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PROYECTO DE GRADO
Presentado a
LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
Para obtener el título de
INGENIERO ELÉCTRICO por
Andrés Felipe Quiceno Ayala
ESQUEMA DE REMUNERACION PARA INCENTIVAR LA INVERSION EN LOS SISTEMAS DE TRANSMISION BASADOS EN PRECIOS MARGINALES LOCALES
(PML)
Sustentado el día (6) seis de diciembre del 2013 frente al jurado:
Composición del jurado
- Asesor: Ricardo Moreno Chuquen , Profesor de cátedra, Universidad de Los Andes
2 AGRADECIMIENTOS
De manera especial agradezco, a mi asesor Ricardo Moreno por el tiempo, la dedicación y entrega para la realización de este proyecto; a mis padres por darme la oportunidad de recibir la educación necesaria para enfrentar el mundo por mi cuenta; a Luis Alejandro Jiménez, compañero incondicional, quien fue parte fundamental en este proceso de aprendizaje y con quien pude compartir aspectos relacionados con este trabajo.
Por último deseo agradecer a todas aquellas personas que directa o indirectamente aportaron un grano de arena en la construcción del sueño de ser Ingeniero, título que representaré con honor, respeto y dignidad por el resto de mi vida.
3 INDICE GENERAL
I. INTRODUCCION 5
II. REVISION ESTADO DEL ARTE 7
CAISO (California Independent System Operator) 7
NYISO (New York City Independent System Operator) 8
NORDPOOL 9
COLOMBIA 10
III. FORMULACION DE LA CONGESTION EN UN SISTEMA DE TRANSMISION 12
IV. SIMULACIONES RENTA DE CONGESTION 19
V. PERSPECTIVAS SOBRE CRR (CONGESTION REVENUE RIGHTS) 23
CONCLUSIONES 30
REFERENCIAS 31
4 INDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1. Importaciones de electricidad desde Ecuador y Venezuela. Fuente: XM S.A
... 10
Ilustración 2. Exportaciones de Electricidad. Fuente: XM S.A. ... 11
Ilustración 3. Ejemplo Formulación Renta de Congestion. ... 16
Ilustración 4. Esquema New England 39 Nodos ... 19
Ilustración 5. Precios Zonales Caso Numero Dos (2) ... 20
Ilustración 6. Precios Zonales Caso Numero Tres (3) ... 21
Ilustración 7. Resultados Importacion y Exportacion de Electricidad. Sistema IEEE 39 Nodos. Fuente: [8] ... 22
Ilustración 8. Curvas Costo de Generación. Fuente: [7]. ... 24
Ilustración 9.Curvas Costo de Generación. Fuente: [7]. ... 27
INDICE DE TABLAS Tabla 1. Datos Ejemplo Expansión. Fuente: [7]. ... 25
5 I. INTRODUCCION
La inversión en el mantenimiento, mejoramiento y ampliación del sistema de transmisión
de energía eléctrica tiene como finalidad, mejorar la capacidad del mismo para transportar
potencia, eliminando la posible congestión en las líneas y las pérdidas en el sistema.
La proliferación de nuevas industrias y nuevas metrópolis, generan en el sistema de
transmisión la aparición de grandes nodos de demanda eléctrica. Estos nodos pasan de
ser pequeños clientes ubicados en diferentes puntos de la red, a un gran cliente que
demanda una mayor cantidad de electricidad en el mismo punto. Esta situación afecta
directamente a la red de transmisión, la cual estaría diseñada para llevar cierta cantidad
de potencia por cada una de sus líneas supliendo las necesidades de los clientes, sin
embargo llega un momento en donde la demanda es tal, que supera los límites técnicos
de flujo de potencia de la línea por lo que se hace necesario buscar otro camino para
suplir a este gran cliente, condición ésta a la que se le denomina, congestión en la red de
transmisión. Es de esta manera si existiese la posibilidad cierta de comprar a un
generador, electricidad a un precio muy atractivo, dicha compra se vería afectada por la
imposibilidad de importar energía del nodo asociado a esa generación atractiva. Como
alternativa, se debe re despachar la electricidad desde un generador probablemente
menos eficiente, con el cual se tenga la posibilidad de importar la electricidad. Esta
situación nos lleva a tener precios diferentes en cada uno de los nodos de carga del
sistema, fenómeno conocido como Precios Marginales Locales (LMP).
A partir de este concepto, es posible dimensionar la existencia de un mercado energético
que se desarrolla a partir de la posibilidad de proveer a un cierto cliente con electricidad al
menor costo. Este mercado se fundamenta principalmente en la obtención del derecho a
6
precios marginales locales entre los diferentes nodos del sistema, se genera una renta de
congestión asociada a la cantidad de potencia transmitida por dicha línea de transmisión
que se adjudicará al poseedor de dicho derecho.
Es por esta razón que el propósito del presente trabajo, es el de documentar la viabilidad
de financiar proyectos para la ampliación de la red de transmisión eléctrica, usando como
incentivo de retorno a la inversión inicial, la adjudicación de los derechos de transmisión
asociados a la nueva línea de transmisión construida para aliviar la congestión del
sistema. Esto mejoraría la confiabilidad de la red transmisión y a su vez permitiría
aumentar el beneficio social que trae la reducción en la tarifa de electricidad para los
7 II. REVISION ESTADO DEL ARTE
Alrededor del mundo el mercado de la electricidad, cuenta con un ente encargado de
realizar la operación del mismo bajo una figura de separación total con el proceso de
oferta y demanda de electricidad. Los Operadores Independientes del sistema (ISO)
reciben las ofertas de generación y las respectivas demandas de electricidad, para luego
realizar el despacho económico que por orden de mérito adjudica la generación y atiende
la demanda existente, cumpliendo siempre con las restricciones técnicas de la red de
transmisión.
Estos mismos operadores independientes del sistema, son los encargados de realizar el
estudio de viabilidad y la adjudicación de los Derechos Financieros de Transmisión, los
cuales otorgan a su poseedor el derecho de transportar potencia eléctrica por la línea
asociada y recibir la diferencia de precio entre el nodo de inicio y el nodo de finalización
de la línea de transmisión. Cada operador Independiente del sistema tiene una forma
particular de manejar el mercado creado alrededor de esos títulos.
CAISO (California Independent System Operator)
El mercado de electricidad de California usa un modelo basado en la congestión zonal. El
sistema está dividido en su totalidad por 26 zonas interconectadas [1]
El cálculo de la renta de congestión se hace mediante el uso del concepto de Excedente
de Mercado o Merchandising surplus, que usa los datos de los precios sombra de
congestión para las restricciones de las líneas de transmisión y la capacidad de las
mismas [1].
CAISO realiza la subasta de los CRR’s (Congestion Revenue Rights) los cuales son
8
costos de congestión ocurridos por el manejo de precios marginales de energía. Existen a
su vez dos tipos de derechos de ingreso por congestión, CRR de obligación y CRR de
Opción.
Los CRR de obligación, conceden a su poseedor el derecho a recibir el valor del CRR en
una hora negociada, si la congestión va en el sentido (Nodo fuente, Nodo destino) en el
que fue adquirido, sin embargo, lo obliga a pagar el valor del CRR si la congestión va a en
el sentido contrario.
EL valor de los CRR, en el caso el que se paga a los poseedores del título, se calculan
mediante la resta entre el costo marginal de congestión en el nodo final menos el costo
marginal correspondiente en el nodo inicial. SI la congestión va en el sentido contrario, el
cálculo se realiza de manera análoga [2].
NYISO (New York City Independent System Operator)
EL NYISO (New York City Independent System Operator) fue creado en 1998
reemplazando el New York Pool. Esta entidad monitorea una red de 10.892 millas de
líneas de alta tensión, que para 2009 tenía una capacidad instalada de 38,190 MW con un
pico record de carga de 33,939 MW en Agosto de 2006.
EL pronóstico de carga de NYISO, es un modelo que se basa en una serie de ecuaciones
e información histórica de cada una de las 11 zonas que componen el área de control
usando una combinación de modelos de redes neuronales avanzadas y modelos de
regresión [3].
El cálculo de las rentas de congestión se determina mediante la diferencia en el precio
local marginal (LBMP) del nodo de consumo (POW) y el nodo de inyección (POI) para
9
Al igual que CAISO, NYISO posee un instrumento financiero llamado TCC (Transmission
Congestion Contract) que representa el derecho a cobrar o a pagar, las rentas asociadas
con 1 MW de transmisión entre un punto de Inyección y un punto de Consumo de
potencia.
El número de TCC que NYISO puede entregar a los participantes del mercado, está
restringido por la configuración física del sistema de transmisión. NYISO corre un flujo de
carga en donde se asegura que los TCC adjudicados, no violan las restricciones de
seguridad del sistema, dicha adjudicación se hace mediante subasta previa [4].
NORDPOOL
La repartición de rentas de congestión generadas por las fluctuaciones de potencia entre
los diferentes participantes se maneja con dos (2) alternativas diferentes:
La primera alternativa consiste en la estimación de costos de los cinco (5) proyectos más
importantes para el robustecimiento de la red Nórdica. El costo estimado de cada
proyecto es compartido entre cada uno de los países participantes del mismo, a su vez, la
participación de cada miembro se compara con el costo total de los cinco (5) proyectos y
con este porcentaje de participación se realiza la repartición.
La segunda alternativa consiste en la división por partes iguales entre los operadores de
transmisión involucrados. Las partes pueden acordar bajo un contrato una repartición
diferente de este rubro, sin embargo, deben informar a los demás ISO sobre este
acuerdo.
En el año 2007, los ISO involucrados en el Nord Pool direccionaron los ingresos por renta
de congestión de la siguiente manera [5]:
10 Fingrid 100% a la construcción de nuevas líneas
Statnett 100% a la reducción de la tarifa
Svenska Kraftnat 100% a la construcción de nuevas líneas
COLOMBIA
Actualmente en Colombia, el tema de la renta de congestión tiene un manejo bastante
reducido. Contrario a lo que acontece en otros mercados eléctricos, en el país se maneja
un precio para la electricidad que es fijado mediante la realización de un despacho
económico por parte del operador independiente del mercado XM S.A, quien recoge las
ofertas y demandas.
El único escenario en el que el país se enfrenta con la renta de congestión se gestiona en
las TIE (Transacción Internacional de Energía) que se sostienen con los países vecinos
de Ecuador y Venezuela.
11
Ilustración 2. Exportaciones de Electricidad. Fuente: XM S.A.
En el pasado mes de Agosto, Colombia exportó hacia Ecuador 11.28 GWh y 54.75 GWh
hacia la vecina nación de Venezuela. Análogamente, el país importó alrededor 13.73
GWh desde Ecuador debido a una muy buena oferta de precios en los meses de Junio y
Julio del presente año [6]. Según el Artículo 31 de la CREG 004 de 2003 (Comisión
Regulatoria de Energía y Gas) la asignación de la renta de congestión generada por una
TIE se dará como un saldo a favor del sistema importador. Si Colombia importa
electricidad de alguno de los países ya enunciados (Ecuador y Venezuela),, el 80% de
dicha renta, se direccionaría al fondo FOES (Fondo Especial de Energía Social) mientras
que el 20% restante, se verá reflejado en una reducción del cargo por restricciones
12
III. FORMULACION DE LA CONGESTION EN UN SISTEMA DE TRANSMISION
Con el fin de abordar matemáticamente la congestión en un sistema de transmisión, es
importante revisar el tema del Precio Local Marginal debido a que éste concepto permitirá
comprender la dinámica operacional de un sistema congestionado y del manejo de los
Derechos Financieros de Transmisión.
La solución de TSP tiene como fin maximizar el beneficio social sujeto a las restricciones
de la red [7].
Esta función a optimizar expresa los precios tanto de compradores como de vendedores
en función de la potencia activa inyectada en el nodo n.
(1)
(2)
Las restricciones a las que está sujeto el TSP corresponden a que la potencia disponible
para la venta sea la necesaria para cubrir la demanda de compradores y que la potencia
que fluye por cada una de las líneas de transmisión de sistema no supere el límite de flujo
de potencia de éstas.
Siguiendo la formulación de [7], se considera un sistema de transmisión con Nodos
y líneas en donde los n Nodos estarán denotados bajo el siguiente conjunto
13
representadas por el conjunto . Cada una de estas líneas tiene
asociado un par ordenado en donde el subíndice representa en Nodo fuente
mientras que el subíndice representa el nodo sumidero o final.
Debido a que para efectos del cálculo de ingresos por renta de congestión, los flujos de
potencia reactiva no representan un tema importante, se manejan las aproximaciones
pertinentes al flujo de Carga DC.
En este caso los valores de admitancia de las líneas consideran solo el valor de la
susceptancia propia de cada línea, donde resulta la matriz
(3)
Ahora, las líneas de transmisión del sistema conectan diferentes nodos por lo que se debe
tener en cuenta una matriz de incidencias
(4)
Estas incidencias van a tener como valores únicos posibles
(5)
14
Debido a que una línea solo puede conectar dos (2) nodos diferentes , un (1) nodo fuente
y un (1) nodo sumidero , que a su vez tienen valores con signo contrario en la matriz de
incidencias , la siguiente relación se debe satisfacer para que el sistema este equilibrado.
(6)
Llamaremos a la matriz aumentada de suceptancias, la cual relaciona las capacidades
de las líneas con las incidencias propias de la topología del sistema.
(7)
Ahora, obtendremos la matriz de incidencia reducida , eliminando la columna y la fila
correspondientes al nodo Slack.
(8)
Así que se modificará de la siguiente manera,
(9)
De esta forma se obtiene , matriz reducida de suceptancias del sistema, no singular.
15
EL flujo de potencia DC asume diferentes aproximaciones que permiten un cálculo
más sencillo, así que de acuerdo con este modelo, las suposiciones tomadas son:
No hay perdidas de potencia activa
Las diferencias en los ángulos son pequeñas , por lo que y
Las magnitudes de Voltaje en las barras son aproximadamente 1.0 p.u
En tal sentido la potencia activa se resume en la siguiente formula:
(11)
EL flujo de potencia activa por las líneas de un sistema sin congestión satisface la
siguiente restricción:
(12)
Podemos decir entonces que la línea se encuentra congestionada cuando
(13)
Donde son los flujos de potencia máximos que pueden
transportar las líneas.
El siguiente es un ejemplo básico que permite ver la aplicación de la formulación
anteriormente expuesta:
Supongamos la existencia de un sistema de tres (3) nodos y tres (3) líneas de
16
Se cuenta con la matriz que sigue una forma diagonal, con las susceptancias propias de cada línea
(14)
La matriz corresponde a las posibles incidencias en el sistema de 3 nodos
(15)
1
2
3
0
17
Reemplazamos los valores correspondientes a las incidencias
(16)
Con lo anterior, podemos calcular la Matriz de susceptancias aumentada, la cual no es
invertible debido a la presencia del nodo slack.
(17) (18)
Por esta razón, se elimina la fila correspondiente al nodo slack en la matriz de incidencias
, obteniendo la matriz de incidencias reducida y así podemos calcular la matriz de
18
(19)
es una matriz no singular, invertible con la cual se pueden calcular los flujos de potencia
activa mediante las aproximaciones del método de flujo de carga DC.
Con los datos de las susceptancias de la líneas, los ángulos en los nodos y los flujos
máximos de potencia activa permisibles en las líneas como información de entrada a este
19 IV. SIMULACIONES RENTA DE CONGESTION
Con el fin de observar el comportamiento de la congestión en un sistema de transmisión
típico, se simula el sistema IEEE 39 Nodos, con lo cual podemos conocer la dinámica de
los precios nodales de la electricidad.
La simulación se fundamenta en la división de los nodos del sistema en cuatro (4)
cuadrantes, con el fin evidenciar el cambio del comportamiento en los precios nodales del
sistema, para un aumento en la demanda de los nodos de carga en 50 MW para cada una
de las áreas por separado.
20
Al realizar las simulaciones de los cuatro (4) casos posibles vistos anteriormente, se
obtiene como resultado que el comportamiento de los precios zonales para el aumento de
carga en los cuadrantes uno (1) y cuatro (4) no ocasionan congestión en el sistema, es
decir que, el aumento de las cargas presentes en estos cuadrantes no llevan a que la red
de transmisión llegue a su capacidad limite. En tal sentido, es posible realizar el despacho
económico óptimo, sin necesidad de realizar ningún tipo de re despacho, lo cual se
evidencia en el precio nodal uniforme en todo el sistema.
En el caso del aumento de carga en los cuadrantes dos (2) y tres (3), dichos aumentos
ocasionan que los precios nodales varíen, lo que se entiende como una señal de
congestión del sistema. La razón de este comportamiento se le atribuye a la presencia de
una mayor cantidad de nodos demandantes de electricidad en tales zonas.
21
Ilustración 6. Precios Zonales Caso Numero Tres (3)
Los resultados evidencian una tendencia en los dos (2) casos en donde se presenta
congestión. La zona ubicada en la parte izquierda del sistema, está compuesta por sub
zonas cuyos precios nodales tienden a ser mayores a los de las dos (2) zonas ubicadas
en la parte superior e inferior derecha. Este comportamiento es análogo a lo encontrado
por el algoritmo de optimización de importación y exportación de energía desarrollado por
[8], en donde la zona de importación se ubica en la parte izquierda del sistema, mientras
que las zonas de exportación se ubican en la parte derecha. Según los resultados de este
algoritmo, se esperaría que los precios de la zona de importación, sean mayores a los de
las zonas de exportación. Los resultados obtenidos en las simulaciones de congestión
22
Ilustración 7. Resultados Importación y Exportación de Electricidad. Sistema IEEE 39 Nodos. Fuente: [8]
23
V. PERSPECTIVAS SOBRE CRR (CONGESTION REVENUE RIGHTS)
El concepto de congestión desarrollado a lo largo del documento, permite entender cómo
y cuándo se presenta congestión en un sistema de transmisión y las consecuencias tanto
eléctricas como económicas que trae este fenómeno zonal, sin embargo esta congestión
tiene asociado un costo y unos ingresos.
Debido a que la congestión ocurre cuando el uso deseado de una línea de transmisión es
mayor a la capacidad que realmente puede manejar la línea, esto hace que con la
finalidad de mantener el sistema en balance, sea necesario disminuir el uso óptimo de
generadores eficientes. Hablando de oferta de precio, será necesario aumentar la puesta
en servicio de generadores cuyas ofertas no sean tan atractivas. Lo anterior, genera un
costo asociado a despachar una unidad (1MW) más, a un precio mayor. El mayor precio
corresponderá al del generador que siga en la escala de Orden de Mérito contemplado
por el operador independiente del sistema. Este costo, llamado Costo de Re-Despacho, el
cual puede ser calculado mediante la diferencia de precios nodales multiplicado por la
cantidad de electricidad a re despachar. Para clarificar este concepto se expone un
ejemplo.
Si se quiere llevar 110 MW por una interconexión con una capacidad de 100 MW, será
necesario incrementar la generación en el nodo de importación en 10MW y reducir la
generación en la nodo de exportación, a un nivel aceptable por la línea de transmisión [9].
Si el costo marginal de generación en el nodo importador es de $4,5/kwh y el precio en el
nodo exportador es de $2/kwh , el hecho de tener que re despachar 10MW a un precio de
$4,5/kwh en vez de $2/kwh será de .
Los CRR reflejan el derecho a comprar en un nodo de precio bajo y vender o consumir en
24
bajo un precio que puede no representar su valor real ya que son sometidos a puja de
precios por este tipo de mercado. Por su parte, el ISO (Operador independiente del
sistema) es el encargado de realizar el cálculo de cuáles son los CRR que se van a emitir
en el mercado de subastas y de elegir cuáles de ellos son viables bajo un estudio de
factibilidad. El valor de un CRR está definido por la capacidad que le hubiere sido
entitulada, multiplicado por la diferencia de precios nodales (Nodo fuente – Nodo
sumidero).
Si se tiene una interconexión de 100MW y la diferencia de precios nodales es de
, el operador independiente del sistema recogerá como ingresos por congestión un
valor de $250/h [9].
La inversión en transmisión tiene como fin, mejorar la confiabilidad de la Red y eliminar
aquellos cuellos de botella en donde por razones de ubicación de generadores muy
eficientes o grandes centros de demanda, se puede presentar congestión en las líneas de
transmisión asociadas a estos nodos del sistema. En el siguiente ejemplo se ilustran los
efectos económicos que se producen al realizar una expansión en una línea de
transmisión congestionada.
25
Tabla 1. Datos Ejemplo Expansión. Fuente: [9].
Vemos aquí como se reproduce la situación donde se tiene un grupo de generadores y
uno de cargas situados a cada lado de una interconexión eléctrica de 5MW
respectivamente. En el extremo donde están ubicadas las cargas, se tiene una demanda
de 10MW y una capacidad de generación de 5MW con un costo marginal de $10/MWh, a
su vez en el nodo de generación no se tiene carga instalada y se cuenta con una
capacidad de generación de 5MW con un costo marginal de $5/MWh [9].
Siguiendo las condiciones normales del sistema, se tendría que el costo de generación
del mismo correspondería a $55/hora, $25/hora del lado de los generadores importando la
mayor cantidad de electricidad permisible por el enlace y $30/hora del lado del grupo de
cargas siguiendo la curva de precios de este generador.
Si suponemos que la interconexión tuviera la posibilidad de expandirse en 1MW llegando
a los 6MW en capacidad de transporte, se tendría ahora la posibilidad de importar 6MW
desde el extremo de la línea, en donde el costo de generación es menor. Lo anterior nos
llevaría a tener un costo total de generación de $50/hora; $30/hora corresponden a la
generación importada por la interconexión y $20/hora, corresponden a la generación Centro de Demanda Centro de Generacion
Demanda 10 MW 0 MW
Generacion 5 MW 5 MW
Precio $10/MWh $5/MWh
Costo de Generacion $30/hora $25/hora
Centro de Demanda Centro de Generacion
Demanda 10 MW 0 MW
Generacion 4 MW 6 MW
Precio $5/MWh $5/MWh
Costo de Generacion $20/hora $30/hora Interconexion 5 MW
26
restante del generador ubicado en el nodo del grupo de cargas necesaria para atender la
demanda.
Una inversión en transmisión aumenta el beneficio social disminuyendo el costo de
generación cuando permite importar mayor cantidad de electricidad del generador más
eficiente, pero es aquí donde se encuentra por primera vez, que los ingresos por
congestión adjudicados en CRR resultan no correlacionados con la eliminación de la
congestión.
Los ingresos por congestión de este enlace se calculan en
, que en principio se pensaría que quien realice la inversión lo
reciba como un incentivo para la recuperación de capital y utilidades. Pese a ésta
consideración, como se ve en la curva de costo de los generadores, apenas se realice la
expansión de la capacidad de la línea, los precios en ambos nodos serán iguales por lo
que se eliminaría la congestión y por lo tanto los Ingresos por congestión serian iguales a
0. En este orden de ideas, la eliminación de congestión desincentiva la inversión en
proyectos de expansión en transmisión.
A continuación, presentaremos un ejemplo que nos permitirá profundizar un poco en el
dinamismo de la recolección de ingresos de congestión por parte del operador
independiente del sistema y a la vez identificar cómo funcionan los CRR [9].
Supongamos que existe un grupo de generadores a un lado de una interconexión
eléctrica de 6 MW y un grupo de cargas y generación al lado contrario con las siguientes
27
Ilustración 9.Curvas Costo de Generación. Fuente: [7].
Tabla 2. Datos Ejemplo Déficit. Fuente: [7].
Con el fin de corroborar una vez más que encontrar un incentivo de transmisión basado
en la diferencia de precios marginales locales no es viable, se analizarán seguidamente
tres (3) ejemplos diferentes teniendo en cuenta que cada uno de ellos, representa
condiciones de operación diferentes que cubren los casos básicos de operación.
Adicionalmente y con este mismo propósito, identificaremos la situación que enfrenta el
ISO (Operador independiente del sistema) y lo que afrontaría un posible inversionista en
transmisión bajo el referente de la FERC. Con respecto al cálculo de ingresos y pagos por
5 6 10 0 10 5 25 30 5 5
4 6 10 0 20 5 60 90 20 30
4 3 10 0 20 5 60 45 20 -15
6 3 10 0 5 5 0 0 0 0
Costos de Re-Despacho Deficit Demanda
(Centro de Demanda)
Demanda ( Centro de Generacion) Precio Nodal (Centro de Demanda) Precio Nodal (Centro de Generacion) Ingresos por congestion Pagos a Titulos (CRR) Capacidad de Transmision Disponible CRR Emitidos
28
los derechos de ingresos por congestión se calcularan los valores necesarios para que el
ejercicio pueda arrojar una respuesta concreta y numérica de por qué no es viable.
El primer caso corresponde a una línea de transmisión de 6MW que por contar con
problemas técnicos tiene una capacidad disponible de transmisión de 5MW, con una
demanda en el nodo importador de 10MW y derechos de ingresos por transmisión
emitidos por los 6MW de la capacidad total de la línea.
Los ingresos por congestión que recoge el Operador Independiente del Sistema por los
5MW que están disponibles corresponderían a $25/hora, mientras que los 6MW
entregados en títulos CRR corresponderán a $30/hora, haciendo que exista un déficit de
$5/hora y que los ingresos por congestión no cubran las obligaciones adquiridas con los
poseedores de los títulos. Por otro lado, es necesario despachar el siguiente MW
necesario para cubrir la demanda desde el mismo nodo importador, lo que hace que se
incurra en un costo de re despacho de $5/hora.
Si se asume como responsable al inversionista de activos de transmisión por el déficit que
genera dicha diferencia entre los ingresos por congestión y las obligación de CRR, este
podría estar dispuesto a invertir hasta $5/hora en eliminar la congestión y así eliminar el
déficit que debería pagar.
El segundo caso corresponde a la misma línea de transmisión de 6MW, pero con una
restricción en la capacidad de transmisión de 2MW.
Los ingresos por congestión en este caso son de $60/hora, debido a que la diferencia de
precios nodales está en $15/hora. Los títulos de ingresos por congestión fueron emitidos
previamente en su totalidad (6MW), por lo que se debe a sus poseedores la suma de
$90/hora, generando un déficit de $30/hora. Los costos de re despacho asociados a
29
Al tener un déficit de $30/hora el inversionista o dueño de los activos de transmisión,
podría estar dispuesto a destinar hasta $30/hora para restaurar la capacidad de la línea,
sin embargo, los costos de re despacho son tan solo $20/hora por lo que resultaría
ineficiente intentar disminuir dicha responsabilidad por el déficit.
En los casos anteriores ha existido un déficit permanente, debido a que así como los
ingresos no son suficientes para cubrir las obligaciones, es difícil predecir la ocurrencia de
una falla, después de emitidos los títulos de ingresos por congestión.
En nuestro tercer caso, se presenta la situación en la que los ingresos por congestión son
suficientes para cubrir las obligaciones por este concepto, de hecho, son superiores
generando una renta.
Supóngase que la línea de transmisión tiene una capacidad disponible de 4MW. Esta vez,
los derechos de ingresos por congestión no estaban entregados en su totalidad, solo hay
entregados 3MW, lo que hace que se recauden $60/hora por concepto de ingresos por
congestión y solo se adeuden $45/hora a los poseedores de los títulos, lo que genera un
superávit de $15/hora.
Con este resultado pareciese que de ésta forma entregar los ingresos por congestión al
inversionista de las líneas de transmisión como incentivo y hacerlo responsable por el
pago de las obligaciones sería un ejercicio atractivo. Sin embargo, si se le entregara al
inversionista dicho rubro para justificar la realización de su inversión, al aumentar la
capacidad disponible, los precios marginales locales en el nodo sumidero y en el nodo
fuente se igualarían por lo que la congestión se elimina, haciendo que los CRR
entregados al dueño de los activos de transmisión no tengan base y no sean sostenibles
30 CONCLUSIONES
La diferencia de precios nodales de electricidad se fundamenta, en la imposibilidad que
tiene el sistema de transmisión para cubrir una demanda dada con los recursos de
generación más económicos, debido a una restricción de capacidad. Lo anterior, hace
necesaria la utilización de generadores menos eficientes en el nodo de destino, elevando
el precio de aquel nodo.
Las líneas de transmisión eléctrica que interconectan importantes centros de generación
eficientes con grandes centros de carga, estarían, sujetas a tener congestión debido a la
necesidad de obtener electricidad a bajo precio para maximizar el beneficio social
reflejado en la tarifa de la electricidad.
Los proyectos de inversión en trasmisión, no pueden ser financiados mediante
mecanismos que involucren diferencias en precios marginales locales, ya que al realizar
el propósito del proyecto que busque aumentar la capacidad de transmisión del sistema
se equilibran los precios marginales locales y se elimina la congestión del sistema.
Si como incentivo se pensara en entregar a los inversionistas ingresos por congestión a
través de los títulos financieros (CRR), estos deberían entonces ser también responsables
por el déficit que pueda resultar de cualquier evento en el sistema, sin embargo ello los
31 REFERENCIAS
[1] S.Raikar, M.Ilic, Assessment of transmission congestion for major electricity markets in the US”, Energy Laboraory, MIT,Cambridge, MA,
[2] CA.I.S.O, “Business Practice Manual of congestion revenue rights”, Version 1, Dec 3, 2012.
[3] F.E.R.C, “NYISO 2010 ISO/RTO Metrics Report”. [Online] Available: http://www.ferc.gov/industries/electric/indus-act/rto/metrics/nyiso-rto-metrics.pdf
[4]N.Y.I.S.O,” Transmission Congestion Contracts Manual”, Mayo 2007.[Online] Available: http://www.nyiso.com/public/webdocs/markets_operations/documents/Manuals_and_Guid es/Manuals/Operations/tcc_mnl.pdf
[5] N.P.Spot, “TSO Congestion Rent : How to calculate the congestion rent”.
[6] XM.S.A,”Informe_Consolidado_TXR_08_2013”.[Online]Available: http://www.xm.com.co/Pages/Informes.aspx
[7] L.Minghai, G.Gross, “Framework for the Design and Analysis of Congestion Revenue Rights”.
[8] R.Moreno, A.Torres, "Topological assesment in the determination of the security of the electricity grid infrastucture"
[9] Barmack, M., Griffes, P., Kahn, E., Oren, S. (Marzo, 2003). Performance Incentives for Transmission. The Electricity Journal, 16, pp 9-22.
