CAPITULO 6 - Derechos de Transmsion 2015

CAPTULO 6

DERECHOS DE TRANSMISIN EN MERCADOS DE ELECTRICIDAD

6.1 INTRODUCCION En este captulo son presentados los conceptos de derechos de transmisin que, dentro del marco de referencia del mercado spot (de plazo corto), estn asociados con el problema de congestin de ciertos elementos de la red elctrica y que, de alguna manera, establecen una de las relaciones importantes entre el mercado de compraventa de energa y la operacin del sistema de transmisin que deben ser estudiadas. Primeramente, son descritos los derechos fsicos de transmisin. Adicionalmente, se modela de una forma simplificada y analiza el impacto de las prdidas de transmisin considerando el efecto que estas tienen sobre los precios marginales nodales. Posteriormente, son presentados con gran detalle los derechos financieros de transmisin. Despus son descritos los derechos de transmisin de compuertas de flujo. Finalmente, son discutidas las ventajas y desventajas de los dos ltimos tipos de derechos de transmisin. 6.2 GENERALIDADES DE DERECHOS DE TRANSMISIN En esencia, un derecho de transmisin es un derecho de propiedad que permite a su dueo acceder a una porcin de capacidad de transmisin. Generalmente, este derecho de propiedad consta de tres componentes1: 1) El derecho de recibir beneficios financieros derivados de la utilizacin de la capacidad. 2) El derecho de utilizar la capacidad. 3) El derecho de excluir a otros para acceder a la capacidad. Debido a que la planificacin operativa de la transmisin es centralmente controlada, los derechos de transmisin pueden ser definidos como una combinacin de estas tres componentes, habiendo tres posibilidades o alternativas: La primera, est basada nicamente en los beneficios financieros y generalmente es conocida

como el modelo de derechos financieros. Los derechos financieros, adems conocidos como derechos pasivos, proveen a los agentes del mercado de un instrumento para construir coberturas financieras como parte de contratos de compraventa de energa de plazo largo.

La segunda alternativa combina los beneficios financieros con reservas de capacidad o prioridades de asignacin de sta, y es llamado modelo de reserva de capacidad. Para la mayora de los propsitos, este modelo provee una seguridad adecuada de acceso al sistema de transmisin.

1 Hung po-Chao, Stephen C. Peck, Shmuel Oren, Robert B. Wilson, Flow-Based Transmission Rights and Congestion Management, The Electricity Journal, Elsevier, 2000, PII S1040-6190 (00)00146-9, pp.38-58.

CAPTULO 6 DERECHOS DE TRANSMISIN

Diplomado en Mercados de Electricidad e Integracin Energtica ITM Jos Horacio Tovar Hernndez 2015 150

La tercera alternativa incluye las tres componentes anteriores y es conocida como modelo de derechos fsicos. Esta alternativa, sin embargo tiene sus inconvenientes, debido a que puede ser utilizada para ejercer el poder de mercado y, por consiguiente, crear ineficiencias en el mercado de electricidad, incluyendo situaciones en que el operador del mercado o del sistema no pueden ejercer control alguno sobre las instalaciones de transmisin relacionadas a estos derechos.

La definicin de derechos de transmisin depende de la manera en que la capacidad de transmisin es especificada y medida. Hay dos formas comunes para especificar la capacidad de transmisin de un sistema. Una de ellas es calcular las capacidades de transferencia punto a punto y la otra es especificar la capacidad de flujos de potencia para cada enlace de la red. La definicin de capacidad de punto a punto est basada en lo que se conoce como contrato por trayectoria. Sin embargo la capacidad de transferencia entre dos puntos vara continuamente conforme se ajustan los patrones de flujos de potencia en el sistema, de manera que debe ser actualizada constantemente. En contraste, la capacidad de cada enlace o compuerta de flujo de potencia es determinada por factores fsicos asociados como lmite trmico, estabilidad de voltaje y estabilidad dinmica, de manera que son ms insensibles a los cambios de patrones de flujo. 6.3 REDES DE TRANSMISIN Y MERCADOS DE ELECTRICIDAD Los mercados de electricidad funcionan sobre la base de que se tiene un sistema de transmisin que permite el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a todos los agentes del mercado. Sin embargo, como ya se ha discutido a travs de este curso, las redes de transmisin presentan limitantes importantes, de manera que se tiene una serie de implicaciones directas sobre el comportamiento del mercado, el cual, causa que los agentes participantes traten de reducir las incertidumbres asociadas a disponibilidad de capacidad de transmisin y volatilidad de los precios marginales nodales debida a la congestin de la red, entre otras. Una de estas prcticas es la celebracin de contratos bilaterales combinada con los derechos de transmisin. 6.3.1 Compraventa Descentralizada Sobre la Red de Transmisin En un sistema descentralizado de compraventa de energa, a travs de contratos bilaterales, todas las transacciones involucran dos partes: un comprador y un vendedor, las cuales acuerdan sobre un precio y cantidad y puntos de suministro y extraccin, principalmente, as como en cualquiera otra condicin que consideren apropiada para su contrato de compraventa. El operador del sistema no est involucrado en estas negociaciones y no establece los precios de las transacciones. Su papel est limitado a mantener el balance y seguridad del sistema, lo cual incluye lo siguiente2: Comprar o vender energa para balancear la carga y la generacin. Limitar el total de potencia que los generadores pueden inyectar en algunos nodos del sistema

si la seguridad no puede ser mantenida a travs de otros medios. Considere el sistema elctrico de potencia de la Figura 6.1, sobre el cual la compraventa de energa es realizada sobre una base de contratos bilaterales. 2 Daniel S. Kirschen and Goran Strbac, Fundamentals of Power System Economics, John Wiley & Sons, 2006.



Figura 6.1 Contratos bilaterales sobre un sistema de dos nodos. Suponga que G1 tiene un contrato de suministro de 300 MW con L1, y que G2 tiene pactado el suministro de 200 MW para L2. Debido a que estas transacciones son bilaterales, los precios acordados son un asunto privado entre comprador y vendedor. Adems, el total de potencia a transmitir debe ser reportada al operador del sistema, puesto que esta fluye a travs de la red que est a disposicin de todas las partes. El operador del sistema debe verificar que el sistema permanecer seguro cuando todas las transacciones sean realizadas. En este caso, la seguridad del sistema no es un problema mientras que la capacidad de las lneas de transmisin sea de al menos 500 MW aun bajo condiciones de contingencia que implique la salida de alguna de las dos lneas. Si el total de potencia que se puede transmitir es menor a 500 MW, entonces, el operador del sistema tiene que intervenir y algunas de las transacciones bilaterales deben ser interrumpidas. 6.3.2 Derechos de Transmisin Fsicos La decisin de cules transacciones deben ser interrumpidas depende de varios factores, incluyendo la naturaleza de la transaccin, el orden de su registro con el operador del sistema y otros factores posibles. Sin embargo, las interrupciones de tipo administrativo son econmicamente ineficientes y deben ser evitadas. Una opcin es dejar la decisin de interrupcin a los participantes en las transacciones bilaterales. Cuando un productor y un consumidor firman un contrato y no desean ver interrumpida su transaccin debido a congestionamiento, ellos deben adquirir el derecho de usar la red del sistema. Debido a que estos derechos de transmisin son adquiridos en subastas pblicas, las partes tienen la oportunidad de decidir si este costo adicional es justificable. Ejemplo 1. Para el sistema de la Figura 6.1, suponga que G1 y la carga L1 han acordado un precio de la energa de 30 $/MWh, mientras que G2 y L2 tienen un contrato de 32$/MWh. Al mismo tiempo, G3 ofrece energa a 35$/MWh. La carga L2 debe, entonces, no acordar pagar ms de 3 $/MWh por los derechos de transmisin, ya que esto hara que la energa que l compra de G2 fuera ms costosa que la que podra comprar de G3. El precio de los derechos de transmisin tendra que ser de 5 $/MWh para que G1 llegara a la misma conclusin (puesto que L1 preferira comprar energa de G3). Por tanto, el precio de los derechos de transmisin es un argumento que los consumidores pueden usar en sus negociaciones con los generadores para convencerlos de que bajen sus precios. Los derechos de transmisin de este tipo son llamados derechos fsicos de transmisin, debido a que tienen por objetivo soportar a la transmisin actual de una cierta cantidad de potencia sobre un elemento de transmisin especfico.

A

L1 G1

G2 G3

L2 B



Esta aproximacin tiene sus problemas de aplicacin, debido a que la trayectoria que la potencia toma a travs de la red es determinada por leyes fsicas y no por lo establecido en un contrato. Adems, los derechos fsicos tienen el potencial de exacerbar el ejercicio de poder de mercado. Estos problemas son ilustrados a continuacin. 6.3.2.1 Trayectorias Paralelas La Figura 6.2 representa un sistema de tres nodos con cuatro generadores y tres cargas, cuyos datos son mostrados en la Tabla 6.1.

Figura 6.2 Sistema de tres nodos.

Tabla 6.1 Datos de lneas de transmisin para el sistema de tres nodos. Lnea Reactancia (pu) Capacidad (MW) 1-2 1-3 2-3

0.20 0.20 0.10

126.0 250.0 130.0

Suponga que G2 y L3 desean firmar un contrato por 400 MW. Si G2 inyecta esos 400 MW en el nodo 1 y la carga L3 los extrae en el nodo 3, esta potencia fluye a travs de dos trayectorias mostradas en la Figura 6.3. La cantidad de flujo, para cada trayectoria posible es:

160)400(1.02.02.0

2.0323121

31 =++

=++

=

Pxxx

xF A MW

240)400(1.02.02.0

3.0323121

3221 =++

=++

+=

Pxxx

xxF B MW

Para garantizar que esta transaccin puede tomar lugar, las partes requieren asegurar 240 MW de derechos de transmisin sobre la lnea 1-3 y 160 MW sobre las lneas 1-2 y 2-3. Esto, claramente no es posible debido a que la capacidad mxima de las lneas 1-2 y 2-3 son 126 y 130 MW, respectivamente. En la ausencia de cualquiera otra transaccin, debido a que la limitacin ms restrictiva es la capacidad de la lnea 1-2, el mximo que G2 y L3 pueden negociar es:

315)126(2.05.0

31

323121 ==++

=

AMAX Fx

xxxP MW

L2

G2 G3

L1

L3

2

1 3 G4

G1



(a) (b)

Figura 6.3 (a) Trayectorias de la transaccin entre G2 y L3, (b) Trayectorias de la transaccin entre G4 y L1. Por otra parte, suponga que la carga L1 desea comprar 200 MW del generador G4. Esta potencia fluira en las siguientes proporciones, a travs de las trayectorias C y D:

80)200(1.02.02.0

2.0323121

31 =++

=++

=

Pxxx

xF C MW

120)200(1.02.02.0

3.0323121

3221 =++

=++

+=

Pxxx

xxF D MW

Ahora, si se considera que las dos transacciones son realizadas al mismo tiempo, se tiene que los flujos de potencia totales, a travs de cada lnea de transmisin, son los siguientes:

80801602312 ====CA FFFF MW

12012024013 ===DB FFF MW

Entonces, la transaccin entre G4 y L1 crea un contraflujo que incrementa la potencia que G1 y L3 pueden negociar. Si no se desea que la red limite innecesariamente oportunidades de compraventa, el total de derechos fsicos que se pueda realizar debe considerar los posibles contraflujos. Bajo una filosofa de negociacin descentralizada, el operador del sistema solamente debe verificar que la red elctrica sea segura, si todas las transacciones propuestas son realizadas. Si este no es el caso, los participantes del mercado tienen que ajustar su posicin a travs de contratos bilaterales adicionales, hasta que un estado operativo seguro sea alcanzado. Por tanto, la negociacin bilateral est cercanamente relacionada con la compraventa bilateral de los derechos fsicos. En teora, si el mercado es suficientemente competitivo, los participantes deben ser capaces de descubrir, mediante interacciones iterativas, una combinacin de negociaciones bilaterales en energa y derechos de transmisin que alcance el ptimo econmico. En la prctica, en un sistema de potencia con ms de unas cuantas restricciones de capacidad, el total de informacin que se requiere ser intercambiada es tan grande como para que este ptimo pueda ser alcanzado lo suficientemente rpido a travs de transacciones bilaterales.

L2

G2 G3

L1

L3

2

1 3 G4

G1

A

B

L2

G2 G3

L1

L3

2 1 3

G4

G1

C

D



6.3.2.2 Derechos de Transmisin Fsicos y Poder de Mercado De acuerdo a la definicin de los derechos de transmisin fsicos, estos le dan a su dueo el derecho de transmitir una cierta cantidad de potencia, para un cierto periodo de tiempo, a travs de una rama dada de la red de transmisin. Si estos derechos son tratados como otros tipos de derechos de propiedad, sus propietarios pueden utilizarlos, venderlos o, aunque es un absurdo en un ambiente de perfecta competencia, guardarlos y no usarlos. En un mercado sin competencia perfecta, los derechos fsicos pueden propiciar el ejercicio de poder de mercado. Considere el sistema de la Figura 6.1. Si G3 es el nico generador conectado al nodo B, entonces, puede tener incentivos para comprar los derechos de transmisin para el flujo de A a B. Si G3 no usa o revende sus derechos de transmisin, entonces, efectivamente habr de disminuir la potencia que puede ser vendida en el nodo B por otros participantes. Esta reduccin artificial de capacidad de transmisin incrementa el poder de mercado que G3 puede ejercer en el nodo B y le permite aumentar el margen de beneficio de su produccin, ya que puede elevar su precio de venta de energa, causando un efecto adverso en la eficiencia econmica del sistema. Para evitar este problema, se ha optado por agregar a los derechos de transmisin fsicos una provisin de usarlos o perderlos, de modo que la capacidad de transmisin que un participante ha reservado pero no usado, es liberada para otros que desean utilizarla, evitando la acumulacin de capacidad de transmisin con el fin de incrementar el poder de mercado. 6.3.3 Ejemplo Real de Derechos de Transmisin Fsicos Para ilustrar un caso de implantacin de derechos fsicos, se presenta el anlisis de la interconexin Mxico-Guatemala. Esta consiste en una lnea de 400 kV, 103 km de longitud (32 en el lado mexicano y 71 en el guatemalteco), dos conductores ACSR por fase, 1113 MCM y las torres de transmisin tienen la capacidad para alojar un segundo circuito. Las dos subestaciones involucradas son Tapachula, Chs, y Los Brillantes en Guatemala. En esta ltima, hay un banco de transformacin de 400/230 kV, constituido por tres transformadores monofsicos de 75 MVA cada uno, a fin de poder transmitir energa a travs de la red elctrica de Guatemala en 230 kV3. Para el caso de las transacciones internacionales con Mxico, la capacidad de transmisin en la lnea de interconexin se asigna primeramente a los contratos firmes, de acuerdo a los derechos de transmisin adquiridos e informados al Administrador del Mercado Mayorista AMM en Guatemala. La capacidad de transmisin para exportacin e importacin est determinada por el AMM mediante estudios tcnicos y estar limitada a la mxima cantidad de electricidad fsicamente despachable como inyeccin o como retiro en la lnea de interconexin4. El costo de esta interconexin es presentado en la Tabla 6.2. 3vila Rosales Miguel ngel, Sarmiento Hctor Gerardo, Len Rodrguez Daniel, Transamerica Interconnections, Transmission & Distribution World, December 1, 2011. Disponible en: http://tdworld.com/overhead_transmission/mexico-us-ties-20111201/#ixzz2JNkJUdM0 4 Administrador del Mercado Mayorista, Resolucin No. 300-01, actualizada a junio de 2013, Guatemala, Gt.



Tabla 6.2 Costos finales de la interconexin Mxico-Guatemala. Concepto Costo Final1 (USD)

Supervisin de construccin de la lnea de 400 kV y la subestacin Los Brillantes. 4.170.000,00 Adecuacin de la subestacin Los Brillantes para su puesta en servicio permitiendo el intercambio y transformacin de energa entre los sistemas de Guatemala y Mxico.

18.580.000,00

Construccin de 71 km de lnea de transmisin en 400 kV, permitiendo transferencias de Mxico a Guatemala de 200 MW y de Guatemala a Mxico de 70 MW.

23.010.000,00

Total 45.760.000,00 1No incluye los costos finales pagados por la CFE, por la adecuacin de la subestacin Tapachula y el tendido de 32 km de lnea de 400 kV. El periodo de amortizacin es de 20 aos a una tasa variable. Fuente: Inter-American Development Bank, Electric Interconnection between Guatemala and Mexico, Progress Monitoring Report, 31-March-2011. Cabe mencionar que no hay informacin disponible del monto de inversin aportado por la CFE. Sin embargo, haciendo un clculo proporcional al costo de la instalacin de la lnea de 400 kV, del lado mexicano se habran invertido aproximadamente USD$10,371,000.00, de manera que el costo total del proyecto es de USD$56,131,000.00. La exportacin de energa de Mxico a Guatemala se ha realizado a travs de un contrato firme entre CFE y el INDE, el cual tiene una capacidad de 120 MW con la posibilidad de ampliarla a 200 MW. Asimismo, este contrato permite la posibilidad de que la CFE importe energa con una capacidad mxima de 70 MW a travs de la interconexin5. Debido a que este contrato es firme, esto implica que, en primera instancia, estas instituciones son las que pueden transferir energa a travs de la interconexin. Por otra parte, ya que el INDE y CFE financiaron la interconexin, entonces, este contrato es equivalente a la adquisicin de derechos fsicos de transmisin por parte de ambas entidades, dndoles exclusividad para la utilizacin de la interconexin. Adicionalmente, es importante recalcar lo siguiente, en referencia al Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala6: La energa solamente es importada cuando su valor horario, definido por la CFE, es ms bajo

que el de la energa de Guatemala. Los valores de la energa estn relacionados con los costos variables de produccin de las

centrales del Sistema Interconectado Nacional de Mxico. Entonces, este contrato es una opcin a favor del INDE, ya que solo cuando obtiene un beneficio, hace la compra de energa. La Tabla 6.3 presenta el balance de intercambio que ha habido a travs de la interconexin Mxico-Guatemala. Este fue iniciado en el ao 2009, con un periodo de pruebas, el cual termin en septiembre de 2010 y, a partir de octubre de ese ao, dio inici la fase comercial. Esta tabla muestra un pago por potencia y otro por energa. El primero es debido a que el INDE, aparentemente, est pagando por la opcin a su favor y solo tiene un ajuste anual. Adems, este contrato, se aplica como si el INDE hubiera adquirido un derecho fsico de transmisin, debido a

5 Secretara de Energa (SENER), Prospectiva del Sector Elctrico 2012-2026. Disponible en: http://www.sener.gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2012/PSE_2012_2026.pdf 6 Informe de Contrato de Importacin 120 MW Firmes INDE-CFE, Noviembre de 2012. Disponible en: http://www.inde.gob.gt/



que, cuando no hay transferencia de energa negociada entre ambas partes (julio y octubre de 2012), la interconexin no es utilizada por otros agentes del Mercado Elctrico Regional. Tabla 6.3 Energa y potencia mensual importada por Guatemala desde Mxico, de 2010 a 2012.

*

Ao

Mes Energa Potencia Energa Potencia MWh GWh MW USD USD

Perio

do d

e Pr

ueba

s/Tr

ansi

torio

Pre

vio

Ope

raci

n C

omer

cial

2

009

Enero 0,00 0,00 0,00 Febrero 0,00 0,00 0,00 Marzo 0,00 0,00 0,00 Abril 2,90 0,00 0,00 Mayo 0,00 0,00 0,00 Junio 0,00 0,00 0,00 Julio 0,00 0,00 0,00 Agosto 0,00 0,00 0,00 Septiembre 160,61 0,16 0,00 Octubre 9 488,96 9,49 0,00 Noviembre 713,45 0,71 0,00 Diciembre 8 946,19 8,95 0,00

2

010

Enero 0,00 0,00 0,00 Febrero 5 649,17 5,65 0,00 Marzo 54 525,69 54,53 0,00 Abril 62 398,08 62,40 0,00 Mayo 33 232,58 33,23 0,00 Junio 17 307,80 17,31 0,00 Julio 28 142,47 28,14 0,00 Agosto 14 934,26 14,93 0,00 Septiembre 0,00 0,00 0,00 Octubre 41 664,00 41,66 120,00 2 839 001,36 484 975,04 Noviembre 45 561,00 45,56 120,00 2 989 658,06 484 975,04 Diciembre 44 010,00 44,01 120,00 4 649 270,55 484 975,04

O

pera

cin

Com

erci

al

2011

Enero 46 620,00 46,62 120,00 4 578 010,33 489 924,80 Febrero 38 700,00 38,70 120,00 4 355 222,21 489 924,80 Marzo 48 240,00 48,24 120,00 5 000 748,64 489 924,80 Abril 46 800,00 46,80 120,00 5 331 413,12 489 924,80 Mayo 44 580,00 44,58 120,00 5 246 605,40 489 924,80 Junio 29 640,00 29,64 120,00 3 536 098,80 489 924,80 Julio 41 149,00 41,15 120,00 4 572 460,31 489 924,80 Agosto 44 630,00 44,63 120,00 5 312 131,97 489 924,80 Septiembre 38 359,00 38,36 120,00 4 125 366,45 489 924,80 Octubre 39 565,00 39,57 120,00 4 321 259,92 489 924,80 Noviembre 33 475,00 33,48 120,00 5 047 658,30 416 604,00 Diciembre 38 790,00 38,79 120,00 5 268 122,24 489 924,80

20

12

Enero 42 315,00 42,32 120,00 6 696 196,08 510 423,24 Febrero 42 420,00 42,42 120,00 6 618 612,98 510 423,24 Marzo 43 680,00 43,68 120,00 7 295 839,89 510 423,24 Abril 40 910,00 40,91 120,00 7 055 406,18 510 423,24 Mayo 9 710,00 9,71 120,00 1 714 033,29 510 423,24 Junio 1 900,00 1,90 120,00 323 297,48 510 423,24 Julio 0,00 0,00 120,00 * 510 423,24 Agosto 1 525,00 1,53 120,00 248 750,42 510 423,24 Septiembre 3 430,00 3,43 120,00 569 929,37 510 423,24 Octubre 0,00 0,00 120,00 * 510 423,24 Noviembre 70,00 0,07 120,00 7 713,76 510 423,24

TOTAL 1 043 245,15 1 043,25 Fuente: Informe de Contrato de Importacin 120 MW Firmes INDE-CFE, Noviembre de 2012. http://www.inde.gob.gt/



6.3.4 Efecto del Congestionamiento y las Prdidas en un Mercado Centralizado En un sistema basado en un pool o mercado centralizado, productores y consumidores someten sus ofertas al operador del mercado, quien, adems, acta como operador de sistema y es independiente de todas las dems partes, selecciona ofertas y ofrece a la que sea ptima y respete las restricciones de seguridad impuestas por la red de transmisin. Como parte de este proceso, el operador del sistema calcula precios nodales del mercado. Cuando las prdidas y/o el congestionamiento estn presentes, los precios de energa dependen del nodo en el cual se inyecta o se extrae la potencia. El precio que consumidores y productores pagan o reciben es igual para todos los participantes conectados a un nodo. Este no necesariamente es el caso de un mercado descentralizado en el cual los precios son determinados mediante contratos bilaterales. En el mercado centralizado, el operador del sistema juega un papel ms activo. Entonces, la eficiencia econmica es alcanzada si optimiza el uso de la red elctrica. 6.3.4.1 Mercado centralizado en un sistema de dos nodos El anlisis ser iniciado con un sistema de dos nodos que representan a dos mercados de electricidad que sern conectados entre s, pero que, en primera instancia, estn aislados y sus redes de transmisin son robustas, de manera que raramente se interrumpe el suministro. Tales mercados sern denominados como B y S. Las curvas de suministro de los mercados B y S son:

BBB PMC 01.010 +== $/MWh (6.1)

SSS PMC 02.013+== $/MWh (6.2) Como todas las curvas de suministro, estas funciones se incrementan monotnicamente con la demanda de energa elctrica. La Figura 6.4 representa estas funciones de suministro. Por simplicidad, se asume que las demandas en los mercados B y S permanecen constantes e iguales a 500 y 1500 MW, respectivamente, y son consideradas como inelsticas. Cuando los dos mercados operan independientemente, los precios son:

15)500(01.010 =+== BB MC $/MWh 43)1500(02.013 =+== SS MC $/MWh

Los resultados anteriores establecen relaciones entre potencia de suministro y precios de la energa para ambos mercados. Estas relaciones son mostradas grficamente en la Figura 6.4.

Figura 6.4 Funciones de suministro para los mercados de energa B y S. SP

BP

BB MC=

SS MC=

500

13

150

10 15

43



Caso 1: Interconexin con capacidad de transmisin no restringida. En primera instancia, considere que la capacidad de la interconexin es de 1600 MW. Si todos los generadores en el mercado S se desconectaran, su carga entera podra ser suministrada por el mercado B, a travs de la interconexin, debido a que su capacidad es mayor que la carga de B. Adicionalmente, y debido a que los precios de suministro del mercado B son menores, en primera instancia se podra pensar que los generadores de este mercado podran suministrar tambin la demanda del mercado S, de modo que se tendra la situacin siguiente:

BP = 2000 MW, SP = 0 MW. Reemplazando estos valores en las ecuaciones (6.1) y (6.2), se encuentra que el costo marginal de producir energa en ambos mercados sera:

BMC = 30 $/MWh, SMC = 13 $/MWh. Sin embargo esta situacin no es sostenible. Debido a que el costo marginal resultante es mayor, los generadores del mercado B no estaran en una situacin de capturar todo el mercado. El equilibrio se encontrar cuando se tenga un precio marginal nico para ambos mercados, esto es, cuando SB == . Esto significa que los generadores de ambos mercados compiten para satisfacer la demanda de ambos mercados, es decir, BP + SP = BD + SD = 500 + 1500 = 2000 MW. De las ecuaciones anteriores: = BP01.010 + = SP02.013+

De donde: SS

B PP

P 230001.002.03

+=+

= . Substituyendo en la ecuacin de la suma de demandas:

SP2300+ + SP = 2000

Resultando: SP = 566.666 MW, BP = 1433.333 MW, = 24.333 $/MWh El flujo de potencia a travs de la interconexin ser: BSP = 1433.333 500 = 933.333 MW. La Figura 6.5 presenta la solucin grfica de este problema cuando se considera que ambos mercados operan, con la ayuda de la interconexin, como un mercado nico. La interseccin de las dos curvas de suministro indica el punto de operacin de los dos mercados. Caso 2: Interconexin con capacidad restringida. Durante ciertos periodos de tiempo, por mantenimiento o falla, se restringe la capacidad de la interconexin a 400 MW. Cuando esto ocurre, la produccin en B es reducida, tal que su produccin es BD + BSP =500+400=900 MW, mientras que la potencia de suministro en S es SD BSP =1500400=1100 MW. Ahora, por la restriccin activa de flujo, cada mercado tendr su propio costo marginal:



Figura 6.5 Representacin grfica de la combinacin de los mercados B y S en uno solo.

19)900(01.010 =+== BB MC $/MWh 35)1100(02.013 =+== SS MC $/MWh

La Figura 6.6 ilustra esta condicin. El costo marginal de producir electricidad en cada mercado ser diferente. Si estos mercados todava son lo suficientemente competitivos, sus precios sern iguales a los costos marginales. Entonces, ahora se tiene lo que se conoce como precios marginales locales, puesto que el precio depende del nodo donde se produce y consume la energa. Si un precio diferente es definido para cada nodo del sistema elctrico sobre el cual opera el mercado, entonces, al precio marginal local se le llama precio nodal. El ejemplo anterior muestra que los precios nodales menores estn asociados a nodos exportadores de energa, mientras que los precios nodales mayores estn relacionados con nodos importadores de energa.

Figura 6.6 Representacin grfica del efecto de la congestin en la interconexin de los mercados B y S.

BD + SD = 2000 MW

BSP = 400 MW

BD = 500 MW

BP = 900 MW

BB MC=

SS MC=

35 $/MWh

19 $/MWh

SP = 1100 MW

SD = 1500 MW

16 $/MWh

SP = 566.666 MW

Curva de suministro

BD + SD = 2000 MW

BSP = 933.333 MW

BD = 500 MW

BP = 1433.333 MW

BS MC= SS MC=

24.333 $/MWh 24.333 $/MWh

SD = 1500 MW

Curva de suministro



La Tabla 6.4 muestra que los mayores beneficiarios de la operacin de la interconexin son los generadores de B y los consumidores de S, mientras que los ms perjudicados son los consumidores de B, ya que ven mayores precios marginales de suministro, mientras que los generadores de S vern una reduccin importante de ventas por generar menos energa. De todas formas, existe un beneficio econmico positivo, ya que los consumidores, en general, pagan menos por la energa comprada. El beneficio mayor es alcanzado cuando no hay congestionamiento en la interconexin, ya que este reduce el beneficio obtenido en el caso con congestionamiento.

Tabla 6.4 Operacin de los mercados B y S separados, en conjunto sin restricciones de transmisin y con restricciones de transmisin.

Concepto Mercados Separados Mercado

nico Mercado nico con Congestionamiento

Potencia producida BP (MW) 500 1433.333 900.0 Precio de energa B ($/MWh) 15 24.33 19.00 Ingresos ventas energa BR ($/h) 7,500.00 34,865.00 17,100.00 Pagos compra energa BE ($/h) 7,500.00 12,165.00 9,500.00 Potencia producida SP (MW) 1,500.0 566.666 1,100.0 Precio de energa S ($/MWh) 43.00 24.33 35.00 Ingresos ventas energa SR ($/h) 64,500.00 13,795.00 38,500.00 Pagos compra energa SE ($/h) 64,500.00 36,495.00 52,500.00 Flujo de la interconexin BSP (MW) 0 933.0 400.0 Ventas totales energa BR + SR ($/h) 72,000.00 48,660.00 55,600.00 Pagos totales energa BE + SE ($/h) 72,000.00 48,660.00 62,000.00

6.3.4.2 Rentas por Congestionamiento Si se observa la Tabla 6.4, se notar que en el caso de la interconexin congestionada hay una diferencia entre lo que pagan los consumidores (62,000) y lo que ingresan los generadores (55,600). A la diferencia se le conoce como rentas por congestionamiento. En general, para el modelo de dos mercados, se tiene que el pago hecho por los consumidores es:

TOTALE = BE + SE = BB D + SS D ($/h) (6.3) Por otra parte, el ingreso de los generadores es igual a:

TOTALR = BR + SR = BB P + SS P = )( BSBB PD + + )( BSSS PD (6.4) Adems, se tiene que el precio marginal en cada mercado est dado por las relaciones:



)(01.010 BSBBB PDMC ++== (6.5)

)(02.013 BSSSS PDMC +== (6.6) Restando (6.4) a (6.3):

TOTALE TOTALR = )( BSSSS PDD + + )( BSBBB PDD

BSBSTOTALTOTAL PRE )( = (6.7) La ecuacin (6.7) presenta en forma general la renta por congestin de la interconexin entre los dos mercados, la cual es igual al flujo a travs de ella multiplicado por la diferencia de los precios marginales nodales en los extremos que conecta. Para el caso de cuando la lnea est restringida a 400 MW, se tiene que la renta por congestionamiento es:

TOTALE TOTALR = BSBS P)( = (35 19) 400 = 6,400.00 $/h Note que este resultado es la diferencia entre lo que pagan los consumidores y lo que reciben los generadores: 62,000 55,600 = 6,400.00 $/h. En un mercado centralizado, en el cual todos los participantes compran o venden a un precio nodal determinado centralizadamente, la renta por congestionamiento es colectada por el operador del mercado, quien no puede guardar esa renta, debido a que se supone es un ente sin afn de lucro, de manera que tiene que hacer algo con ella. Ms adelante, se tratar el tema del manejo de los riesgos por congestionamiento y los derechos de transmisin financieros. Aun cuando existan rentas por congestionamiento, en un mercado centralizado los consumidores pagan de acuerdo a lo establecido en el modelo de mercado, es decir, a precios marginales nodales, mientras que los generadores reciben sus ingresos por ventas sobre esta misma base. Sin embargo, hay participantes en el mercado que acuerdan compraventas de electricidad mediante contratos bilaterales, donde ellos establecen sus propios precios de la electricidad, con el objetivo de protegerse contra las variaciones de precios marginales nodales, debidas al nivel de carga del sistema, congestionamiento y prdidas. El impacto de estas ltimas es presentado a continuacin. 6.3.4.3 Efecto de las Prdidas Sobre los Costos Marginales Nodales A continuacin, se presenta un ejemplo de un sistema de 6 nodos, mostrado en la Figura 6.7, el cual es de 230 kV, y los conductores son 954 MCM y lmite trmico de 440 MVA. Los datos de la red son presentados en la Tabla 6.5. Este ejemplo es presentado nicamente con el propsito de ilustrar lo que ocurre con los precios marginales nodales ante la consideracin de las prdidas. Adicionalmente, para el escenario actual, se tiene una compensacin reactiva de 45 y 50 MVAr en los nodos 4 y 6, respectivamente. Los escenarios de demanda estn mostrados en la Tabla 6.6, en trminos de potencia activa y potencia reactiva, en MW y MVAr, respectivamente.



Tabla 6.5 Parmetros de las lneas de transmisin del sistema de prueba (pu) Envo Recepcin r x y/2

1 4 0.01027 0.08222 0.08148 1 4 0.01027 0.08222 0.08148 1 5 0.01808 0.14548 0.14521 1 5 0.01808 0.14548 0.14521 2 4 0.01364 0.10945 0.10874 2 5 0.00913 0.07312 0.07241 2 6 0.01364 0.10945 0.10874 3 5 0.01476 0.11849 0.11784 3 6 0.01308 0.10492 0.10419 5 6 0.00572 0.04575 0.04523

Figura 6.7 Sistema de prueba para analizar el efecto de prdidas por transmisin.

Tabla 6.6 Carga del sistema (MW, MVAr)

Nodo (MW) (MVAr) 4 450.0 70.0 5 600.0 120.0 6 500.0 110.0

La Tabla 6.7 presenta los datos de generacin. En el nodo 1 se tiene tres generadores, mientras que en el nodo 2 hay dos unidades y en el nodo 3 hay solo un generador. Las curvas de costo son cuadrticas de la forma7:

2)( GiiGiiiGii PcPbaPC ++= Para resolver este problema se utiliz la herramienta de flujos ptimos MATPOWER desarrollada en la plataforma computacional MatLab.

7 A. J. Wood, B.F. Wollenberg, Power Generation, Operation and Control, John Wiley & Sons, Second Edition, 1996.

6

3

4

2 1

5



Tabla 6.7 Datos de curvas de costo y lmites de generadores. Gen. Nodo maxGP minGP c b a

1 1 400 0 0.0020 7.4 310 2 1 400 0 0.0020 7.4 310 3 1 400 0 0.0020 7.4 310 3 2 400 0 0.0028 7.9 410 4 2 400 0 0.0028 7.9 410 5 3 350 0 0.0030 8.1 470

La Tabla 6.8 presenta el despacho de generacin y los voltajes nodales. Note que los costos marginales nodales presentan pequeas diferencias entre s, debido al efecto de las prdidas, (no hay congestionamiento). Adems, se observa que los nodos de carga tienen precios marginales nodales mayores con respecto a los correspondientes de los nodos de generacin.

Tabla 6.8 Voltajes complejos nodales, potencia y costo marginal en generadores y cargas.

Nodo Voltaje (pu) ngulo (grados)

MW MVAr Precio Marginal Nodal ($/MWh)

1 1.050 0.000 686.70 78.91 9.157 2 1.050 0.998 600.63 67.99 9.199 3 1.050 4.169 299.19 38.34 9.356 4 1.010 8.132 9.511 5 1.013 12.078 9.690 6 1.006 14.622 9.810

La diferencia de precios nodales indica que ahora habr un supervit por prdidas. La Tabla 6.9 presenta los flujos de potencia a travs de cada elemento de la red de transmisin, en ambos sentidos, as como las prdidas por elemento y totales. El total de generacin es de 1586.697 MW y el total de carga es de 1550 MW, implicando que hay una cantidad de prdidas de 36.697 MW.

Tabla 6.9 Flujos de potencia y prdidas en el sistema de seis nodos. Elemento Flujo Flujo Prdidas

Envo Recepcin MW MVAr MW MVAr MW MVAr 1 4 187.53 31.99 184.10 21.80 3.432 27.48 1 4 187.53 31.99 184.10 21.80 3.432 27.48 1 5 155.91 7.47 151.84 5.57 4.077 32.80 1 5 155.91 7.47 151.84 5.57 4.077 32.80 2 4 83.16 2.57 81.81 26.39 1.349 10.88 2 5 285.15 36.59 278.25 3.24 6.898 55.24 2 6 232.33 28.84 225.44 3.42 6.884 55.24 3 5 119.71 12.43 117.71 21.42 2.005 16.10 3 6 179.47 25.91 175.48 15.95 3.987 31.98 5 6 99.63 1.69 99.07 6.46 0.555 4.44

Total de prdidas en el sistema: 36.697 294.44 Entonces, el supervit para este caso es calculado como: 450(9.511)+600(9.69)+500(9.81) 686.7(9.157) 600.63(9.199) 299.19(9.356) = 386.421 $/h.



Ahora, el problema es repartir este supervit entre los generadores que, en alguna medida aportan las prdidas en el sistema. Regresando al sistema de dos nodos de la Figura 6.1, pero considerando solamente una lnea de transmisin, e ignorando la influencia de los flujos de potencia reactiva sobre ellas, se tiene que las prdidas8 por transferencia de carga son las siguientes:

RVSRIL

22

= = 22

22

22PKP

VRR

V

QP=

+ (6.8)

6.3.4.4 Costo Marginal de las Prdidas Sea el sistema de la Figura 6.8, donde el generador del nodo 1 suministra a la carga D del nodo 2, a travs de la lnea de transmisin con una resistencia R. Suponga adems que la carga es puramente activa, de manera que se desprecia el flujo de potencia reactiva de la lnea, y que el voltaje es igual al nominal en ambos nodos.

Figura 6.8 Sistema de dos nodos para ilustrar el clculo del costo marginal por prdidas. Las suposiciones hechas para este sistema permiten expresar las prdidas como sigue:

2DKL = (6.9) Donde D es la carga en el nodo 2 y K = R / V2. La generacin en el nodo 1 est dada por: G(D) = D + L = D + K D2 (6.10) Si la carga se incrementa de D a D+D, la generacin debe ser incrementada por: G = G(D + D) G(D) = [(D + D) + L ] [D + L] = [(D +D) + K(D +D)2] [D + KD2] = [(D + D) + K(D2 + 2DD + (D)2] D KD2 = D + KD2 + D (1 + 2 DK) + K (D)2 D KD2 = (1 + 2DK) D + K (D)2 Si se considera que el cambio de carga en trminos de valores en por unidad es relativamente pequeo, entonces, el trmino (D)2 puede ser omitido del resultado anterior, de modo que: G = (1 + 2DK) D (6.11) Si el costo marginal de generacin en el nodo 1 es definido como c, el incremento en el costo de generacin debido a un incremento de la carga D en el nodo 2 es:

8Las prdidas pueden ser clasificadas en tres tipos: (a) variables, debidas al flujo de potencia o carga del sistema, (b) fijas, debidas a corrientes de histrisis en el hierro de los transformadores y efecto corona en lneas de transmisin, y (c) las no tcnicas relacionadas con consumos ilcitos de energa y errores de facturacin.

1

D G1

2



C = c(1 + 2DK) D (6.12) y el costo marginal en el nodo 2 es:

DC

= c(1 + 2DK)

Si se supone que la competencia es perfecta en este sistema, los precios de la energa en los nodos 1 y 2 estn dados por:

c=1 (6.13)

12 = (1 + 2DK) (6.14) La diferencia en el precio de los dos nodos se incrementa linealmente con el flujo de potencia de la lnea, debido a que las prdidas son una funcin lineal de la carga. Por causa de las prdidas, el total que pagan los consumidores en el nodo 2 excede al total que reciben los generadores en el nodo 1. Un supervit, denominado MS, surge en la red. Este supervit es igual al valor de la energa vendida en el nodo 2 menos el costo de compra de la energa producida en el nodo 1: MS = 12 D (D + KD

2) (6.15) Usando las expresiones para los precios dados en las ecuaciones (6.13) y (6.14), se obtiene: MS = c(1 + 2KD)D c(D + KD2) = c K D2 (6.16) Mientras menor sea la energa producida en el nodo 1 con respecto a la energa consumida en el nodo 2, el supervit siempre ser positivo, el cual ser igual al costo de suministrar las prdidas, debido a que solamente hay un generador con un costo marginal definido. En un sistema ms complejo, no es posible obtener una expresin similar a la ecuacin (6.16) y es imposible establecer un mtodo riguroso para cuantificar el costo de las prdidas. 6.3.4.5 Efecto de las Prdidas en el Despacho Para discutir este punto, se toma nuevamente el caso del mercado nico conformado por los mercados B y S interconectados a travs de una lnea de transmisin. Se supone que la lnea no est congestionada y que el coeficiente K = 0.00005 MW-1. Ahora, los costos variables de producir energa en los mercados B y S son:

BC ( BP ) = 10 BP + 21 0.01 2BP (6.17)

SC ( SP ) = 13 SP + 21 0.02 2SP (6.18)

Si el mercado opera eficiente y competitivamente, en el punto de equilibrio se minimiza el costo total variable de producir energa elctrica:



Minimizar: BC ( BP ) + SC ( SP ) = 10 BP + 21 0.01 2BP + 13 SP + 2

1 0.02 2SP (6.19)

Sujeto a: 2BSBSBB KPPDP ++= (6.20) BSSS PDP = (6.21)

donde BD = 500 MW, SD = 1500 MW. El trmino del flujo al cuadrado en la ecuacin (6.20) causa que, cuando se aplica la tcnica de los multiplicadores de Lagrange resulte en un problema no lineal, el cual debe ser resuelto mediante alguna tcnica numrica. En este caso, se aplica un mtodo emprico el cual consiste en definir un flujo inicial, de manera que se substituye en las ecuaciones (6.20) y (6.21), para obtener valores de las potencias de generacin, con las cuales se encuentra el costo total de produccin mediante (6.19). Posteriormente, se define un nuevo valor de flujo de tal forma que se observe si se disminuye el costo total y, de ser as, entonces, se va variando el flujo en esa direccin, hasta encontrar un punto en que el costo ya no disminuya o aumente. En caso contrario, si despus de la segunda estimacin se observa que el costo total se incrementa, entonces, se vara el flujo en direccin contraria, hasta obtener el mnimo posible. Con este proceso, se encuentra los resultados de la Tabla 6.10.

Tabla 6.10 Efecto de las prdidas en el punto de equilibrio del mercado nico. Concepto Sin Prdidas Con Prdidas

BP (MW) 1433.333 1389.0

SP (MW) 566.666 647.0 Prdidas (MW) 0.0 36.0 Transferencia de potencia (MW) 933.0 853.0

BMC ($/MWh) 24.33 23.89

SMC ($/MWh) 24.33 25.94 Costo total de generacin ($/h) 35,183.00 36,134.00

Note que hay un diferencial de precios marginales nodales en el caso donde se considera las prdidas (25.94 23.89 = 2.05 $/MWh). A los consumidores de S les es indiferente entre comprar energa de los generadores locales a 25.94 $/MWh o de los productores de B a 23.89 $/MWh y pagar un cargo de transmisin por 2.05 $/MWh. Similarmente, los consumidores de B son indiferentes a comprar de productores locales o de los generadores ms costosos de S, ya que ellos reciben una compensacin por entrar en una transaccin que reduce prdidas. La Tabla 6.11 presenta la operacin del mercado nico, detallando pagos de consumidores y productores de cada uno de los mercados. Note que hay un supervit debido a la diferencia de los precios marginales nodales, el cual puede calcularse conociendo las potencias negociadas en B (1389 500 = 889 MW), as como las negociadas en S (1500 647 = 853 MW): 853 (25.94) 889 (23.89) = 888.61 $/h.



Tabla 6.11 Operacin del mercado nico cuando las prdidas de la interconexin entre los mercados B y S son consideradas.

Concepto Mercado B Mercado S Mercado nico Consumo (MW) 500.0 1500.0 2000.0 Produccin (MW) 1389.0 647.0 2036.0 Precio Marginal Nodal ($/MWh) 23.89 25.94 Pagos de consumidores ($/h) 11,945.00 38,910.00 50,855.00 Ingresos de generadores ($/h) 33,183.21 16,783.18 49,966.39 Supervit 888.61

Se debe puntualizar que, en caso de que las prdidas sean incluidas en el modelo de optimizacin del mercado, entonces, este modelo ser no lineal, de manera que se requiere de un mtodo iterativo para resolverlo. Esto causa dificultades en el proceso de resolucin del mercado y se pierde transparencia. Por tal motivo, en diversas ocasiones se ha optado por separar las prdidas del modelo de mercado, a fin de que se mantenga el modelo lineal de mercado, mientras que las prdidas son compensadas a travs de un servicio auxiliar separado del mercado de energa. 6.3.4.6 Efecto Combinado de Prdidas y Congestionamiento Ahora, se considera el caso en el cual el flujo sobre la interconexin es restringido a 600 MW. Los generadores en el mercado S producirn 900 MW para satisfacer la demanda local de 1500 MW. El precio nodal, asumiendo que es igual al costo marginal, en este mercado es:

S = SMC = 13 + 0.02 SP = 31.00 $/MWh La produccin de los generadores del mercado B est dada por la ecuacin siguiente:

BP = BD + BSP + K2

BSP = 500 + 600 + (0.00005) (600)2 = 1118 MW

El costo marginal y el precio marginal nodal en el mercado B son entonces:

18.2101.010 =+== BBB PMC $/MWh En este caso, el diferencial de precio (31 21.18 = 9.82 $/MWh) es debido en su mayora al congestionamiento. La Tabla 6.12 resume la operacin de la interconexin ante estas condiciones. Debido a que la restriccin de la interconexin reduce el flujo, lo mismo ocurre con las prdidas. Ahora, el supervit es mayor debido a las rentas por congestionamiento.

Tabla 6.12 Operacin del mercado nico cuando las prdidas y la congestin

de la interconexin entre los mercados B y S son consideradas. Concepto Mercado B Mercado S Mercado nico

Consumo (MW) 500.0 1500.0 2000.0 Produccin (MW) 1118.0 900.0 2018.0 Precio Marginal Nodal ($/MWh) 21.18 31.00 Pagos de consumidores ($/h) 10,590.00 46,500.00 57,090.00 Ingresos de generadores ($/h) 23, 679.00 27,900.00 51,579.00 Supervit 5511.00



6.4 MANEJO DEL RIESGO EN UN MERCADO CENTRALIZADO En las secciones anteriores, se ha observado que las consideraciones de seguridad limitan el total de potencia que puede ser transmitida a travs de la red de transmisin, resultando en precios marginales nodales diferentes. Los precios marginales varan debido a (a) las fluctuaciones de la demanda, (b) las prdidas, (c) la presencia del congestionamiento. Resultado de esto, los agentes participantes no pueden definir con mucha precisin el comportamiento de los precios marginales de la electricidad, resultado de la operacin del mercado spot. Por otra parte, los participantes del mercado tienen la libertad de formalizar contratos bilaterales para protegerse contra la volatilidad de los precios marginales nodales. Sin embargo, ante la presencia de congestin, los contratos bilaterales dan resultados que pueden no satisfacer a las partes. Suponga que en el mercado B hay un generador PGB que vende energa en el mercado S a un consumidor denominado PDS a un precio de referencia de 30 $/MWh y que, para considerar las variaciones de los precios marginales nodales, establecen un contrato por diferencias, el cual, en ausencia de congestin en la interconexin, y a un precio del mercado spot de 24.30 $/MWh, opera de la siguiente manera: PGB vende 400 MW a 24.30 $/MWh y recibe un pago de 400 (24.30) = 9,720.00 $/h. PDS compra 400 MW a 24.30 $/MWh y paga 400 (24.30) = 9,720.00 $/h. PDS paga 400(3024.30) = 2,280.00 $/h a PGB para cumplir con el contrato por diferencias. PGB y PDS han negociado efectivamente 400 MW a 30 $/MWh. Si los precios nodales hubieran sido mayores de 30 $/MWh, PGB habra hecho un pago a

PDS para cumplir con el contrato por diferencias. Ahora, considere que el flujo de potencia mximo de la interconexin es de 400 MW. Anteriormente, esta condicin operativa fue ya estudiada y sus resultados fueron resumidos en la Tabla 6.2. En este caso, el precio nodal marginal en el nodo B es de 19.00 $/MWh, mientras que se eleva a 35.00 $/MWh en el nodo S. Bajo estas condiciones se tiene: PGB vende energa a 19.00 $/MWh y recibe 400(19.00) = 7,600.00 $/h en pago. De acuerdo

al contrato por diferencias, se supone que deba recibir 400(30) = 12,000.00 $/h. Por tanto, hay una diferencia de (12,000 7,600 = 4,400 $/h) que espera PGB le sea pagada por PDS.

PDS compra 400 MW a 35.00 $/MWh y paga 400(35.00) = 14,000.00 $/h. De acuerdo al contrato por diferencias se supone que solo debe pagar 400(30) = 12,000.00 $/h. Entonces, PDS espera que PGB le bonifique 5(400)=2000$/h para cumplir con el contrato.

Las expectativas de ambos participantes son claramente incompatibles. El contrato por diferencia funciona solamente ante casos en que la congestin no est presente. Ante esto, los participantes que desean protegerse contra las variaciones de precios, entonces, deben contratar no solamente por la energa que ellos producen o consumen, sino tambin por la capacidad de transmisin para que pueda suministrar tal energa. 6.5 DERECHOS DE TRANSMISIN FINANCIEROS En la discusin de los contratos por diferencias, se puede observar que, ante la existencia de congestin en la interconexin, el total de dinero que deben recibir PGB y PDS, para cumplir con el contrato, es el siguiente: 4,400 + 2,000 = 6,400 $/h. Este total es exactamente las rentas por congestin que recauda el operador del mercado (Seccin 6.3.3.2): 62,000 55,600 = 6,400 $/h.



Entonces, debido a que el operador del mercado no puede apropiarse de las rentas por congestin, se puede disear un esquema a travs del cual los participantes del mercado puedan acceder a estas rentas, a fin de cumplir con sus responsabilidades contractuales y protegerse de la volatilidad de los precios marginales nodales. Este mecanismo puede ser como el siguiente: Primero considere que un total positivo de dinero representa un supervit, mientras que un monto negativo representa un dficit. Dado un contrato por diferencias con un precio de referencia C y un total F, el monto total que un consumidor como PDS espera pagar es:

CC FE = (6.22) Inversamente, el monto total que un productor como PGB espera recibir es:

CR = F C (6.23) Los totales que el consumidor y el productor pagan y reciben, respectivamente, en el mercado spot son los siguientes:

SM FE = (6.24)

BM FR = (6.25) En estas dos ltimas ecuaciones se toma en cuenta el hecho de que existe congestionamiento y que, por tanto, los precios marginales nodales son diferentes. Los totales que el productor y el consumidor esperan pagar o recibir para cumplir con el contrato por diferencias son:

)()( SCCSCMT FFFEEE === (6.26) )( BCCBCMT FFFRRR === (6.27)

Si el productor y el consumidor negocian en el mismo mercado spot o no hay congestionamiento en el mercado nico, se tiene que BS = , y el contrato puede ser cumplido debido a que:

TT RE = (6.28) Por otro lado, si BS , ambas partes esperan un pago, cuyo total est dado por la expresin:

)( SBTT FRE =+ (6.29) Ahora, se puede comparar la ecuacin (6.29) con la ecuacin (6.7), y se observa que ambas expresiones involucran al producto de la potencia de transferencia con una diferencia en el precio entre los dos mercados. El supervit por congestin involucra a la mxima potencia que puede ser transferida entre dos nodos, mientras que el supervit de la ecuacin (6.29) pertenece a una transaccin especfica.



Entonces, el supervit de congestin debe ser capaz de cubrir las deficiencias de contratos, hasta la potencia mxima, entre los dos mercados. En conclusin, los problemas de contratos por diferencias pueden ser resueltos si las partes que participan en transacciones bilaterales adquieren los llamados derechos de transmisin financieros (FTR). Los FTR son definidos entre dos nodos cualesquiera en la red y les confieren a sus propietarios un ingreso igual al producto de los derechos de transmisin adquiridos y el diferencial de precio entre los dos nodos. Formalmente, el poseedor de los FTR para un total de energa de F MWh entre los nodos B y S es recompensado por el siguiente total tomado del supervit de congestin:

)( BSFTR FR = (6.30) Este total es exactamente lo que se requiere para asegurar que un contrato por diferencias, entre un productor en B y un consumidor en S, puede ser cumplido. Note que en caso de que no haya congestin, no hay diferencia de precios marginales nodales y, por tanto, el poseedor del FTR no recibe retribucin econmica alguna. Adicionalmente, se observa que los propietarios de los FTR son indiferentes acerca del origen o destino de la energa que ellos producen o consumen. Por ejemplo, un consumidor del mercado S, quien posee F MW de FTR entre el mercado B y el mercado S puede optar por: Comprar F MW de potencia del mercado B a un precio de B y utilizar sus FTR para

recibirla gratis en el mercado S; en este caso, efectivamente paga F B . Comprar los F MW de potencia del mercado S a un precio S y usar su parte de renta por

congestin para disminuir el precio ms elevado que paga por lo energa; en este caso, paga F S , pero recibe )( BSF .

De acuerdo a estos dos puntos, los FTR aslan completamente a sus propietarios del riesgo asociado con la congestin en la red de transmisin. Es decir, aparentemente proveen una proteccin perfecta. Sin embargo, hay todava otra pregunta: En qu forma los productores y consumidores pueden adquirir los FTR? Esta forma ha sido realizada a travs de subastas, en la cuales, para cada periodo del mercado, el operador del sistema determinara el total de potencia que puede ser transmitida a travs de la interconexin. Los FTR para este total de potencia seran subastados y adquiridos al mejor postor. La subasta sera abierta para todos los generadores, consumidores y comercializadores. El propietario de estos derechos sera capaz de utilizarlos o revenderlos a otro participante. El precio pagado por los FTR depender de las expectativas de los diferenciales de precio que pudieran surgir entre los nodos donde estos derechos son definidos. En el caso del ejemplo de los dos mercados, si se estima que los precios de la energa en B y S, as como la capacidad de transmisin de la interconexin son correctos, la subasta debe tener un precio mximo de 35 19 = 16 $/MWh.



6.5.1 Derechos de Transmisin Financieros de Punto a Punto Los derechos financieros de transmisin tienen por objetivos los siguientes: Proteger de la volatilidad de precios nodales causada por prdidas y restricciones. Proveer la habilidad de tener certeza en el precio de la energa. Proporcionar un mecanismo de proteccin que puede ser transado separadamente del servicio

de transmisin. Proveer un mecanismo para asegurar los beneficios de la inversin en transmisin. Los FTR son definidos desde cualquier punto de la red de transmisin a otro. Estos puntos no necesariamente deben estar conectados directamente a travs de un elemento de transmisin. En este sentido, todo lo que requieren conocer dos participantes en el mercado que celebran un contrato bilateral es el punto de inyeccin y el punto de extraccin de la energa. Sea el sistema de 3 nodos analizado anteriormente. La Figura 6.9(a) presenta el caso donde hay congestionamiento en la lnea 1-2, cuya capacidad es de 126 MW, mientras que la capacidad de la lnea 1-3 es de 250 MW y la de la lnea 2-3 de 130 MW; los precios nodales son diferentes entre s, debido al congestionamiento de esa lnea. La Figura 6.9(b) presenta el caso donde se supone que la lnea 2-3 tiene una capacidad mxima de 65 MW y est congestionada. (a) (b)

Figura 6.9 Despacho de generacin ptima del sistema de tres nodos. Los flujos, generacin y cargas estn en MW. Se indica los precios nodales para: (a) Lnea 1-2 congestionada, (b) lnea 2-3 congestionada.

Como fue mencionado anteriormente, el dinero que el OM requiere para pagar a los propietarios de los FTR proviene de las rentas por congestin que l colecta. Entonces, el OM no debe subastar ms de los FTR que la red puede manejar. La Tabla 6.13 muestra tres combinaciones de FTR que satisfacen esta condicin de factibilidad para el sistema de tres nodos. Note que en cada caso, la suma de los ingresos que los propietarios de los FTR colectan, basados en los precios marginales nodales, es igual al supervit colectado por el OM.

7.5 $/MWh 285

159

60

G2 G3

50

300

2

1 3 G4

G1 126

0

75

66

50 11.25 $/MWh

10 $/MWh

47.5

7.5 $/MWh 285

157.5

60

G2 G3

50

300

2

1 3 G4

G1 125

0

77.5

65

5 $/MWh

10 $/MWh



Tabla 6.13 Algunas combinaciones factibles de derechos de transmisin financieros de punto a punto en el sistema de tres nodos de la Figura 6.9(a).

Combinacin

Derechos de Transmisin Asignacin de los Derechos Nodo Envo

Nodo Recepcin

Cantidad (MW)

Precio Nodo Envo

($/MWh)

Precio Nodo Recepcin ($/MWh)

Ingreso ($)

Total ($)

A 1 1

3 2

225 60

7.50 7.50

10.00 11.25

562.50 225.00

787.50

B 1 3

3 2

285 60

7.50 10.00

10.00 11.25

712.50 75.00

787.50

C 1 1 2

3 2 3

275 35

25

7.50 7.50 11.25

10.00 11.25 10.00

687.50 131.25

- 31.25

787.50

Combinacin A Suponga que un consumidor X del nodo 3 firm un contrato por diferencias con el generador G2 del nodo 1, G2. Este contrato es para el suministro de 225 MW a un precio de 8 $/MWh. El precio de referencia para este contrato es el precio marginal del nodo 1. Como parte de su estrategia de riesgo, el consumidor X ha comprado 225 MW de FTR del nodo 1 al nodo 3, cuyos precios marginales nodales son 7.5 y 10 $/MWh, respectivamente. Este contrato es cumplido de la siguiente manera: El consumidor X paga 225 (10.00) = $2250.00 al operador del mercado (OM) por extraer

225 MW en el nodo 3. El generador G2, conectado en el nodo 1, recibe 225 (7.5) = $1687.50 del OM por inyectar

225 MW en el nodo 1. El consumidor X paga 225(8.00 7.5) = $112.50 al generador G2 para cumplir con el

contrato por diferencias. El consumidor X colecta 225(10 7.5) = $562.50 del OM por los FTR que posee entre los

nodos 1 y 3. El OM recibe: 2250 El OM paga: 1687.5 + 562.5 = $2250 Por lo tanto, el consumidor X paga un total de 2250 + 112.5 562.5 = $1800.00 por los 225 MW que compra, lo cual es equivalente al precio de 8.00 $/MWh. Adems, suponga que el consumidor del nodo 2, C2, firm un contrato por diferencias con G2 en el nodo 1. Este contrato es para el suministro de 60 MW a un precio de 8 $/MWh. El precio de referencia para este contrato es el precio marginal del nodo 1. Como parte de su estrategia de riesgo, el consumidor ha comprado 60 MW de FTR del nodo 1 al nodo 2, cuyos precios marginales nodales son 7.5 y 11.25 $/MWh, respectivamente. Este contrato es cumplido de la siguiente manera: El consumidor C2 paga 60 (11.25) = $675.00 al OM por extraer 60 MW en el nodo 2. El generador G2, conectado en el nodo 1, recibe 60 (7.5) = $450 del OM por inyectar 60

MW en el nodo 1.



C2 paga 60(8.00 7.5) = $30 a G2 para cumplir con el contrato por diferencias. El consumidor C2 colecta 60(11.25 7.5) = $225 del OM por sus FTR entre los nodos 1 y 2. El OM recibe: $675.00 El OM paga: 450 + 225 = $675.00 El consumidor C2 paga un total de 675 + 30 225 = $480.00 por los 60 MW que compra, lo cual es equivalente al precio de 8.00 $/MWh. Para este caso, la Tabla 6.14 presenta el resumen de la operacin econmica del sistema.

Tabla 6.14 Operacin econmica del sistema de tres nodos de la Figura 6.9(a). Concepto Nodo 1 Nodo 2 Nodo 3 Sistema

Consumo (MW) 50.0 60.0 300.0 410.0 Produccin (MW) 335.0 0.0 75.0 410.0 Precio marginal nodal ($/MWh) 7.50 11.25 10.00 Pagos de consumidores ($/h) 375.00 675.00 3,000.00 4,050.00 Ingresos de productores ($/h) 2,512.00 0.00 750.00 3,262.50 Supervit por congestin ($/h) 787.50

Ahora, se analiza el caso de la Figura 6.9(b), donde la capacidad de la lnea 2-3 es reducida a 65 MW. La Tabla 6.15 presenta la asignacin de las tres combinaciones de los FTR para esta situacin del sistema.

Tabla 6.15 Algunas combinaciones factibles de derechos de transmisin financieros de punto a punto en el sistema de tres nodos de la Figura 6.9(b).

Combinacin

Derechos de Transmisin Asignacin de los Derechos Nodo Envo

Nodo Recepcin

Cantidad (MW)

Precio Nodo Envo

($/MWh)

Precio Nodo Recepcin ($/MWh)

Ingreso ($)

Total ($)

D 1 1

3 2

225 60

7.50 7.50

10.00 5.00

562.50 150.00

412.50

E 1 3

3 2

285 60

7.50 10.00

10.00 5.00

712.50 300.00

412.50

F 1 1 3

3 2 2

275 10 50

7.50 7.50 10.00

10.00 5.00 5.00

687.50 25.00 250.00

412.50

Note que algunos de estos FTR tienen un valor negativo bajo estas condiciones. Los dueos de estos derechos deben una cantidad de dinero adicional al operador del mercado. Sin embargo, el cumplimiento del contrato por diferencias todava es realizable. Combinacin D Suponga que el consumidor en el nodo 2, C2, firm un contrato por diferencias con G2 del nodo 1 para suministrar 60 MW a 8.00 $/MWh. El precio de referencia para este contrato es el precio nodal del nodo 1. Este consumidor haba comprado adems 60 MW de derechos de transmisin entre los nodos 1 y 2. Este contrato se asignara de la siguiente manera:



C2 paga 60 (5.00) = $300.00 al operador del mercado por extraer 60 MW en el nodo 2. G2 recibe 60 (7.50) = $450.00 del operador del mercado por inyectar 60 MW en el nodo 1. C2 paga 60 (8.00 7.50) = $30.00 a G2 para cumplir con el contrato por diferencias. C2 paga 60 (7.50 5.00) = $150.00 al operador del mercado por los FTR que posee entre los

nodos 1 y 2. El operador recibe: 300 + 150 = $450.00 El operador paga: $450.00 El consumidor C2 paga un total de 300+30+150 = $480.00 que es equivalente a pagar 60 MW a 8.00 $/MWh. Ahora, suponga que el consumidor en el nodo 3, C3, firm un contrato por diferencias con G2 del nodo 1 para suministrar 225 MW a 8.00 $/MWh. El precio de referencia para este contrato es el precio nodal del nodo 1. Adems, C3 compr 225 MW de derechos financieros de transmisin entre los nodos 1 y 3. Este contrato se asignara de la siguiente manera: C3 paga 225(10.00) = $2250.00 al operador del mercado por extraer 225 MW en el nodo 2. G2 recibe 225(7.50) = $1687.50 del operador del mercado por inyectar 225 MW en el nodo 1. C3 paga 225(8.00 7.50) = $112.50 a G2 para cumplir con el contrato por diferencias. C3 recibe 225(7.50 10.00) = $562.50 del operador del mercado por los FTR que posee entre

los nodos 1 y 2. El operador recibe: $2250 El operador paga: 1687.50 562.50 = $2250.00 C3 paga un total de 2250 + 112.50 562.50 = $1800.00 que es equivalente a pagar 225 MW a 8.00 $/MWh. Un clculo similar al de la Tabla 6.14 muestra que, bajo estas condiciones (Tabla 6.16), el operador del mercado colecta un total de rentas por congestin de $406.25, lo cual es diferente a $412.50, es decir, el total que el operador debe recuperar para asignar los FTR. Esta discrepancia ocurre ya que el operador del sistema no fue capaz de suministrar la capacidad de transmisin punto a punto que se asumi cuando los FTR fueron subastados. Note que el operador del mercado debe colectar dinero de los FTR que tienen un valor negativo para cubrir el balance contable. Entonces, los FTR no deben ser tratados como una opcin (el contrato es ejecutado solamente si es benfico para el dueo), sino como una obligacin que debe ser satisfecha en todo caso (cuando el dueo obtiene beneficios o paga).

Tabla 6.16 Operacin econmica del sistema de tres nodos de la Figura 6.9(b). Concepto Nodo 1 Nodo 2 Nodo 3 Sistema

Consumo (MW) 50.0 60.0 300.0 410.0 Produccin (MW) 332.5 0.0 77.5 410.0 Precio marginal nodal ($/MWh) 7.50 5.00 10.00 Pagos de consumidores ($/h) 375.00 300.00 3,000.00 3,675.00 Ingresos de productores ($/h) 2,493.75 0.00 775.00 3,268.75 Supervit por congestin ($/h) 406.25



6.5.2 Aspectos Importantes de Derechos Financieros de Transmisin De acuerdo a lo descrito anteriormente, cada consumidor en el mercado mayorista paga y cada generador es pagado a su precio marginal nodal, mientras que cada contrato bilateral tiene que pagar un cargo por congestin (ms un cargo por prdidas si el modelo para calcular los precios marginales nodales las incluye), considerando la diferencia de precios marginales nodales. El total de esta colecta por parte del operador del mercado es definido como rentas por congestin. Aunque la aplicacin del concepto de precio marginal nodal tiene el atractivo de manejar eficientemente la congestin, este mecanismo crea un riesgo de precios, especialmente para contratos de largo plazo, lo cual, puede impedir la negociacin de compraventa de energa en el plazo largo. Sin embargo, estos contratos (o al menos los de mediano plazo), son una herramienta deseable para incrementar la competitividad en el mercado y minimizar el poder de mercado por parte de generadores. Por otra parte, como ya se demostr mediante un ejemplo sencillo el mecanismo de LMP requiere adems del soporte de alguna metodologa complementaria para proteger a los contratos bilaterales de plazo largo y mediano de los riesgos asociados a la volatilidad de los LMP. Los derechos financieros de transmisin son instrumentos de cobertura de riesgos diseados para minimizar el riesgo del precio por congestin para contratos bilaterales (a futuro). Los FTR actualmente han sido implantados en muchos mercados de energa tales como PJM, New York, New England y otros. Similarmente a los derechos fsicos de transmisin (PTR), los FTR tambin definen derechos de propiedad de transmisin, pero desde un punto de vista financiero. Bajo la metodologa de PTR, un agente del mercado debe tener reservada suficiente capacidad de transmisin para realizar su transaccin sin cargos por uso de red. Entonces, un PTR es una opcin (el propietario puede usarla o no) de derecho de transmisin que puede ser firme o del tipo de usarla o perderla. A diferencia de los PTR, los FTR son completamente financieros en naturaleza y no interfieren con el proceso de despacho. Bsicamente, un FTR proporciona a su propietario de un soporte financiero para pagar el precio de congestin que debe pagar en el mercado de un da en adelanto por su transaccin. Generadores o consumidores pueden adquirir un FTR para ajustar su precio de venta o compra, respectivamente, de acuerdo al precio marginal de un nodo diferente a donde l est localizado. Para este propsito, un generador debe comprar un FTR desde su nodo, mientras que un consumidor debe adquirir un FTR hacia su nodo9. Los parmetros bsicos definiendo un FTR son una generacin, un consumo, un periodo de validez y una cantidad de MW. La generacin/consumo de un FTR requiere que no sea en el mismo nodo. Puede ser una zona de carga o una interfaz para la cual un precio marginal nodal es calculado. Por ejemplo, en PJM, un usuario del servicio de transmisin puede preguntar al operador del sistema por un FTR desde un nodo de generacin a una zona de carga. Adems, en el caso en que los precios de la energa son calculados sobre una base zonal, los FTR son establecidos en trminos de zonas individuales en lugar de nodos. Si existe un modelo hbrido de precios marginales, los FTR pueden ser especificados desde zonas a nodos o viceversa.

9 V. Sarkar, S.A. Khaparde, A Comprehensive Assessment of the Evolution of Financial Transmission Rights, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 23, No. 4, November 2008, pp 1783-1795.



A cada FTR le es asignado un valor monetario para cada hora, dependiendo si los precios nodales son horarios o en tiempo real, en la ausencia de un mercado de un da en adelanto, y considerando solamente la componente de congestin de los precios nodales obtenidos por el modelo de despacho. Los propietarios de FTR son pagados por el OM, de acuerdo a los valores horarios de sus FTR. Sin embargo, la asignacin puede ser para mltiples horas a la vez. El mecanismo de FTR ha evolucionado con xito desde su diseo en 1992. Actualmente, existe una variedad de alternativas de derechos financieros de transmisin y se puede establecer dos tipos de mercados para su compraventa. 6.5.3 Funcionalidad de la cobertura de riesgo de los FTR Con respecto a la ajustabilidad de cobertura, los FTR pueden ser clasificados en dos categoras. Una obligacin de FTR es bsicamente un FTR de cobertura fija que siempre est activo; en contraste, una opcin de FTR es un FTR de cobertura ajustable que se activa solamente cuando la congestin ocurre en una direccin que favorezca a su propietario. Independientemente de que se trate de una opcin o de una obligacin, el valor de un FTR activo est siempre dado por el producto de sus MW y el diferencial de precios nodales de su trayectoria. Note que en el contexto de los FTR, una trayectoria es definida simplemente por un par fuente/consumo en lugar de una serie de lneas y nodos. El valor de un FTR inactivo automticamente es cero. Entonces, una obligacin de FTR puede incurrir en valores negativos a ciertas horas, debido a la ocurrencia de congestin en la direccin inversa (caso de la Figura 6.9(b)), mientras que el valor de una opcin de FTR es siempre no negativa. La habilidad para implantar derechos de transmisin como obligaciones es una de las mayores ventajas de los FTR sobre los PTR. A una cierta hora, el pago total (TP) para un portafolio de una obligacin de FTR de oblP MW, y una opcin de FTR de opcP MW sobre una trayectoria i,j est dado por la ecuacin:

jiopcobl LMPPPTP ,)( += si 0, jiLMP

jiobl LMPPTP ,= si 0,



De esta expresin de pago neto, la siguiente funcionalidad de cobertura de riesgo del portafolio de FTR puede ser observada:

1) Si )( opcoblfisobl PPPP + , el participante siempre obtiene beneficio (al menos nunca pierde dinero) debido a la congestin de la red. El participante colecta un pago no negativo neto de ji

fisopcobl LMPPPP ,)( + si 0, jiLMP , y de ijoblfis LMPPP ,)(

si 0, , la transaccin actual es dividida en las siguientes tres partes: a. Una transaccin de )( opcoblfis PPP MW en la trayectoria i, j. b. Una transaccin de opcP MW en la trayectoria i, j. c. Una transaccin de oblP MW en la trayectoria i, j.

La primera de las transacciones de arriba es siempre cargada con la diferencia de LMP entre los nodos de consumo y generacin. La segunda transaccin es cargada con esta diferencia de precios marginales solamente cuando el costo marginal del nodo del consumidor es menor que el precio marginal del nodo de generacin. Finalmente, la tercera transaccin nunca es cargada con la diferencia de precios marginales nodales. Este conjunto de transacciones es equivalente a la combinacin de la transaccin original y los FTR, en el sentido que para ambos casos el pago neto al operador del sistema es el mismo. Por lo tanto, el participante nunca pierde dinero para la segunda y tercera transacciones. Adems, la segunda transaccin le da un beneficio de ij

opc LMPP , en caso de que

jiLMP , sea negativo. Sin embargo, la segunda parte no representa beneficio alguno cuando el participante tiene que hacer un pago positivo para la primera parte, es decir, cuando jiLMP , > 0. Entonces, la primera parte permanece completamente riesgosa para el participante, pero l no observa riesgo en el precio en la segunda y tercera partes.

3) Si oblfis PP < , la obligacin de FTR por s misma crea un riesgo de precio para su propietario puesto que tendr que hacer un pago neto positivo de ji

oblfis LMPPP ,)( ante la ocurrencia de congestin en la direccin opuesta (esto es, cuando )0( ,



Por otra parte, si el monto de la transaccin no es fijo, ambos riesgos pueden ser evitados mediante un portafolio de una obligacin y una opcin de FTR en lugar de solo una obligacin de FTR. Esto, es debido a que tal combinacin es capaz de evitar el riesgo completamente para un rango de transacciones. El monto en MW de la obligacin de FTR define el lmite mnimo de este rango, y su lmite superior es indicado por el total del portafolio. Entonces, la opcin de FTR le permite a su propietario ajustar su posicin de cobertura, es decir, este FTR provee a su propietario una cobertura ajustable. Aunque las opciones de FTR pueden proveer ms beneficio que las obligaciones de FTR, hay un aspecto prctico que hace que las obligaciones sean preferidas. Adems, la discusin acerca de la cobertura de riesgo est basada en la suposicin de que la direccin de congestin es incierta sobre una trayectoria. En un sistema real, puede haber ciertas trayectorias cuya probabilidad de congestin en la direccin inversa es muy baja, y para esas trayectorias las opciones de FTR son redundantes. Esto, es debido a que el valor en por MW de una obligacin de FTR ser en la mayora del tiempo el mismo que el de una opcin de FTR sobre esa trayectoria. Un punto que debe ser explcitamente mencionado aqu, es que la discusin de arriba bsicamente explica la manera en que los FTR realizan la cobertura de riesgo, para el cual, actualmente, ellos han sido diseados. Con respecto a la asignacin, cada obligacin u opcin de FTR es asignada individualmente y sin tener relacin con las asignaciones de energa actuales. Entonces, un agente del mercado no necesita tener una transaccin sobre la trayectoria de su FTR para obtener el valor de ese FTR. Aun en la prctica, un agente del mercado puede en algunas ocasiones seleccionar cubrir el riesgo del precio de la congestin sobre una cierta trayectoria mediante un FTR sobre una trayectoria diferente. Sin embargo, sobre tal decisin, el agente se expone al riesgo de la diferencia entre los diferenciales de precios marginales nodales sobre esas trayectorias. 6.5.4 Prueba de factibilidad simultnea y suficiencia de ingresos La suficiencia de ingresos es una consideracin importante en la emisin de derechos financieros de transmisin. Debe haber una colecta de la congestin de la red para pagar los crditos de los FTR. La suficiencia de ingresos puede ser asegurada a travs de un mecanismo llamado prueba de factibilidad simultnea (SFT), la cual puede ser establecida como: Si la capacidad disponible de la red de transmisin en un mercado de un da en adelanto es suficiente para soportar el flujo de potencia causado por los equivalentes fsicos de FTR activos a una hora en especfico, la renta por congestin (de un da en adelanto) debe ser mayor o igual a los pagos esperados por derechos financieros de transmisin a esa hora. Es importante apuntar que, idealmente, el modelo de red utilizado en la SFT debe ser el mismo que fue utilizado para la asignacin de generacin. La relacin entre la factibilidad simultnea y la suficiencia de ingresos es establecida a continuacin. En esta definicin, el precio por congestin es igual a la diferencia de LMP entre las correspondientes localidades. La renta por congestin neta que colecta el operador del sistema est dada por la suma de pagos que cubren los contratos bilaterales, ms la suma de los pagos realizados por las cargas, menos la suma de los pagos realizados a los generadores. Por ejemplo,



para la Combinacin A de derechos de transmisin del caso del sistema de la Figura 6.9(a), se tendra lo siguiente: Con respecto a los contratos bilaterales, el operador del sistema recauda lo siguiente: Cargas: 2,250.00 Contrato bilateral del consumidor X. + 675.00 Contrato bilateral del consumidor C2. + 375.00 Pago de la carga del nodo 1. + 750.00 Pago de la carga del nodo 3. Total: 4,050.00 Generadores: 2,250.00 Contrato bilateral del generador G2. + 675.00 Contrato bilateral del generador G2. + 375.00 Pago al generador G1. + 750.00 Pago al generador G4. Total: 4,050.00 En este caso hay un balance de cero, debido a que desde el punto de vista de cargas o generadores, no existe ninguna diferencia. Esto significa que las rentas por congestin pagan exactamente el crdito de los FTR. Equivalentemente, esto significa que la prueba de factibilidad y suficiencia de ingresos se cumple. Para el caso de la Figura 6.9(b), combinacin D, se tiene lo siguiente: Cargas: 450.00 Contrato bilateral del consumidor C2. + 2,250.00 Contrato bilateral del consumidor C3. + 375.00 Pago de la carga del nodo 1. + 750.00 Pago de la carga del nodo 3. Total: 3,825.00 Generadores: 2,250.00 Cont

CAPITULO 6 - Derechos de Transmsion 2015

Documents

Transcript of CAPITULO 6 - Derechos de Transmsion 2015