MANEJO DE LA TRANSMISIN Y SERVICIOS AUXILIARES

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MANEJO DE LA TRANSMISIÓN Y SERVICIOS AUXILIARES
CONSEJO DE ELECTRIFICACIÓN PARA AMÉRICA CENTRAL
INSTITUTO TECNOLÓGICO DE MORELIA

• San José, Costa Rica
• Junio-Julio de 2009

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Contenido

• Redes de Transmisión y Mercados de Electricidad
• - Derechos de transmisión
• - Efecto de las Pérdidas
• 2. Regulación de la transmisión
• - Principios
• - Tipos de regulación
• 3. Descripción General de los Servicios de
  Transmisión
• - Aspectos generales
• - Acceso abierto
• - Redes económicamente adaptadas
• - Servicios de transmisión
• - Costos de transmisión
• 4. Métodos para Asignar Costos Fijos de Redes de
  Transmisión
• - Características de metodologías y definición
  de costos
• - Métodos de asignación
• 5. Métodos de Descomposición de Flujos
• - Métodos de descomposición para contratos
  bilaterales
• - Métodos de descomposición para mercados

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Contenido

• 6. Análisis Comparativo de Metodologías y Tarifas
  de Transmisión
• - Descripción de un método para hacer el
  análisis
• - Tarifas de transmisión en varios países
• - Análisis de metodologías
• 7. Regulación de la Expansión de la Transmisión
  en
• Mercados Eléctricos Competitivos
• - Características de los sistemas de transmisión
• - Experiencias internacionales
• - Ejemplo ilustrativo
• 8. Servicios Auxiliares
• - Definición, atributos, enfoques de ejecución y
  tipos de servicios auxiliares
• - Alternativas y dificultades para el
  establecimiento de esquemas de pago
• - Servicios auxiliares en NEMMCO
• - Control de frecuencia
• - Compensación de pérdidas
• - Reservas operativas
• - Arranque negro
• - Control de voltaje y potencia reactiva

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CAPITULO 1 REDES DE TRANSMISIÓN Y MERCADOS DE
ELECTRICIDAD

• DERECHOS DE TRANSMISIÓN
• 1) Derechos Físicos
• 2) Derechos de transmisión financieros
  (FTR)
• 3) Derechos de compuertas de flujo (FGR)
• ANÁLISIS DE PRECIOS MARGINALES NODALES
• 1) Efecto del congestionamiento
• 2) Efecto de las pérdidas

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Compraventa Descentralizada Sobre la Red de
Transmisión

• MERCADO DE CONTRATOS BILATERALES
• 1) Transacciones definidas por
• - Una relación contractual entre comprador y
  vendedor.
• - Precio, cantidad, puntos de
  inyección/extracción.
• - Cualquiera otra condición considerada
  importante.
• 2) El operador del sistema no está involucrado en
  negociaciones. Su función es
• - Compra/venta de energía para balance
  carga/generación.
• - Limitar potencia de generadores por
  seguridad.

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MERCADO DE CONTRATOS BILATERALES

• 1) Transacciones contratadas
• - T1 G1con L1, 300 MW.
• - T2 G2con L2, 200 MW.
• - Precios acordados entre cada
  comprador/vendedor.
• - La potencia negociada por transacción debe
  ser
• notificada al operador del sistema.
• - Si Pmax (T1 T2) no hay interrupción de
  transacciones.

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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS

• Interrupción de Transacciones por Congestión
• - Naturaleza de la transacción.
• - Orden de registro.
• - Otros factores
• - Interrupciones administrativas deben ser
  evitadas.
• Si dos agentes no desean ver interrumpida su
  transacción
• - Deben adquirir derechos de uso de la red
  de transporte.
• - Adquisición en subastas.
• - Toma de decisión con base al costo
  adicional del derecho.

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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Ejemplo 1 Para el sistema de dos nodos,
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.
Además, G3 ofrece energía a 35/MWh. Entonces, L2
no debe pagar más de 3 /MWh por los derechos de
transmisión, debido a que esto haría que la
energía que él compra de G1 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.
El precio de derechos de transmisión es un
argumento que consumidores pueden usar en sus
negociaciones con los generadores para bajar el
precio. Los derechos de transmisión de este
tipo son llamados derechos físicos de
transmisión, debido a que tienen por objetivo
soportar a la transmisión actual de una cierta
cantidad de potencia sobre un elemento de
transmisión específico.
9
Ejemplo

• 1) Transacciones contratadas
• - T1 G1 con L1, 300 MW.
• - T2 G2 con L2, 200 MW.
• - G3 Ofrece energía a 35 /MWh.
• L2 no debe pagar más de 3 /MWh por los derechos
  de transmisión, debido a que esto haría que la
  energía que él compra de G1 fuera más costosa que
  la que podría comprar de G3.
• Entonces, el precio de derechos de transmisión
  tendría que ser de 5 /MWh para que G1 llegase a
  la misma conclusión.

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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS

• Inconvenientes de los Derechos Físicos
• La trayectoria que la potencia toma a través de
  la red es
• determinada por leyes físicas y no por lo
  establecido en
• un contrato.
• 2. Los derechos físicos tienen el potencial de
  exacerbar el
• ejercicio de poder de mercado.

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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Trayectorias Paralelas G2 y L3 desean
firmar un contrato por 400 MW

MW

MW Se requiere asegurar 240 MW de
derechos sobre la línea 1-3, y 60 MW sobre las
líneas 1-2 y 2-3. Esto no es posible. La
capacidad máxima de 1-2 y 2-3 son 126 y 130 MW.
En ausencia de cualquiera otra transacción, el
máximo que G1 y L3 pueden negociar es

MW
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Trayectorias Paralelas Por otra parte, si
L1 desea comprar 200 MW de G4. Esta potencia
fluiría en la forma

MW
MW
C
D
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Trayectorias
Paralelas Si las dos transacciones son
ejecutadas al mismo tiempo
MW

MW
C
D
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Trayectorias Paralelas - Para no limitar
innecesariamente oportunidades de compraventa, el
total de derechos físicos que se pueda realizar
debe considerar los posibles contraflujos. -
Bajo negociación descentralizada, el operador del
sistema solo verifica que la red eléctrica sea
segura, considerando todas las transacciones
propuestas a ser realizadas. - Si la red es
insegura, 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.
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Trayectorias Paralelas - En teoría, con un
mercado 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 muchas restricciones de
capacidad, el total de información que se
requiere ser intercambiada es tan grande, como
para que este óptimo pueda ser alcanzado lo
suficientemente rápido a través de transacciones
bilaterales.
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Derechos de Transmisión y Poder de Mercado -
De acuerdo a la definición de derechos de
transmisión físicos, estos dan a su dueño el
derecho de transmitir una cierta cantidad de
potencia para un cierto periodo a través de una
rama dada de la red de transmisión. - 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 físicos pueden propiciar
el ejercicio de poder de mercado.
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Derechos de Transmisión y Poder de Mercado
Para el siguiente sistema, si G3 es el único
generador conectado al nodo B, entonces, puede
tener incentivos para comprar los derechos de
transmisión para el flujo de A a B. Si G3 no usa
o revende sus derechos de transmisión, entonces,
efectivamente habrá de disminuir la potencia que
puede ser vendida en el nodo B por otros
participantes. Esta reducción
artificial de capacidad de transmisión incrementa
el poder de mercado que G3 puede ejercer en el
nodo B y le permite aumentar el margen de
beneficios de su producción, puesto que puede
elevar su precio de venta de energía, causando
detrimento a la eficiencia del sistema.
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DERECHOS DE TRANSMISIÓN FÍSICOS
Derechos de Transmisión y Poder de Mercado -
Para evitar este problema, se ha optado por
agregar a los derechos de transmisión físicos una
provisión de usarlos o perderlos. - Bajo
tal provisión, la capacidad de transmisión que un
participante ha reservado pero no usado, es
liberada para otros que desean utilizarla,
evitando la acumulación de capacidad de
transmisión con el fin de incrementar el poder de
mercado.
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Ambos
mercados, en forma aislada, tienen redes de
transmisión robustas
Mercado B
Mercado S
Curvas de suministro (/MWh)
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados
Mercado B
Mercado S
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Caso 1
Interconexión con Capacidad No Restringida
La carga del sistema interconectado es de
2000 MW. Si la generación en S es cero, los
generadores de B pueden suministrar toda la
carga. Bajo esta situación 30
/MWh, 13
/MWh. Situación NO OPTIMA (302000 130)
Mercado B
Mercado S
Pmáxima 1600 MW
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Caso 1
Interconexión con Capacidad No Restringida
El óptimo se encuentra cuando
500 1500 2000
MW. Resultando p 24.333 /MWh,
566.666 MW, 1433.3333 MW
Mercado B
Mercado S
Pmáxima 1600 MW
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Caso 1

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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Caso 2
Interconexión con Capacidad Restringida
Producción del mercado B DB PBS 500
400 900 MW pB 10 0.01(900) 19
/MWh. pS 13 0.02(1100) 35 /MWh.
Mercado B
Mercado S
Pmáxima 400 MW
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados Caso 2

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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Sistema de Dos Mercados Interconectados
De cualquier forma existe un beneficio
positivo debido a que los consumidores pagan
menos.
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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Rentas por Congestionamiento En el caso de
la interconexión 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. Para el modelo de dos
mercados, el pago hecho por los consumidores
es ETOTAL EB ES pB DB pS DS
(/h)
(1.3) El ingreso de los generadores es
igual a RTOTAL RB RS pB PB pS PS
pB ( DB PBS) pS ( DS PBS) (1.4)
El precio marginal en cada mercado está dado
por las relaciones pB MCB 10 0.01(DB
PBS)
(1.5) pS MCS 13
0.02(DS PBS)
(1.6)


28
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Rentas por Congestionamiento Restando (1.4) a
(1.3) ETOTAL RTOTAL pS (DS DS PBS)
pB (DB DB PBS)
Por otra parte, el ingreso de los
generadores es igual a ETOTAL RTOTAL (pS
pB ) PBS
(1.7) Para el
ejemplo con congestión ETOTAL RTOTAL (pS
pB ) PBS (35 19) (400) 6,400 /h.

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EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Rentas por Congestionamiento - En un mercado
centralizado, 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 los propios
precios de la electricidad a través de un
contrato, con el objetivo de protegerse contra
las variaciones de precios marginales nodales,
debidas al nivel de carga del sistema,
congestionamiento y pérdidas.
30
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales
31
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales
Cargas
32
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales
33
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales
34
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales
Expresando las pérdidas de la línea
como

(1.9) Donde D es la
carga en el nodo 2 y K R / V2. La generación en
el nodo 1 es G(D) D L D K D2

(1.10)
35
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales Si la carga se incrementa
de D a D?D, la generación 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 2D?D (?D)2 D
KD2 D KD2 ?D (1 2DK) K(?D)2 D
KD2 (12DK) ?D K (?D)2
Si se considera que el cambio
de carga, en términos de valores en por unidad,
es relativamente pequeño, el término (?D)2 puede
ser omitido del resultado anterior, de modo
que ?G (1 2DK) ?D

(1.11)
36
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales Si el costo marginal de
generación en el nodo 1 es c, el incremento en
el costo de generación debido a un incremento
de la carga ?D en el nodo 2 es ?C c(1 2DK)
?D
(1.12) y
el costo marginal en el nodo 2 es c(1
2DK) Suponiendo que la competencia es
perfecta, los precios de la energía en los
nodos 1 y 2 están dados por


(1.13) (1 2DK)

(1.14)
37
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales La diferencia en
precios nodales se incrementa linealmente
con el flujo de potencia de la línea, debido a
que las pérdidas son una función lineal de la
carga. Por causa de las pérdidas, el total que
pagan los consumidores del nodo 2 excede al total
que reciben los generadores del nodo 1. Un
superávit, denominado MS, surge en la red. Este
superávit es igual al valor de la energía vendida
en el nodo 2 menos el costo de compra de la
energía producida en el nodo 1 MS
(D KD2)

(1.15) Usando las expresiones para los precios
dados en las ecuaciones (1.13) y (1.14), se
obtiene MS c(1 2KD)D c(D KD2) c K D2

(1.16)
38
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre los Precios
Marginales Nodales - Mientras menor sea
la energía producida en el nodo 1 con respecto a
la energía consumida en el nodo 2, el superávit
siempre será positivo, e igual al costo de
suministrar las pérdidas, ya que solamente hay un
generador con un costo marginal definido. -
En un sistema más complejo, no es posible obtener
una expresión similar a la ecuación (1.16) y es
imposible establecer un método riguroso para
cuantificar el costo de las pérdidas.
39
Efecto de las Pérdidas Sobre el Despacho Se toma
nuevamente el caso del mercado único conformado
por los mercados B y S interconectados a través
de una línea de transmisión. Se supone que la
línea no está congestionada y que el coeficiente
K 0.00005 MW-1. Ahora, los costos variables de
producir energía en los mercados B y S
son CB(PB) 10 PB 0.5(0.01)

(1.17) CS(PS) 13 PS 0.5(0.02)

(1.18) Si el mercado
opera eficiente y competitivamente, en el
punto de equilibrio se minimiza el costo total
variable de producir energía eléctrica Minimizar
CB(PB)CS(PS) 10 PB 0.5(0.01) 13
PS 0.5( 0.02) (1.19) Sujeto a
PB DB PBS K
(1.20)
PS DS PBS

(1.21) donde DB 500 MW, DS 1500
MW.
40
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre el Despacho El
término del flujo al cuadrado en la ecuación
(1.20) causa que, cuando se aplica la técnica
de los multiplicadores de Lagrange resulte
en un problema no lineal y debe ser resuelto
mediante alguna técnica numérica. Aquí, se
aplica un método empírico el cual consiste en
definir un flujo inicial, que se substituye en
las ecuaciones (1.20) y (1.21), para
obtener valores de las potencias de generación,
con las que se encuentra el costo total de
producción mediante (1.19). Posteriormente, se
define un nuevo valor de flujo de tal forma
que se observe si disminuye el costo total y, de
ser así, entonces, se va variando el flujo en
esa dirección, hasta encontrar un punto en que
el costo ya no disminuya o aumente. En
caso contrario, si después de la
segunda estimación se observa que el costo total
se incrementa, entonces, se varía el flujo en
dirección contraria, hasta obtener el mínimo
posible.
41
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre el
Despacho Hay un diferencial de precios
marginales nodales en el caso que considera
las pérdidas (25.9423.892.05 /MWh). A los
consumidores de S les es indiferente entre
comprar energía de los generadores locales
a 25.94 /MWh o de los productores de B a
23.89 /MWh y pagar un cargo de
transmisión por 2.05 /MWh. Similarmente,
los consumidores de B son indiferentes a
comprar de productores locales o de los
generadores más costosos de S, ya que ellos
reciben una compensación por entrar en una
transacción que reduce pérdidas.
42
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre el
Despacho Hay un superávit por la
diferencia de precios marginales nodales
Potencias negociadas en B (1389 500 889
MW) Potencias negociadas en S (1500 647
853 MW)
853 (25.94) 889 (23.89) 888.61 /h.
43
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de las Pérdidas Sobre el Despacho - Es
importante puntualizar que, en caso de que las
pérdidas sean incluidas en el modelo de
optimización del mercado, este será no lineal, de
manera que se requiere de un método iterativo
para resolverlo. - Esto causa dificultades en
el proceso de resolución del mercado y se pierde
transparencia. Por tal motivo, en diversas
ocasiones se ha optado por separar las pérdidas
del modelo de mercado, el cual normalmente es
formulado como un modelo lineal. - Entonces,
ante esta situación, las pérdidas son compensadas
a través de un servicio auxiliar separado del de
energía.
44
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de Pérdidas y Congestionamiento Se
considera el caso con el flujo sobre la
interconexión restringido a 600 MW. Los
generadores en el mercado S producirán 900 MW
para satisfacer la demanda local de 1500 MW. El
precio nodal, asumiendo que es igual al costo
marginal, en este mercado es pS MCS 13
0.02 PS 31.00 /MWh La producción de los
generadores del mercado B está dada por PB DB
PBS K 500 600 (0.00005) (600)2
1118 MW El costo marginal y el precio marginal
nodal en el mercado B son entonces pB MCB
10 0.01 21.18 /MWh En este caso, el
diferencial de precio (31 21.18 9.82 /MWh)
es debido en su mayoría al congestionamiento.
45
EFECTO DE CONGESTIÓN Y PÉRDIDAS
Efecto de Pérdidas y Congestionamiento Operació
n del mercado único cuando las pérdidas y la
congestión de la interconexión entre los mercados
B y S son consideradas.
46
DERECHOS DE TRANSMISIÓN

• Manejo de Riesgo en un Mercado Centralizado
• Los precios marginales varían debido a
• las fluctuaciones de la demanda,
• las pérdidas,
• la presencia del congestionamiento.
• Ante esto, los agentes participantes no pueden
  definir con mucha precisión el
• comportamiento de los precios marginales,
  resultantes de la operación del
• mercado spot.
• Los participantes del mercado tienen la
  libertad de formalizar contratos
• bilaterales para protegerse contra la volatilidad
  de los precios marginales nodales.

47
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Manejo de Riesgo en un Mercado Centralizado Sin
embargo, ante la presencia del congestionamiento,
los contratos bilaterales pueden dar resultados
que pueden no satisfacer a las partes. Suponga
que en el mercado B hay una planta PGB que vende
energía en el mercado S a un consumidor llamado
PDS a un precio de referencia de 30 /MWh y que,
para considerar las variaciones de precios
marginales nodales, establecen un contrato por
diferencias el cual, ante la ausencia de
congestión en la, a un precio del mercado spot de
24.30 /MWh, opera de la forma siguiente - PGB
vende 400 MW a 24.30 /MWh y recibe pago de
400(24.30) 9,720 /h. - PDS compra 400 MW a
24.30 /MWh y paga 400 (24.30) 9,720 /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 habría hecho un pago a
PDS para cumplir con el contrato por diferencias.
48
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Manejo de Riesgo en un Mercado Centralizado -
Ahora, considere que el flujo de potencia máximo
de la interconexión es de 400 MW. En este caso,
el precio nodal marginal en el nodo B es de 19.00
/MWh, mientras que en el nodo S es de 35.00
/MWh. Bajo estas condiciones se tiene PGB
vende energía a 19.00 /MWh y recibe 400 (19.00)
7,600.00 /h en pago. De acuerdo al contrato
por diferencias, se supone que debía 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 haga una
bonificación de 5(400) 2000 /h para cumplir
con el contrato.
49
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Manejo de Riesgo en un Mercado Centralizado Las
expectativas de ambos participantes son
claramente incompatibles. El contrato por
diferencia funciona solamente ante casos en que
la congestión no está presente. Ante esto, los
participantes que desean protegerse contra las
variaciones de precios, entonces, deben contratar
no solamente por la energía que ellos producen o
consumen, sino también por la capacidad de
transmisión para que pueda suministrar tal
energía.
50
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros En la
discusión de los contratos por diferencias, se
puede observar que, ante la existencia de
congestión en la interconexión, el total de
dinero que deben recibir PGB y PDS, para cumplir
con el contrato, es 4,400 2,000 6,400 /h.
Este total es exactamente igual a las rentas por
congestión que recauda el operador del mercado
62,000 55,000 6,400 /h. 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
51
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros EC F pC


(1.22) Inversamente, el monto total que un
productor como PGB espera recibir es RC F pC


(1.23) Los totales que el consumidor y el
productor pagan y reciben, respectivamente en el
mercado spot son los siguientes EM F pS


(1.24) RM F pB

(1.25) En estas dos últimas
ecuaciones se considera el hecho de que existe
congestión y que, por tanto, los precios
marginales nodales son diferentes.
52
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros Los totales
que el productor y el consumidor esperan pagar o
recibir para cumplir con el contrato por
diferencias son ET EM EC F pS (F pC
) F (pC pS)
(1.26) RT RM RC F pB F pC
F (pC pB)
(1.27) Si el productor y el
consumidor negocian en el mismo mercado spot o no
hay congestionamiento en el mercado único, se
tiene que pS pB , y el contrato puede ser
cumplido debido a que ET RT

(1.28) Por
otro lado, si pS ? pB , ambas partes esperan un
pago y se tiene un total para esto dado por la
expresión ET RT F (pB pS )

(1.29)
53
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros Comparando
la ecuación (1.29) con la ecuación (1.7), se
observa que ambas expresiones involucran al
producto de la potencia de transferencia con una
diferencia en el precio entre los dos mercados.
El superávit por congestión involucra a la
máxima potencia que puede ser transferida entre
dos nodos, mientras que el superávit de la
ecuación (1.29) 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 le confieren a sus propietarios un ingreso
igual al producto de los derechos de transmisión
adquiridos y el diferencial de precio entre los
dos nodos.
54
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros 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

(1.30) 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. 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
55
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros Comprar F
MWh de energía del mercado B a un precio de pB y
utilizar sus FTR para recibirla gratis en el
mercado S en este caso, efectivamente paga F
pB. Comprar los F MWh de energía del mercado S a
un precio pS y usar su parte de renta por
congestión para disminuir el precio más elevado
que paga por lo energía en este caso, paga F pS
, pero recibe F (pS pB). 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.
56
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros Sin embargo,
hay todavía otra pregunta En qué forma los
productores y consumidores pueden adquirir los
FTR? Esta forma ha sido realizada a través de
subastas, en la cuales, para cada periodo del
mercado, el operador del sistema determinaría el
total de potencia que puede ser transmitida a
través de la interconexión. Los FTR para este
total de potencia serían subastados y adquiridos
al mejor postor. La subasta sería abierta para
todos los generadores, consumidores y
comercializadores. El propietario de estos
derechos sería capaz de utilizarlos o revenderlos
a otro participante.
57
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros El precio
pagado por los FTR dependerá 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
energía en B y S, así como la capacidad de
transmisión de la interconexión son correctos, la
subasta debe tener un precio máximo de 35 19
16 /MWh.
58
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
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. La Figura 1.9(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 Figura
1.9(b) presenta el caso donde se supone que la
línea 2-3 tiene una capacidad máxima de 65 MW.
59
DERECHOS DE TRANSMISIÓN
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto
Congestión en la línea 1-2
Congestión en la línea 2-3
60
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto 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 100050250 800.00 por 100 MW
que compra, lo cual es equivalente al precio de
8.00 /MWh.
61
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto Operación económica del sistema con la
línea 1-2 congestionada 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.
62
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto Algunas combinaciones factibles de
derechos de transmisión financieros de punto a
punto en el sistema de tres nodos con la línea
1-2 congestionada.
63
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto Algunas combinaciones factibles de
derechos de transmisión financieros de punto a
punto en el sistema de tres nodos con la línea
2-3 congestionada. Note 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.
64
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto 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.
65
Derechos de Transmisión Financieros de Punto a
Punto El consumidor paga un total de 30030150
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).
66
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 (flowgate rights). Los FGR operan
como los FTR, excepto que el valor de los FGR no
están asociados 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.
67
Derechos de Compuertas de Flujo Suponga el caso
del sistema de tres nodos, donde un consumidor
del nodo 3 desea comprar 100 MW de un generador
en el nodo 1, bajo las condiciones operativas de
la línea 1-2 congestionada. Para protegerse
contra las fluctuaciones de los precios
marginales nodales, este consumidor debe comprar
100 MW de FGR. Para esto, los 100 MW fluyen del
nodo al nodo 3 en la forma siguiente 60 MW por
la línea 1-3 y 40 MW por la línea 1-2 y la línea
2-3. Entonces, el consumidor debe comprar los
siguientes FGR 60 MW de la línea 1-3. 40 MW de
la línea 1-2. 40 MW de la línea 2-3.
6.25 /MWh
El consumidor colecta (40 MW) (6.25 /MWh) 250
/h por sus FGR.
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Derechos de Compuertas de Flujo El resultado
anterior es exactamente igual al total que este
consumidor colectaría de los FTR de punto a punto
entre los nodos 1 y 3. En este caso, los FGR
proveen la misma cobertura que los FTR. 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.
69
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.
70
Discusión Final entre FTR y FGR 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.