TARIFACIÓN DE LA TRANSMISIÓN INTRODUCCIÓN Para estimular la competencia en el sector de la generación es necesario implementar un libre acceso al sistema de transmisión, sin discriminación estableciendo reglas claras para el cobro de peajes a los usuarios de la red, ya que por razones económicas no es factible construir sistemas de transmisión independientes para cada conjunto de generación-demanda. La remuneración de la transmisión se realiza mediante la tarifa de transmisión que se recauda a través de todos los usuarios de la red de transmisión dependiendo de la normativa de cada país; por ejemplo en el Ecuador solo pagan las empresas distribuidoras y los grandes consumidores. La forma de asignar costos de transmisión entre los agentes es importante, debido al papel fundamental que tiene el sistema de transmisión en el sector eléctrico. Las tarifas de transmisión deben convertirse en un incentivo para la expansión del sistema de transmisión. De esta manera las tarifas deben cumplir con los siguientes criterios: costos en forma justa. justa. Asignar costos Señales adecuadas para la instalación de nuevos agentes de forma eficiente. La tarifación de la transmisión debe conservar una correcta asignación de recursos para los agentes de mercado. Los precios y pagos que se efectúan para la transmisión no deben influir en las decisiones de inversión y operación de los generadores. No se debe distorsionar las decisiones de los consumidores que se encuentran conectados a la red.
MÉTODO DEL FLUJO DOMINANTE Este método trata de asignar adecuadamente el costo asociado a un contraflujo, por lo que puede resultar atractivo su uso. El método consiste en dividir el costo R ( ( u u ) en dos componentes, R 1 ( u) u) y R 2 ( u) u). R 1 ( u) u) está relacionada a la capacidad del circuito actualmente usada, llamada Capacidad Base. Esta fracción de capacidad corresponde al flujo neto y el costo asociado es la suma de únicamente los costos de aquellas transacciones que contribuyan con un flujo positivo, es decir, que sus flujos tengan la misma dirección que el flujo neto total fl. El criterio para determinar esta porción de costo es:
∑ ∑
(1)
Donde: P’ = subconjunto de participantes que causan un flujo positivo a través del elemento l . = Costo de capacidad base
||
(2)
En el caso de que un participante cause un contraflujo, entonces su correspondiente cargo por capacidad utilizada del elemento de transmisión será igual a cero, debido a que en la ecuación (1) únicamente se considera a los participantes que contribuyen al flujo neto. R 2 (u ) se relaciona con la diferencia fnoml − f l, llamada CAPACIDAD ADICIONAL, la cual corresponde a la reserva del circuito y, como todos los participantes se benefician de la confiabilidad y
seguridad asociadas, esta fracción, correspondiente al costo total por uso del circuito l , está definida por todos los participantes, de modo que:
∑ ∑|||| Donde:
(3)
||
(4)
Finalmente, el costo total por uso de red correspondiente a la transacción del participante u será:
(5)
Con este método se evalúa el impacto sobre el costo por usar cada circuito de la red de transmisión y, además, permite participar de los beneficios de introducir contraflujos. Analizando las ecuaciones (1) – (5), se observa que el costo R (u ) es sensible al nivel de demanda, capacidades de transmisión y al número de transacciones participantes. Adicionalmente, y similarmente al método del MW-Milla, se recupera el total del costo fijo de la red de transmisión.
EJEMPLO Supóngase una línea de transmisión de 400 kV con dos circuitos, dos conductores por fase y de 50 km de longitud. El costo total de esta línea incluyendo sus dos alimentadores es:
Mientras que su capacidad nominal se supone en: fnoml = 1000 MVA. La línea de transmisión tiene dos participantes en el mercado haciendo uso de la misma tal como se muestra en la figura 1.
f l
f l (u) 50
100
f l (v)
150
FIG. 1 LINEA DE TRANSMISION CON UN FLUJO NETO DE 100 MW. El flujo debido a la transacción u es negativo, mientras que el de v es positivo, tomando como referencia el flujo neto f l.
CAPACIDAD BASE
| | ||
| | || PARA EL PARTICIPANTE u
| | ∑ | | COSTO TOTAL POR USO DE RED CORRESPONDIENTE A LA TRANSACCIÓN DEL PARTICIPANTE u
∑
| | ∑ | | COSTO TOTAL POR USO DE RED CORRESPONDIENTE A LA TRANSACCIÓN DEL PARTICIPANTE v.
( ) Nótese que los cargos que pagan u y v son iguales al costo total del elemento, de modo que este método también recupera los costos fijos totales del sistema de transmisión. Por otro lado, puede observarse que u paga menos que en el caso en que el flujo que produce fuera positivo, pudiéndose decir que este es un caso intermedio del método del MWmilla.
VENTAJAS
Con este método se evalúa el impacto sobre el costo por usar cada circuito de la red de transmisión y, además, permite participar de los beneficios de introducir contraflujos. Permite recuperar el total del costo fijo de la red de transmisión.
CRISTIAN GUATO DERECHOS DE TRANSMISIÓN En esta aproximación se busca la creación de un mercado basado en la incorporación de los derechos de transmisión que se calculen usando las señales de precios que otorga el sistema marginalista desarrollado en el marco de los avances presentados por Schweppe, Tabors, Caramanis y Bohn (1988). El primer documento que planteó el diseño de estos mecanismos fue Hogan (1992), seguido por trabajos como el de Hung Po Chao (1996). Se busca que, mediante la compra y venta de los derechos de transmisión se generen las señales adecuadas para que los generadores puedan competir y para atraer inversionistas dispuestos a instalar líneas de transmisión que el mercado requiera. La idea fundamental es que ante mayores flujos de energía entre dos puntos de carga se generaría una mayor competencia entre los usuarios de la red para obtener el “derecho” de transmitir energía y abastecer sus contratos. El valor de estos derechos tenderá a reflejar el costo de oportunidad de los generadores que usan la red. Existen dos propuestas de asignación de “derechos de transmisión”, el otorgamiento de derechos físicos y el otorgamiento de derechos financieros. El primero está asociado a sistemas pequeños donde el despacho se basa en contratos bilaterales, mientras que el segundo se ha diseñado para despachos centralizados basados en subastas (Hogan, 1992). Entonces, se puede dividir el Método basado en Derechos de Transmisión de la siguiente manera: 1) Derechos Físicos 2) Derechos de transmisión financieros Derechos de Transmisión Financieros de Punto a Punto (FTR) Derechos de Compuertas de Flujo (FGR) En un sistema donde los precios de cada barra son establecidos de acuerdo a las ofertas de los operadores más eficientes, pero donde existen problemas de congestión, los precios entre las barras pueden mostrar importantes fluctuaciones. Los precios son más altos en localidades que tienen restricciones de importación y más bajos en localidades con restricciones de exportación. Las diferencias de precios por localización representan los cargos por localización que los generadores localizados en las zonas de precios bajos pagan para ofertar energía a los consumidores de las zonas con precios más altos. Sin embargo, recientemente Joskow y Tirole (2000) han analizado como la asignación de derechos de transmisión asociados al uso de las redes eléctricas afecta la conducta de los generadores y consumidores con poder de mercado. Si bien la investigación de este tema recién se ha iniciado y depende crucialmente de cada caso particular, ellos encuentran que si el generador en la región importadora con poder de mercado mantiene derechos financieros de transmisión puede incrementar este poder de mercado.
COMPRAVENTA DESCENTRALIZADA SOBRE LA RED DE TRANSMISIÓN En un sistema descentralizado de compraventa de energía, a través 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 extracción, principalmente, así como en cualquiera otra condición que consideren apropiada para su contrato de compraventa. El operador del sistema no esta involucrado en estas negociaciones y no establece los precios de las transacciones. Su papel está limitado a mantener el balance y seguridad del sistema, lo cual incluye lo siguiente:
Comprar o vender energía para balancear la carga y la generación. Limitar el total de potencia que los generadores pueden inyectar en algunos nodos del sistema si la seguridad no puede ser mantenida a través de otros medios.
Considere el sistema eléctrico de potencia de la Figura 1.1, sobre el cual la compraventa de energía es realizada sobre una base de contratos bilaterales.
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. Además, el total de potencia a transmitir debe ser reportada al operador del sistema, debido a que esta fluye a través de la red de transmisión que está a disposición de todas las partes. El operador del sistema debe verificar que el sistema permanecerá seguro cuando todas estas transacciones sean realizadas. En este caso, la seguridad del sistema no es un problema mientras que la capacidad de las líneas de transmisión sea de al menos 500 MW aun bajo condiciones de contingencia. 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.
DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS La decisión de cuáles transacciones deben ser interrumpidas depende de varios factores, incluyendo la naturaleza de la transacción, el orden de su registro con el operador del sistema y otros factores posibles. Sin embargo, las interrupciones de tipo administrativo son económicamente ineficientes y deben ser evitadas. Una opción es dejar la decisión de interrupción a los participantes en las transacciones bilaterales. Cuando un productor y un consumidor firman un contrato y no desean ver interrumpida su transacción debido a congestionamiento, ellos deben adquirir el derecho de usar la red del sistema. Debido a que
estos derechos de transmisión son adquiridos en subastas públicas, las partes tienen la oportunidad de decidir si este costo adicional es justificable.
Ejemplo 1. Para el sistema de la Figura 1.1, suponga que G1 y la carga L1 han acordado un precio de la energía de 30 $/MWh, mientras que G2 y L2 tienen un contrato de 32$/MWh. Al mismo tiempo, G3 ofrece energía a 35$/MWh. La carga L2 debe entonces no acordar pagar más de 3 $/MWh por los derechos de transmisión, debido a que esto haría que la energía que él compra de G2 fuera más costosa que la que podría comprar de G3. El precio de los derechos de transmisión tendría que ser de 5 $/MWh para que G1 llegara a la misma conclusión. Por tanto, el precio de los derechos de transmisión es un argumento que los consumidores pueden usar en sus negociaciones con los generadores para convencerlos de que bajen sus precios.
Los derechos de transmisión de este tipo son llamados derechos físicos de transmisión , debido a que ellos tienen por objetivo soportar a la transmisión actual de una cierta cantidad de potencia sobre un elemento de transmisión específico. Esta aproximación tiene sus problemas de aplicación, debido a que la trayectoria que la potencia toma a través de la red es determinada por leyes físicas y no por lo establecido en un contrato. Además, los derechos físicos tienen el potencial de exacerbar el ejercicio de poder de mercado. Estos problemas son ilustrados a continuación.
TRAYECTORIAS PARALELAS La Figura 1.2 representa un sistema de tres nodos con cuatro generadores y tres cargas, cuyos datos son mostrados en la Tabla 1.1.
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 través de dos trayectorias mostradas en la Figura 1.3. La cantidad de flujo, para cada trayectoria posible es:
Para garantizar que esta transacción puede tomar lugar, las partes requieren asegurar 240 MW de derechos de transmisión sobre la línea 1-3 y 160 MW sobre las líneas 1-2 y 2-3. Esto, claramente no es posible debido a que la capacidad máxima de las líneas 1-2 y 2-3 son 126 y 130 MW, respectivamente. En la ausencia de cualquiera otra transacción, debido a que la limitación más restrictiva es la capacidad de la línea 1-2, el máximo que G1 y L3 pueden negociar es:
Por otra parte, suponga que la carga L1 desea comprar 200 MW del generador G4. Esta potencia fluiría en las siguientes proporciones, a través de las trayectorias C y D :
Ahora, si se considera que las dos transacciones son realizadas al mismo tiempo, se tiene que los flujos de potencia totales, a través de cada línea de transmisión, son los siguientes:
Entonces, la transacción 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 físicos que se pueda realizar debe considerar los posibles contraflujos. Bajo una filosofía de negociación descentralizada, el operador del sistema solamente debe verificar que la red eléctrica sea segura, si todas las transacciones propuestas son realizadas. Si este no es el caso, los participantes del mercado tienen que ajustar su posición a través de contratos bilaterales adicionales, hasta que un estado operativo seguro sea alcanzado. Por tanto, la negociación bilateral está cercanamente relacionada con la compraventa bilateral de los derechos físicos. En teoría, si el mercado es suficientemente competitivo, los participantes deben ser capaces de descubrir, mediante interacciones iterativas, una combinación de negociaciones bilaterales en energía y derechos de transmisión que alcance el óptimo económico. En la práctica, en un sistema de potencia con más de unas cuantas restricciones de capacidad, el total de información que se requiere ser intercambiada es tan grande que este óptimo pueda ser alcanzado lo suficientemente rápido a través de transacciones bilaterales.
SCHUBERTH VILLACRESES DERECHOS DE TRANSMISIÓN FINANCIEROS
Los derechos financieros de transmisión permiten que los poseedores de estos derechos puedan recibir una parte de los pagos de congestión o beneficios extras recibidos por el operador cuando k es limitado. Los generadores no necesitan derechos financieros para poder ser despachados por el operador del sistema, pero sin estos derechos deben pagar cargos por congestión cuando ofertan sobre una conexión congestionada. Hay k números de derechos y la propiedad de una unidad de derecho financiero le da un derecho al propietario a igual a la diferencia entre los precios nodales : n = (p2 – p1) Si no hay poder de mercado en el mercado de generación la introducción de los derechos financieros no tiene ningún tipo de efecto a los precios de energía o a la distribución de los recursos. Ahora los beneficios extras del operador de sistema por rentas de congestión son transferidos a los propietarios de los derechos financieros. Debido a que el operador del mercado no puede apropiarse de las rentas por congestión, se puede diseñar un esquema a través del cual los participantes puedan acceder a estas rentas, a fin de cumplir con sus responsabilidades contractuales y protegerse de la volatilidad de los precios marginales nodales.
Los Sistemas de Derechos de transmisión (FTR: FixedTansmissionRights) definen derechos de propiedad; y son un mecanismo de cobertura para los riesgos en los precios de transmisión. Los derechos de propiedad asegura n a los participantes del mercado los beneficios de usar un sistema de transmisión ya sea usándolo propiamente tal o recibiendo los beneficios económicos de la línea. También motivan a hacer inversiones en la malla de transmisión. Sabiendo que su inversión está protegida porque ellos reciben un pago fijo que pueden valorar y tranzar. La posibilidad de cubrir los riesgos de la volatilidad de los precios de transmisión es una herramienta importante para facilitar un mercado eléctrico eficiente. Permite fijar el precio del uso de la transmisión, en vez de pagar precios variables por congestión de la línea. Debido a que el operador del mercado no puede apropiarse de las rentas por congestión, se puede diseñar un esquema a través del cual los participantes 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 superávit, mientras que un monto negativo representa un déficit. Dado un contrato por diferencias con un precio de referencia y un total F , el monto total que un consumidor como PDS espera pagar es: EC = – F π C
(1.1)
Inversamente, el monto total que un productor como PGB espera recibir es: R C= F π C
(1.2)
Los totales que el consumidor y el productor pagan y reciben, respectivamente en el mercado spot son los siguientes:
E M = – F π S
(1.3)
R M = F π B
(1.4)
En estas dos últimas ecuaciones se considera el hecho de que existe congestión 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: ET = E M – EC = – Fπ S – ( – F π C ) = F ( πC – π S )
(1.5)
– R T = R M – R C= Fπ B – F π C = – F ( πC π B )
(1.6)
Si el productor y el consumidor negocian en el mismo mercado spot o no hay congestionamiento en el mercado único, se tiene que πS = πB, y el contrato puede ser cumplido debido a que: ET = – R T
(1.7)
Por otro lado, si π S ≠ π B, ambas partes esperan un pago y se tiene un total para esto dado por la expresión: – π S ) ET + R T= F ( πB
(1.8)
El superávit por congestión involucra a la máxima potencia que puede ser transferida entre dos nodos, mientras que el superávit de la ecuación (1.8) pertenece a una transacción específica. Entonces, el superávit de congestión debe ser capaz de cubrir las deficiencias de contratos, hasta la potencia máxima, entre los dos mercados. En conclusión, los problemas de contratos por diferencias pueden ser resueltos si las partes que participan en transacciones bilaterales adquieren los llamados derechos de transmisión 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 transmisión adquiridos y el diferencial de precio entre los dos nodos. Formalmente, el poseedor de los FTR para un total de energía de F MWh entre los nodos B y S es recompensado por el siguiente total tomado del superávit de congestión: R FTR = F (π S – π B )
(1.9)
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. Si no hay congestión, no hay diferencia de precios marginales nodales y, por tanto, el poseedor del FTR no recibe retribución económica alguna. Adicionalmente, los propietarios de los FTR son indiferentes acerca del origen o destino de la energía que ellos producen o consumen. Por ejemplo, un consumidor del mercado S, quien posee F MWh de FTR entre el mercado B y el mercado S puede optar por:
Comprar F MWh de energía del mercado B a un precio de π B y utilizar sus FTR para recibirla “gratis” en el mercado S ; en este caso, efectivamente paga F π B.
Comprar los F MWh de energía del mercado S a un precio π S y usar su parte de renta por congestión para disminuir el precio más elevado que paga por lo energía; en este caso, paga F π S , pero recibe F ( πS – π B ). De acuerdo a estos dos puntos, los FTR aíslan completamente a sus propietarios del riesgo asociado con la congestión en la red de transmisión. Es decir, proveen una protección perfecta.
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a Punto Los FTR son definidos desde cualquier punto de la red de transmisión a otro. Estos puntos no necesariamente deben estar conectados directamente a través de un elemento de transmisión. En este sentido, todo lo que requieren conocer dos participantes en el mercado que celebran un contrato bilateral es el punto de inyección y el punto de extracción de la energía. Sea el sistema de 3 nodos que ya se había analizado anteriormente.
EJEMPLO La Figura 2 (a) presenta el caso donde hay congestionamiento en la línea 1-2, cuya capacidad es de 126 MW, mientras que la capacidad de la línea 1-3 es de 250 MW y la de la línea 2-3 de 130 MW; los precios nodales son diferentes entre sí, debido al congestionamiento de esa línea. La Figura2 (b) presenta el caso donde se supone que la línea 2-3 tiene una capacidad máxima de 65 MW.
Figura 2 Despacho de generación óptima del sistema de tres nodos. Los flujos, generación y cargas están en MW. Se indica los precios nodales para: (a) Línea 1-2 congestionada, (b) línea 2-3 congestionada Suponga que un consumidor del nodo 3 firmó un contrato por diferencias con un generador del nodo 1. Este contrato es por 100 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 100 MWh 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 paga 100 (10.00) = $1000.00 al operador del mercado por extraer 100 MW en el nodo 3. El generador recibe 100(7.50) = $750.00 del operador del mercado por inyectar 100 MW en el nodo 1.
El consumidor paga 100(8.00 – 7.50) = $50.00 al generador para cumplir con el contrato por diferencias. El consumidor colecta 100(10.00 – 7.50) = $250.00 del operador del mercado por los FTR que posee entre los nodos 1 y 3. Por tanto, el consumidor paga un total de 1000+50 – 250 = $800.00 por 100 MW que compra, lo cual es equivalente al precio de 8.00 $/MWh.
Tabla 1Operación económica del sistema de tres nodos de la Figura 1 (a). CONCEPTO
NODO 1
NODO 2
NODO 3
SISTEMA
Consumo (MW)
50
60
300
410
Producción (MW)
335
0
75
410
Precio marginal nodal ($/MWh)
7.5
11.25
10
Pagos de consumidores ($/h)
375
675
3,000.00
4,050.00
Ingresos de productores ($/h)
2,512.00
0
750
3,262.50
Superávit por congestión ($/h)
787.5
El dinero que el operador del mercado requiere para pagar a los propietarios de los FTR proviene de las rentas por congestión que él colecta. Entonces, el operador del mercado no debe subastar más de los FTR que la red puede manejar. Algunas combinaciones factibles de derechos de transmisión financieros de punto a punto en el sistema de tres nodos con la línea 1-2 congestionada. Note que en cada caso, la suma de los ingresos que los propietarios de los FTR colectan, basados en los precios marginales nodales, es igual al superávit colectado por el operador del mercado.
Tabla 2 Algunas combinaciones factibles de derechos de transmisión financieros de punto a punto en el sistema de tres nodos de la Figura 1(a).
Derechos de Transmisión
Asignación de los Derechos
Nodo Envío
Nodo Recepción
Cantidad (MW)
Precio Nodo Envío ($/MWh)
1
3
225
7.5
Combinación
Precio Nodo Recepción ($/MWh)
Ingres o ($)
10
562.5
A B
Total ($)
787.5 1
2
60
7.5
11.25
225
1
3
285
7.5
10
712.5
787.5
C
3
2
60
10
11.25
75
1
3
275
7.5
10
687.5
1
2
10
7.5
11.25
37.5
3
2
50
10
11.25
62.5
787.5
Ahora, se analiza el caso de la Figura 2 (b), donde la capacidad de la línea 2-3 es reducida a 65 MW. La Tabla 3 presenta la asignación de las tres combinaciones de los FTR que son mostradas en la Tabla 2.
Tabla 3 Algunas combinaciones factibles de derechos de transmisión financieros de punto a punto en el sistema de tres nodos de la Figura 2 (b).
Derechos de Transmisión Combinación
Asignación de los Derechos
Nodo Envío
Nodo Recepción
Cantidad (MW)
Precio Nodo Envío ($/MWh)
1
3
225
7.5
Precio Nodo Recepción ($/MWh)
Ingreso ($)
10
562.5
A
412.5 1
2
60
7.5
5
– 150.00
1
3
285
7.5
10
712.5
B
C
Total ($)
412.5 3
2
60
10
5
– 300.00
1
3
275
7.5
10
687.5
1
2
10
7.5
5
– 25.00
3
2
50
10
5
– 250.00
412.5
Se nota que algunos de estos FTR tienen un valor negativo bajo estas condiciones. Los dueños de estos derechos deben una cantidad de dinero adicional al operador del mercado. Sin embargo, el cumplimiento del contrato por diferencias todavía es realizable. Suponga que la carga en el nodo 2 firmó 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 había comprado además 60 MWh de derechos de transmisión entre los nodos 1 y 2. Este contrato se asignaría de la siguiente manera:
El consumidor paga 60 (5.00) = $300.00 al operador del mercado por extraer 60 MW en el nodo 2.
El generador recibe 60 (7.50) = $450.00 del operador del mercado por inyectar 60 MW en el nodo 1. El consumidor paga 60 (8.00 – 7.50) = $30.00 al generador para cumplir con el contrato por diferencias. El consumidor paga 60 (7.50 – 5.00) = $150.00 al operador del mercado por los FTR que posee entre los nodos 1 y 2. El consumidor paga un total de 300+30+150 = $480.00 que es equivalente a pagar 60 MW a 8.00 $/MWh. Bajo estas condiciones, el operador del mercado colecta un total de rentas por congestión de $406.25, lo cual es algo 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 transmisión punto a punto que se asumió 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 opción (el contrato es ejecutado solamente si es benéfico para el dueño), sino como una obligación que debe ser satisfecha en todo caso (cuando el dueño obtiene beneficios o paga).
Derechos de Compuertas de Flujo En lugar de ser definidos de punto a punto, los FTR pueden ser asignados a una rama o compuerta de flujo en la red de transmisión. Este tipo de derechos son llamados FGR (flowgaterights). Los FGR operan como los FTR, excepto que el valor de los FGR no está asociado con la diferencia de precios marginales nodales, sino al valor del multiplicador de Lagrange o costo sombra asociado con la capacidad máxima de la compuerta de flujos. Cuando una compuerta de flujo no está operando a su máxima capacidad, la restricción de desigualdad no está activa, y el multiplicador de Lagrange tiene un valor de cero. Por tanto, los únicos FGR que producen ingresos son aquellos asociados con las ramas (compuertas de flujo) congestionadas. Los proponentes de los FGR argumentan que, en la práctica, los participantes NO tendrían que adquirir los FGR de todas las líneas del sistema, debido a que pocas de ellas presentan congestión, sobre las cuales comprarían los derechos de transmisión. Sin embargo, por el hecho de que normalmente no se conoce de antemano cuáles líneas de transmisión estarán congestionadas, la cobertura que alcancen los participantes en el mercado será parcial. Además, puesto que los multiplicadores de Lagrange asociados a las líneas de transmisión congestionadas son siempre positivos, los propietarios de los FGR nunca estarán en la situación de pagar dinero al operador del mercado, de manera que los FGR se comportarán como opciones.
Discusión Final entre FTR y FGR En el año 2006, todavía había un debate considerable sobre las ventajas y desventajas de los FTR y FGR. Aquí, se presenta un resumen de los principales puntos de esta discusión: El mercado para los FGR debe ser más líquido que el de los FTR, ya que hay muchas más posibles combinaciones de derechos punto a punto que las ramas existentes que pueden ser operadas a un máximo de capacidad.
Puede ser difícil predecir cuáles líneas de transmisión resultarán congestionadas para cada etapa del mercado spot. Negociar sobre un conjunto de compuertas de flujo críticas puede causar que otras líneas de transmisión resulten congestionadas. El valor de los FTR es difícil de calcular, puesto que la capacidad de transmisión punto a punto puede cambiar con la configuración de la red. Por otra parte, la capacidad máxima de una línea de transmisión determinada es más constante, particularmente si su flujo está limitado solamente por su capacidad térmica. Los FGR son más simples, ya que solo hay unas cuantas líneas de transmisión congestionadas. Por otra parte, en el momento en que una línea se congestiona todos los precios marginales nodales son diferentes. Los participantes deben considerar y entender la operación de la red eléctrica cuando se adquiere derechos de compuertas de flujo. Esto significa que ellos deben conocer las sensibilidades de flujo con respecto a inyecciones de potencia. Los participantes que compran los FTR no requieren de conocer la operación del sistema, debido a que pueden basar sus decisiones sobre su percepción acerca de las fluctuaciones de los precios marginales nodales. En un mercado perfectamente competitivo, los FTR, FGR y aún los derechos físicos de transmisión son equivalentes. Si la competencia es imperfecta, los FGR pueden proveer más oportunidades para ejercer poder de mercado, en particular si las negociaciones están basadas sobre un conjunto fijo de compuertas de flujo.
CRISTIAN GUATO Aplicación de Derechos de Transmisión. Un tema de suma importancia en la entrega de FTR por parte del operador del sistema es asegurar la suficiencia de los retornos, de manera de mantener el crédito, y no llevarlo a la quiebra. Es decir los ingresos obtenidos con los precios locales, deben ser al menos iguales a los pagos que se deben realizar a los dueños de los FTR en el mismo periodo. Esto se puede realizar asegurándose que la energía implícita en el FTR es físicamente factible. Si la energía inyectada y retirada satisface los apremios del sistema de potencia, se dice que el set de FTR satisface el test de factibilidad simultánea. Un mercado eficiente de FTR debe anticiparse no sólo a la incertidumbre en los precios de transmisión, pero también a los cambios en el punto de operación, que se determina mediante el despacho económico del sistema. Definir quienes tienen acceso a los FTR no es sencillo, por lo que no existe una única manera de hacerlo en el mundo, sin duda debe entregarse a quienes invierten en la expansión del sistema, ya que incentiva el desarrollo eficiente de éste. Sin embargo surge una serie de asuntos de difícil implementación, por ejemplo quienes deben tener la posibilidad de adquirir FTR, como se implementan para el sistema de transmisión ya existente y como se generan los mercados secundarios para tranzar esto s derechos. La forma de afrontar estos problemas no es única y depende de la estructura del mercado. Antes de poder entregar FTR es importante definir correctamente quienes tienen acceso a la adquisición de estos derechos, los FTR pueden ser entregados sólo a los dueños de generadores, sólo a los dueños de las líneas de transmisión, a ambos, o quizás deben ser accesibles para todos los participantes del mercado. Una vez que se define quienes tienen acceso se debe definir como entregar los derechos para la capacidad de transmisión existente y esto se puede hacer como una subasta abierta, basándose en derechos o acuerdos existentes, entre otras formas.
La asignación de FTR “Point topoint” , generalmente se realiza mediante subastas, donde la función de utilidad del comprador o vendedor se maximiza. Tal función se asume cóncava y diferenciable y se puede optimizar bajo todas las circunstancias relevantes del sistema. La subasta determina la cantidad asignada de FTR para los participantes del mercado y el precio de mercado, de tal manera es también un mecanismo de reconfiguración de los FTR para estimular la reconfiguración y liquidez, los FTR pueden ser tranzados en mercados secundarios, esto puede ser muy útil, si por ejemplo, no existen FTR directos entre dos localidades se puede sintéticamente construir un FTR entre estas localidades, a través de la compra y venta en los mercados secundarios. Los FTR se valorizan, de acuerdo a la reserva que se haga de potencia (MW), por medio del FTR en cuestión y la diferencia de precios marginales entre las barras de inyección y retiro de potencia en el “Day AheadMarket”, como resultado del despacho de generadores más caros y fuera de mérito, producto de la congestión de la red. Como todo instrumento financiero pueden presentar un beneficio o un costo adicional para quien lo posee. En caso que la orientación del flujo, que produce la congestión, sea en sentido contrario a la orientación del FTR, es decir el precio marginal en el nodo de retiro es menor que el precio marginal en el nodo de inyección producirá un costo adicional. De esta manera los FTR se pueden considerar como obligaciones bidireccionales, ya que son definidos para ambos sentidos de circulación de flujos dentro de líneas de transmisión. Esta obligación del FTR aparece al momento en que importantes niveles de contraflujo son necesarios para poder hacer factibles ciertas transacciones de energía, en donde los flujos de potencia por las líneas afectadas por dichas transacciones sobrepasan los límites permitidos para una operación segura. De esta manera los precios locales darían una valorización negativa de los FTR ya que el agente poseedor del FTR estaría en la obligación de crear estos contraflujos representando un costo extraordinario para éste. Sin embargo, éstos costos serían amortizados por las compensaciones correspondiente a los respectivos costos por congestión valorizados negativamente, es decir aquellos pagos para el agente responsable de los contraflujos en cuestión. Visto de esta manera los FTR son una arma de doble filo ya que en ciertas circunstancias pueden convertirse en un costo adicional para sus dueños, lo cual puede introducir ineficiencias en el sistema.
Experiencia Internacional Los FTR se utilizan, en varios mercados eléctricos de los Estados Unidos, siendo lo más estudiados debido a su mayor antigüedad los mercados PJM (Pennsylvania, New Jersey y Maryland), New York y New England. Pero también se aplican en los mercados de California, y Midwest. En el sistema PJM se han utilizado FTR desde el 1° de abril de 1998, en Nueva York desde el 1° de Septiembre de 1999, en California desde el 1° de Enero del 2000, en Nueva Inglaterra desde el 1° de Marzo del 2003 y en la zona M idwest desde el 1° de Abril del 2005.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS Ventajas: Es un instrumento financiero que se puede utilizar para que los agentes disminuyan el riesgo en su operación.
Desventajas:
La seguridad que da este tipo de contratos sobre el precio de compra-venta no es total. La variabilidad de las situaciones que pueden producirse en el sistema de transmisión hace que exista -a pesar del establecimiento de estos contratosincertidumbre sobre los precios de compra y de venta de la energía. Más claramente> puede que el precio de la barra del generador y la del consumidor sean bastante diferentes debido a congestiones en la red.
BIBLIOGRAFIA http://www.ceaconline.org/pdf/iiisemana/transmision/6 J. Horacio Tovar©2009 Diplomado en Mercados de Electricidad: Diseño y Regulación CEAC-ITM-CEPAL La Problemática de la Actividad de Transmisión de Energía en el Perú: Algunas Opciones de Política, Ricardo de la Cruz Sandoval, Raúl García Carpio, Junio, 2003 “Aplicación De Derechos de Transmisión En El Mercado Eléctrico Chileno” Gonzalo Rayo, Luís Rodríguez, Pontificia Universidad Católica de Chile
