de estos esquemas sobre el precio, los aumentos y las ganancias que genera cada esquema.

Si bien, en teoría, los conceptos de LMP son útiles y no están sujetos a manipulación evidente, en la práctica, los operadores del sistema tienen una discreción sustancial sobre los resultados de LMP a través de la capacidad de clasificar las unidades como que se ejecutan en "despacho fuera de mérito", que por lo tanto quedan excluidos del cálculo de LMP. En la mayoría de los sistemas, las unidades que se envían para proporcionar energía reactiva para respaldar las redes de transmisión se declaran "fuera de mérito" (aunque estas son típicamente las mismas unidades que están ubicadas en áreas restringidas y, de lo contrario, darían como resultado señales de escasez). Los operadores del sistema normalmente también ponen unidades en línea para mantenerlas como "reserva giratoria" para protegerse contra cortes repentinos o rampas inesperadamente rápidas en la demanda, y declararlos "fuera de mérito". El resultado suele ser una reducción sustancial en el precio de liquidación en un momento en que el aumento de la demanda daría como resultado un aumento de los precios.

Los investigadores han notado que una variedad de factores, incluidos los topes de precios de la energía establecidos muy por debajo del valor putativo de escasez de energía, el efecto de "fuera de mérito" despacho, el uso de técnicas tales como reducciones de voltaje durante períodos de escasez sin la correspondiente señal de precio de escasez, etc., da como resultado un problema de falta de dinero. La consecuencia es que los precios pagados a los proveedores en el "mercado" están sustancialmente por debajo de los niveles requeridos para estimular la entrada de nuevos clientes. 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 se necesitan, cuando se necesitan.

En los mercados de LMP, donde existen restricciones en una red de transmisión, existe la necesidad de despachar una generación más costosa en el lado descendente de la restricción. Los precios a ambos lados de la restricción se separan dando lugar a tarifas de congestión y alquileres de restricción.

Se puede generar una restricción cuando una rama particular de una red alcanza su límite térmico o cuando se producirá una posible sobrecarga debido a un evento contingente (p. ej., falla de un generador o transformador o interrupción de la línea) en otra parte de la red. red. Este último se denomina restricción de seguridad. Los sistemas de transmisión se operan para permitir la continuidad del suministro incluso si ocurriera un evento contingente, como la pérdida de una línea. Esto se conoce como un sistema con restricciones de seguridad.

En la mayoría de los sistemas, el algoritmo utilizado es un "DC" modelo en lugar de un "AC" modelo, por lo que las restricciones y el redespacho resultantes de los límites térmicos se identifican/predicen, pero las restricciones y el redespacho resultantes de las deficiencias de potencia reactiva no lo son. Algunos sistemas tienen en cuenta las pérdidas marginales. Los precios en el mercado en tiempo real están determinados por el algoritmo LMP descrito anteriormente, equilibrando la oferta de las unidades disponibles. Este proceso se realiza cada intervalo de 5 minutos, media hora u hora (según el mercado) en cada nodo de la red de transporte. El cálculo de redespacho hipotético que determina el LMP debe respetar las restricciones de seguridad y el cálculo de redespacho debe dejar un margen suficiente para mantener la estabilidad del sistema en caso de una interrupción no planificada en cualquier parte del sistema. Esto da como resultado un mercado al contado con "despacho económico basado en ofertas, con restricciones de seguridad y con precios nodales".

Muchos mercados establecidos no emplean precios nodales, por ejemplo, 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 es a menudo una alta prioridad para los participantes en los mercados de electricidad desregulados debido a los riesgos sustanciales de precio y volumen que pueden presentar los mercados. Una consecuencia de la complejidad de un mercado mayorista de electricidad puede ser una volatilidad de precios extremadamente alta en momentos de demanda máxima 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 plantas de generación y la relación entre la demanda y los patrones climáticos. El riesgo de precio puede manifestarse mediante "picos" que son difíciles de predecir y valoran los "pasos" cuando el combustible subyacente o la posición de la planta cambia durante períodos prolongados.

El riesgo de volumen se utiliza a menudo para denotar el fenómeno por el cual los participantes del mercado de la electricidad tienen volúmenes o cantidades de consumo o producción inciertos. Por ejemplo, un minorista no puede predecir con precisión la demanda de los consumidores para una hora en particular más de unos pocos días en el futuro y un productor no puede predecir la hora precisa en la que tendrá una interrupción de la planta o escasez de combustible. Un factor agravante es también la correlación común entre eventos extremos de precio y volumen. Por ejemplo, los picos de precios ocurren con frecuencia cuando algunos productores tienen interrupciones en la 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 al mercado mayorista, están expuestos a estos efectos de precio y volumen y, para protegerse de la volatilidad, entrarán en "hedge contratos" juntos. 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 simples a plazo de precio fijo para entrega física y los contratos por diferencias donde las partes acuerdan un precio de ejercicio por períodos de tiempo definidos. En el caso de un contrato por diferencia, si un índice de precios al por mayor resultante (como se menciona en el contrato) en cualquier período de tiempo es más alto que el "strike" precio, el generador reembolsará la diferencia entre el "strike" precio y el precio real para ese período. Del mismo modo, 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 índice "spot" o "piscina" precio, dependiendo del mercado.

Muchos otros acuerdos de cobertura, como los contratos oscilantes, las ofertas virtuales, los derechos financieros de transmisión, las opciones de compra y las opciones de venta, se negocian en mercados eléctricos sofisticados. En general, están diseñados para transferir riesgos financieros entre los participantes.

Limitación de precios y subsidio cruzado

Debido a los altos precios del gas debido a la disputa del gas entre Rusia y la Unión Europea de 2022, a fines de 2022 la UE limitó los precios de la energía no relacionada con el gas a 180 euros por megavatio hora y el Reino Unido está considerando la posibilidad de limitar los precios. Los combustibles fósiles, especialmente el gas, pueden tener un precio más alto que el de las energías renovables, y los ingresos por encima del límite subsidian a algunos consumidores, como en Turquía. Un estudio académico de un tope de precios anterior en ese mercado concluyó que redujo el bienestar, y otro estudio dijo que un tope de precios en toda la UE correría el riesgo de 'una espiral interminable de precios de importación más altos y subsidios más altos'. Se ha argumentado académicamente a través de la teoría de juegos que un tope en el precio del gas ruso importado (parte del cual se usa para generar electricidad) podría ser beneficioso, sin embargo, políticamente esto es difícil.

Mercados mayoristas de electricidad

• Argentina – ver sector eléctrico en Argentina
• Australia – ver sector eléctrico en Australia
  • Western Australia (WEM) – Australian Energy Market Operator (AEMO)
  • East Coast (NEM) – Australian Energy Market Operator (AEMO)
• Austria – ver EPEX SPOT y EXAA Energy Exchange
• Bélgica – ver APX Group
• Brasil – ver sector eléctrico en Brasil
• Canadá – ver Electricity sector in Canada
• Chile – ver sector eléctrico en Chile
• Colombia – ver sector eléctrico en Colombia
• República Checa – operador de mercado de electricidad y gas checo y Power Exchange Central Europe (PXE)
• Croacia - Croacia Power Exchange (CROPEX)
• Francia – ver sector eléctrico en Francia y EPEX SPOT
• Alemania – ver sector de electricidad en Alemania, European Energy Exchange AG (EEX) y EPEX SPOT
• Hungría – HUPX y Power Exchange Central Europe (PXE)
• India – vea Indian Energy Exchange y Power Exchange India Limited (PXIL)
• Irlanda – Operador de Mercado Eléctrico Único (SEMO)
• Italia – GME
• Japón – ver el sector de electricidad en Japón y Japón Electric Power Exchange (JEPX)
• Corea – Corea Power Exchange (KPX)
• México – Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)
• Países Bajos – ver APX-ENDEX
• Nueva Zelanda – ver el sector de electricidad en Nueva Zelanda y el mercado de electricidad de Nueva Zelanda
• Filipinas – Philippine Wholesale Electricity Spot Market
• Polonia – Polonia Power Exchange (POLPX)
• Portugal – OMI-Polo Español, S.A. (OMIE), OMIP, Sociedad Rectora del Mercado de Productos Derivados, S.A. (MEFF) y European Energy Exchange AG (EEX)
• Escandinavia – ver Nord Pool Spot
• Eslovaquia – Power Exchange Central Europe (PXE)
• España – OMI-Polo Español, S.A. (OMIE), OMIP, Sociedad Rectora del Mercado de Productos Derivados, S.A. (MEFF) y EEX
• Sultante of Oman – Oman Electricity Market
• Russian Federation – Trade System Administrator (ATS)
• Singapur – Energy Market Authority of Singapore (EMA) and Energy Market Company (EMC)
• Turquía – ver sector de electricidad en Turquía, Mercado de Electricidad Turca
• Reino Unido – ver APX-ENDEX y Elexon
• Estados Unidos – resumido por la Comisión Reguladora Federal de Energía (FERC).
  • Operador del Sistema Independiente de California
  • ERCOT Mercado en Texas
  • Midwest – Midcontinent Independent System Operator (MISO Energy)
  • Mercado de Nueva Inglaterra
  • New York – New York Independent System Operator (NYISO)
  • PJM Interconexión para todas o partes de Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia, y el Distrito de Columbia.
  • Southwest – Southwest Power Pool, Inc
• Vietnam – mercado de electricidad mayorista de Vietnam (VWEM). Operado por EVN

Intercambios de energía eléctrica

Una bolsa de energía eléctrica es una bolsa de productos básicos que se ocupa de la energía eléctrica:

• Indian Energy Exchange
• APX Group
• Energy Exchange Austria
• European Energy Exchange
• European Power Exchange
• HUPX Húngaro Power Exchange
• Nord Pool AS
• Powernext

Comercio internacional

La electricidad en sí, o los productos fabricados con mucha electricidad, exportados a otro país pueden pagar una tarifa de carbono si el país exportador no tiene un precio de carbono: por ejemplo, como el Reino Unido tiene el ETS del Reino Unido, no se le cobraría a la UE Mecanismo de ajuste fronterizo del carbono, mientras que Turquía no tiene un precio del carbono, por lo que podría cobrarse.

Posibles cambios futuros

En lugar del orden de mérito tradicional basado en el costo, se ha sugerido que cuando hay un exceso de generación que frena las plantas es lo que más daña la salud. Debido al crecimiento de las energías renovables y la crisis energética global de 2021-2022, algunos países están considerando cambiar sus mercados de electricidad. Por ejemplo, algunos europeos sugieren desvincular los precios de la electricidad de los precios del gas natural.

Mercado minorista de electricidad

Existe un mercado de electricidad al por menor cuando los usuarios finales pueden elegir su proveedor entre los minoristas de electricidad de la competencia; un término utilizado en los Estados Unidos para este tipo de elección del consumidor es 'elección de energía'. Un tema aparte para los mercados de electricidad es si los consumidores enfrentan o no precios en tiempo real (precios basados en el precio mayorista variable) o un precio que se establece de alguna otra manera, como los costos anuales promedio. En muchos mercados, los consumidores no pagan según el precio en tiempo real y, por lo tanto, no tienen ningún incentivo para reducir la demanda en momentos de precios altos (mayoristas) o cambiar su demanda a otros períodos. La respuesta a la demanda puede utilizar mecanismos de fijación de precios o soluciones técnicas para reducir la demanda máxima.

Por lo general, la reforma minorista de electricidad se deriva de la reforma mayorista de electricidad. Sin embargo, es posible tener una sola empresa de generación de electricidad y aún así tener competencia minorista. Si se puede establecer un precio mayorista en un nodo de la red de transmisión y se pueden reconciliar las cantidades de electricidad en ese nodo, es posible la competencia por los clientes minoristas dentro del sistema de distribución más allá del nodo. En el mercado alemán, por ejemplo, las grandes empresas de servicios públicos integradas verticalmente compiten entre sí por clientes en una red más o menos abierta.

Aunque las estructuras del mercado varían, hay algunas funciones comunes que un minorista de electricidad debe poder realizar, o celebrar un contrato, para poder competir de manera efectiva. El fracaso o la incompetencia en la ejecución de uno o más de los siguientes ha llevado a algunos desastres financieros dramáticos:

• Facturación
• Control de crédito
• Gestión del cliente a través de un centro de llamadas eficiente
• Uso del sistema de distribución
• Acuerdo de reconciliación
• Acuerdo de compra "Pool" o "mercado de manchas"
• Contratos de cobertura – contratos de diferencias para gestionar el riesgo de "precio de mancha"

Las dos áreas principales de debilidad han sido la gestión de riesgos y la facturación. En los Estados Unidos en 2001, la regulación defectuosa de la competencia minorista de California condujo a la crisis eléctrica de California y dejó a los minoristas establecidos sujetos a precios al contado elevados, pero sin la capacidad de protegerse contra ellos. En el Reino Unido, un minorista, Independent Energy, con una gran base de clientes quebró cuando no pudo cobrar el dinero adeudado por los clientes.

El comercio minorista competitivo necesita acceso abierto a los cables de distribución y transmisión. Esto, a su vez, requiere que se establezcan precios para ambos servicios. También deben proporcionar retornos adecuados a los propietarios de los cables y fomentar la ubicación eficiente de las centrales eléctricas. Hay dos tipos de tarifas, la tarifa de acceso y la tarifa regular. La tarifa de acceso cubre el costo de tener y acceder a la red de cables disponible, o el derecho a usar la red de transmisión y distribución existente. La tarifa regular refleja el costo marginal de transferir electricidad a través de la red de cables existente.

La nueva tecnología está disponible y ha sido probada por el Departamento de Energía de EE. UU. que puede adaptarse mejor a los precios del mercado en tiempo real. Un uso potencial de SOA (arquitectura orientada a servicios) impulsada por eventos podría ser un mercado de electricidad virtual donde las secadoras de ropa domésticas pueden ofertar por el precio de la electricidad que utilizan en un sistema de precios de mercado en tiempo real. El precio de mercado en tiempo real y el sistema de control podrían convertir a los clientes de electricidad en el hogar en participantes activos en la gestión de la red eléctrica y sus facturas mensuales de servicios públicos. 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 que estén dispuestos a transmitir energía a ese precio serían alertados a través de la red y podrían vender la electricidad a la secadora.

Por un lado, los dispositivos de los consumidores pueden ofertar por la energía en función de cuánto estaba dispuesto a pagar el propietario del dispositivo, establecido de antemano por el consumidor. Por otro lado, los proveedores pueden presentar ofertas automáticamente desde sus generadores de electricidad, en función de cuánto costaría poner en marcha y operar los generadores. Además, los proveedores de electricidad podrían realizar análisis de mercado en tiempo real para determinar el retorno de la inversión para optimizar la rentabilidad o reducir el costo de los bienes para el usuario final. Los efectos de un mercado de electricidad minorista competitivo se mezclan entre los estados, pero generalmente parecen bajar los precios en los estados con alta participación y aumentar los precios en los estados que tienen poca participación de los clientes.

El software SOA basado en eventos podría permitir a los propietarios de viviendas personalizar muchos tipos diferentes de dispositivos eléctricos que se encuentran dentro de su hogar al nivel deseado de comodidad o economía. El software basado en eventos también podría responder automáticamente a los cambios en los precios de la electricidad, en intervalos de tan solo cinco minutos. Por ejemplo, para reducir el uso de electricidad del propietario de la casa en los períodos pico (cuando la electricidad es más cara), el software podría reducir automáticamente la temperatura objetivo del termostato en el sistema de calefacción central (en invierno) o aumentar la temperatura objetivo. del termostato del sistema de refrigeración central (en verano).

Experiencia de mercado liberalizado

Las comparaciones entre la experiencia de diseños del mercado tradicional y competitivo han arrojado resultados mixtos. En la experiencia de EE. UU., donde las empresas de servicios públicos desreguladas operan junto con las integradas verticalmente, existe alguna evidencia de mayores eficiencias:

• las plantas nucleares y de carbón desregulados (pero no las de gas) superaron sus pares verticalmente integrados;
• las plantas desreguladas cambiaron a estrategias menos intensivas de capital para cumplir con las normas;
• el comercio mayorista permitió una utilización sustancialmente mejor de las instalaciones de generación;
• las salidas de los precios de los costos (marcaciones de empresas de generación) 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. MacKay y Mercadal en un análisis a gran escala del mercado de EE. UU. entre 1994 y 2016, aunque confirmaron los hallazgos de Schmalensee sobre costos más bajos, llegaron a la conclusión opuesta sobre los precios: los servicios públicos desregulados obtuvieron precios significativamente más altos debido a un mayor margen de beneficio de los instalaciones de generación y doble extracción del margen de beneficio por parte de las dos empresas separadas verticalmente.

Con respecto a la adecuación de los recursos, el mercado de EE. UU. al comienzo de la reestructuración tenía un exceso de capacidad de generación, lo que confirma la expectativa de que los precios regulados brindan un incentivo para que los generadores inviertan en exceso. La esperanza inicial de que el flujo de ingresos fuera suficiente para continuar aumentando la capacidad no se materializó: ante el abuso del poder de mercado, todos los mercados de EE. #34;problema de falta de dinero" (limitar los ingresos en el momento de escasez relativamente infrecuente provoca la escasez de dinero para construir la infraestructura que solo se utiliza durante esta escasez); el problema de la inversión excesiva fue reemplazado por una inversión insuficiente, lo que redujo la confiabilidad de la red. En respuesta, se instituyeron importantes pagos de transferencia por capacidad (en los EE. UU. en 2018, los pagos llegaron al 47 % de los ingresos de la nueva unidad). Los mercados de la UE siguieron el ejemplo estadounidense en la década de 2010. Schmalensee señala que, si bien el proceso de determinar el monto de la compensación por la 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 de reglas (la tradicional esquema garantizado la recuperación de costos), por lo que una mejora de la eficiencia en esta área es poco probable.

La introducción de la opción de proveedor y el precio variable en el mercado minorista fue apoyada con entusiasmo por los grandes consumidores (empresas) que pueden emplear las técnicas de cambio de tiempo de consumo para beneficiarse del precio de tiempo de uso y tener acceso a cobertura contra precios muy altos. La aceptación entre los clientes residenciales en los EE. UU. fue mínima.

Muchos mercados regionales han logrado cierto éxito y la tendencia actual sigue siendo hacia la desregulación y la introducción de la competencia. Sin embargo, en 2000/2001 fallas importantes como la crisis eléctrica de California y la debacle 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. Sin embargo, esta tendencia se considera en general como temporal frente a la tendencia a más largo plazo hacia mercados más abiertos y competitivos.

A pesar de la luz favorable bajo la cual se ven conceptualmente las soluciones de mercado, el "dinero faltante" problema ha demostrado ser intratable hasta la fecha. Si los precios de la electricidad se movieran a los niveles necesarios para incentivar la transmisión y generación de nuevos comerciantes (es decir, basadas en el mercado), los costos para los consumidores serían políticamente difíciles.

El aumento en los costos anuales para los consumidores solo en Nueva Inglaterra se calculó en $3 mil millones durante las recientes audiencias de la FERC sobre la estructura del mercado de NEPOOL. Se han propuesto para NEPOOL, PJM y NYPOOL varios mecanismos destinados a incentivar nuevas inversiones donde más se necesitan al ofrecer pagos por capacidad mejorada (pero solo en zonas donde se proyecta que la generación será escasa) y van bajo el encabezado genérico de & #34;capacidad de ubicación" o LICAP (la versión de PJM se denomina "Modelo de precios de confiabilidad", o "RPM").

Mercado de capacidad

En una red desregulada, se necesitan algunos tipos de incentivos para que los participantes del mercado construyan y mantengan los recursos de generación y transmisión que pueden algún día ser necesarios para mantener el equilibrio de la red (respaldando el " adecuación de los recursos, o RA), pero la mayoría de las veces estos recursos están inactivos y no generan ingresos por la venta de electricidad. Dado que "los mercados exclusivamente de energía 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", todos los mercados mayoristas de electricidad existentes se basan en límites de oferta de alguna forma. Estos límites impiden que los proveedores recuperen por completo su inversión en la capacidad de reserva a través de la fijación de precios de escasez, lo que crea un problema de falta de dinero para los generadores. Para evitar una inversión insuficiente en la capacidad de generación y transmisión, todos los mercados emplean algún tipo de transferencias RA.

El regulador típico requiere que un minorista compre capacidad firme para el 110-120 % de su potencia máxima anual. Los contratos son bilaterales (entre los minoristas y los propietarios de los generadores) o se negocian en un mercado de capacidad centralizado (el caso, por ejemplo, de la red del este de EE. UU.).

Turquía

Se afirma que el mecanismo de capacidad es un mecanismo para subsidiar el carbón en Turquía y ha sido criticado por algunos economistas, ya que dicen que fomenta la retención de capacidad estratégica.

Reino Unido

El mercado de capacidad es parte del paquete de reformas del mercado eléctrico del gobierno británico. Según el Departamento de Estrategia Comercial, Energética e Industrial, el Mercado de Capacidad garantizará la seguridad del suministro de electricidad al proporcionar un pago por fuentes confiables de capacidad, junto con sus ingresos por electricidad, para garantizar que entreguen energía cuando sea necesario. Esto alentará la inversión que necesitamos para reemplazar las centrales eléctricas más antiguas y brindará respaldo para fuentes de generación bajas en carbono más intermitentes e inflexibles.

Subastas

Cada año se realizan dos subastas de mercado de capacidad. La subasta T-4 compra capacidad que se entregará dentro de cuatro años y la subasta T-1 es una subasta de complemento que se realiza justo antes de cada año de entrega. Se han publicado los siguientes resultados de la Subasta del Mercado de Capacidad:

• 2014 para entrega en 2018
• 2015, para entrega en 2019/20
• 2016, para entrega en 2020/21

Definiciones

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

• "CMU (Capacity Market Unit) – esta es la Unidad Generadora o Capacidad DSR que está siendo precalificada y que en última instancia proporcionará Capacidad si aseguran un Acuerdo de Capacidad".
• "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 por 1 o más metros de media hora y tiene una capacidad de conexión superior a 2MW".
• "Un DSR CMU es un compromiso de una persona para proporcionar una cantidad de capacidad mediante un método Demand Side Response reduciendo la importación de electricidad de los clientes DSR, medida por uno o más metros de media hora, exportando electricidad generada por uno o más permitidos en unidades generadoras de sitios o una demanda variable de potencia activa en respuesta a la frecuencia cambiante del sistema".

Mercado de control de frecuencia

Dentro de muchos mercados de electricidad, existen mercados especializados para la provisión de control de frecuencia y servicios auxiliares (FCAS). Si el sistema eléctrico tiene una oferta (generación) superior a la demanda eléctrica, en cualquier instante, la frecuencia aumentará. Por el contrario, si no hay suficiente suministro de electricidad para satisfacer la demanda en cualquier momento, la frecuencia del sistema caerá. Si cae demasiado, el sistema de energía se volverá inestable. Los mercados de control de frecuencia se suman y están separados del mercado mayorista de electricidad común. Estos mercados sirven para incentivar la prestación de servicios de aumento de frecuencia o de servicios de disminución de frecuencia. El aumento de frecuencia implica la provisión rápida de generación de electricidad adicional, de modo que la oferta y la demanda puedan coincidir más estrechamente.