luis maqueda hernando subdirector de transporte, distribución y calidad de servicio - cne (españa)
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Curso ARIAE de Regulación Energética (3ª edición)
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
Luis Maqueda HernandoSubdirector de Transporte, Distribución y Calidad de Servicio - CNE (España)
Cartagena de Indias, noviembre de 2005
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
2
Índice
1. Introducción a la gestión de congestiones
2. Principales metodologías de resolución de congestiones
3. Cobertura de riesgos derivados de las congestiones
4. Conclusiones
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Índice
1.1. Introducción a la gestión de congestionesIntroducción a la gestión de congestiones Relevancia Algunas experiencias Línea temporal del proceso
2. Principales metodologías de resolución de congestiones
3. Cobertura de riesgos derivados de las congestiones
4. Conclusiones
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Introducción a la gestión de congestionesRelevancia
El transporte (o transmisión), tradicional factor crítico en la gestión del sistema. Seguridad y estabilidad Relación generación-demanda (distancia, dispersión)
La liberalización del sector convierte al transporte en una de las claves del mercado. Carácter estratégico, actividad regulada Enlace físico entre agentes
La gestión de congestiones, aspecto capital de la interacción transporte-mercado. Gestión de congestiones Economía del transporte
(=administración eficiente de un bien escaso)
Cliente industrial
Cliente doméstico
Cliente prioritario
GG
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Introducción a la gestión de congestionesAlgunas experiencias
Escandinavia Gestión interna a un país (Noruega N-S, Dinamarca E-O) A escala regional: Nordel + NordPool
Estados Unidos California (California ISO) Costa Este (PJM, New York ISO, New England ISO)
Unión Europea Reglamento (CE) Nº 1228/2003: Directrices de gestión de congestiones y
de compensación inter-TSOs (en preparación)
Mercado Ibérico [retraso s/ previsto] Preocupación de ERSE y CNE por solución de
congestiones España-Portugal
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Introducción a la gestión de congestionesAlgunas experiencias
“Los problemas de congestión … se abordarán mediante soluciones no discriminatorias y conformes a … mercado que sirvan de indicadores económicos (…)“
“Sólo se utilizarán procedimientos de restricción de las transacciones en situaciones de emergencia …”
“Los gestores de las redes … Teniendo plenamente en cuenta la seguridad de la red, nunca (se) denegarán transacciones que alivien la congestión.”
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Introducción a la gestión de congestionesAlgunas experiencias
“… la forma de resolución de las restricciones internas y en particular las que afecten a las líneas de interconexión entre Portugal y España, ha de definirse cuanto antes por el impacto que la decisión que se adopte tendrá sobre toda la organización del mercado.” “… el Modelo de Organización del MIBEL … recogía la resolución de las
congestiones … a través de un mecanismo de “market splitting.”
“En tanto la capacidad de interconexión resulte insuficiente para la integración completa de ambos sistemas, será especialmente necesaria la adopción de medidas que reduzcan eficazmente el riesgo de ejercicio de poder de mercado en cada zona de precios …”
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Introducción a la gestión de congestionesLínea temporal del proceso
Instrumentos de cobertura físicos y financieros
Instrumentos de cobertura físicos y financieros
Gestión técnica(tiempo real)
Gestión técnica(tiempo real)
Metodologías no de mercado
Redespacho / “Counter trading”
“Market splitting”
“Flow-based Market Coupling”
“Locational Marginal Price”
“Flow-based Cong.Mgment.”
Metodologías no de mercado
Redespacho / “Counter trading”
“Market splitting”
“Flow-based Market Coupling”
“Locational Marginal Price”
“Flow-based Cong.Mgment.”
Estructura tarifariaEstructura tarifaria
tiempotiempotiempotiempo
OperaciónOperaciónProgramaciónProgramaciónEntorno regulatorioy de mercado
Entorno regulatorioy de mercado
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Índice
1. Introducción a la gestión de congestiones
2.2. Principales metodologías de resolución de congestionesPrincipales metodologías de resolución de congestiones Estructura tarifaria Metodologías no de mercado Redespacho / “Counter trading” “Market splitting” “Flow-based Market Coupling” “Locational Marginal Price” “Flow-based Congestion Management”
3. Cobertura de riesgos derivados de las congestiones
4. Conclusiones
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestionesEstructura tarifaria
Postal (estampilla): independiente de la ubicación de la generación o consumo. “Café para todos” España
Según distancia: basado en la separación existente entre los puntos de inyección y demanda. Incentiva acercamiento de oferta y demanda Alemania (gas natural)
Zonal o nodal: la tarifa es función de la localización geográfica, ya sea por zonas o nodo a nodo. Proporciona señales claras Escandinavia
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
Estructura tarifaria: tarifa zonal o nodal - Suecia
En Suecia existe una correlación directa entre el importe de las tarifas de entrada y salida y la latitud del punto en que se efectúa la conexión: Inyectar en el norte, en
práctica ausencia de demanda, está significativamente penalizado. Drenar potencia del sistema en el sur sale igualmente caro.
Por el contrario, generar en el sur es, en comparación, prácticamente gratis a efectos de esta tarifa, como también lo es, de forma simétrica, consumir en el norte.
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
Estructura tarifaria: tarifa zonal o nodal - Reino Unido
En el Reino Unido, National Grid publica para cada temporada los cargos zonales para generación y demanda: Se distinguen 21 zonas de
generación y 14 de demanda La tarifa de generación es un
cargo por potencia; la de demanda es binomial (potencia y energía)
El importe de la tarifa (que en el caso de la generación puede llegar a ser negativa) refleja claramente el definido vector energético NS en la isla
[El mapa representa la zonificación de los cargos aplicados a la demanda.]
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
Estructura tarifaria: tarifa zonal o nodal - Reino Unido
En el Reino Unido, National Grid publica para cada temporada los cargos zonales para generación y demanda: Se distinguen 21 zonas de
generación y 14 de demanda La tarifa de generación es un
cargo por potencia; la de demanda es binomial (potencia y energía)
El importe de la tarifa (que en el caso de la generación puede llegar a ser negativa) refleja claramente el definido vector energético NS en la isla
[El mapa representa la zonificación de los cargos aplicados a la generación.]
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
Metodologías no de mercado
Red considerada como bien estrictamente público. No existe priorización económica
La asignación de capacidad no se basa en criterios de mercado. Propio de sistemas pre-liberalización Posibles soluciones alejadas del teórico “óptimo social”
Ejemplos de estas metodologías (desde el punto de vista de la demanda): “Pro rata”: cada cliente reduce su consumo en la misma proporción “Fist come, first served”: demandas atendidas en orden cronológico Por tipo de contrato: típicamente, priorización de contratos a largo plazo
A favor: numerosos “beneficios sociales” no pueden medirse en dinero.16:00 16:15
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
Redespacho
Llevado a cabo por el OS
Tras detectar infactibilidad, el OS rectifica programación original Acepta nuevas ofertas de
compra o de venta hasta reajustar perfil corregido
Aplicable fundamentalmente a congestiones internas a un sistema Ej.: Mecanismo de Balance
diseñado en su día para Inglaterra y Gales por el NETA (New Electricity Trading Arrangement)
REE: previsión vs. real
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Counter trading”: concepto
El OS interviene en el mercado para contrarrestar la congestión, persuadiendo económicamente a los agentes que obtienen un menor beneficio de la misma: Lado excedentario: generador recibe compensación a cambio de reducir
producción (consumidor a cambio de incrementar demanda) Lado deficitario: consumidor recibe compensación a cambio de reducir
demanda (generador a cambio de incrementar producción)
Puede verse como una “adaptación a las reglas de mercado en tiempo real” de una tradicional estrategia de gestión del OS vía operación y estructura tarifaria: Lado excedentario: generador casado cobra aunque no pueda producir
por restricciones (consumidor bonificado por consumir en valle) Lado deficitario: consumidor interrumpible bonificado por flexibilidad
(generador “caro” que entra por restricciones)
El “counter trading” basado en criterios de mercado da señales económicas claras para la resolución de congestiones.
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Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Counter trading”: ejemplo básico
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Counter trading”: referencias y consideraciones
Aplicado habitualmente en Escandinavia por los OSs: Recompran energía en el norte excedentario (retira generación del mdo.) Adquieren energía en el sur deficitario (para revenderla a los agentes)
El sobrecoste de estas operaciones es asumido en primera instancia por el OS, pudiendo luego ser cubierto: Vía tarifa de transporte; posibles incentivos para una gestión eficiente de
congestiones y señales para el desarrollo de red que las evite (Suecia) Mediante la subasta de corredores de transporte (Holanda)
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Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Counter trading”: referencias y consideraciones
En circunstancias normales, existe un flujo neto hacia el Sur de 1.400 MW, frente a una capacidad total de transporte de 1.700 MW.
CONGESTIÓN- 500 MW quedan fuera de servicio por la caída de una línea: El OS compra 200 MW a
subir en el Sur y los revende hacia el Norte
El corredor se estabiliza en los 1.200 MW de su actual capacidad y se resuelve la congestión
En circunstancias normales, existe un flujo neto hacia el Sur de 1.400 MW, frente a una capacidad total de transporte de 1.700 MW.
CONGESTIÓN- 500 MW quedan fuera de servicio por la caída de una línea: El OS compra 200 MW a
subir en el Sur y los revende hacia el Norte
El corredor se estabiliza en los 1.200 MW de su actual capacidad y se resuelve la congestión
200
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: concepto
Divide el mercado original en varios mercados cuya interconexión es limitada. Áreas a cada lado de la congestión son mercados independientes
Las transacciones entre distintas áreas se realizan a través de un pool. Cada oferta remitida al pool incorpora el área en que se materializará
El pool maximiza los ingresos del mercado multi-área resultante. Casación de ofertas sujetas a la capacidad máxima de las interconexiones
Resultado del “market splitting”: Se calcula un precio independiente para cada área Se incorporan las interconexiones:
Capacidad suficiente los precios se igualan
Congestión precios más bajos en área excedentaria en energía
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: ejemplo básico
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: referencias y consideraciones
Aplicado en la resolución de congestiones … internas, en Noruega entre países integrantes
de Nordel (NO, SE, DK, FI)
Diferencial de precios origina un“capacity fee”: = diferencial del precio resultante
en un área respecto al que sehubiera obtenido en el conjunto delmercado en ausencia de congestión
El “capacity fee” excedentario puede ser asignado: A reforzar la red de transporte e interconexiones (vía OS’s, Nordel) A los compradores de derechos financieros (cobertura de riesgos, USA)
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: referencias y consideraciones
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Mercado Mercado único en único en ausencia ausencia
de de congestiocongestio
nesnes
Área de Área de precio precio bajo bajo
(superávit(superávit))
Área de Área de precio alto precio alto
(déficit)(déficit)
ATC: Available Trading Capacity
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: referencias y consideraciones
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El área Nordel está formada por 6 zonas (en ocasiones, 7): Suecia Finlandia Dinamarca occidental Dinamarca oriental Noruega meridional resto de Noruega (1-2 zonas)
La subasta de corredores es realizada por NordPool.
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Market splitting”: pros y contras
A favor del “market splitting”:
Basado en criterios de mercado
Optimiza interconexión
Sencillo y barato
Señales claras a largo plazo
A favor del “market splitting”:
Basado en criterios de mercado
Optimiza interconexión
Sencillo y barato
Señales claras a largo plazo
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En contra del “market splitting”:
Exige una buena definición de zonas Tantos precios como zonas Identificación de congestiones
claras, estructurales y estables
Puede entorpecer bilaterales
En contra del “market splitting”:
Exige una buena definición de zonas Tantos precios como zonas Identificación de congestiones
claras, estructurales y estables
Puede entorpecer bilaterales
Tanto a favor como en contra:
Exige transparencia; si no se logra, hay riesgo de arbitraje no siempre lícito
Tanto a favor como en contra:
Exige transparencia; si no se logra, hay riesgo de arbitraje no siempre lícito
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Flow-based Market Coupling”: concepto
El “Flow-based Market Coupling” (FMC) es una iniciativa conjunta de ETSO y EuroPEX para la gestión de congestiones transfronterizas en el marco de la integración de los mercados eléctricos europeos.
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EuroPEXAssociation of European
Power Exchanges
EuroPEXAssociation of European
Power Exchanges
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Flow-based Market Coupling”: concepto
El FMC es el resultado de conciliar las propuestas originales de sus “padres”: El “Flow-based modelling” propuesto por ETSO El “Market coupling” defendido por EuroPEX
El fundamento de estas metodologías es, respectivamente: La modelización de los flujos eléctricos en todos los “caminos”
eléctricamente posibles, no sólo en los corredores contractuales (ver más adelante el “Flow-based Congestion Management” en Estados Unidos)
La optimización de los intercambios energéticos favoreciendo la eficiencia del comercio entre los mercados regionales
El FMC pretende tomar lo mejor de estas dos perspectivas (física y económica, pura electrotecnia y mercado) Sin embargo, existen aún importantes barreras para una implantación
práctica, difíciles de superar, derivadas de la falta de armonización16:00 16:15
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Flow-based Market Coupling”: concepto
Visión Visión O.M.O.M.
Visión Visión O.S.O.S.
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= Coste de atender un incremento de demanda en un nodo teniendo en cuenta, además del coste de generación, el de la congestión y, en su caso, las pérdidas. Si se desprecian las pérdidas (simplificación habitual) y la congestión no
llega a producirse, tenemos nuestro viejo coste marginal de siempre Asume la asignación de un “precio sombra” al corredor congestionado
Más que una metodología en sí mismo, es una referencia: los principales instrumentos de cobertura se liquidan calculando diferenciales de LMPs.
LMPLMPLMPLMP Coste Marginal de Coste Marginal de la Generaciónla Generación
Coste Marginal de Coste Marginal de la Generaciónla Generación
Coste de la Coste de la CongestiónCongestión
Coste de la Coste de la CongestiónCongestión
Coste de las Coste de las PérdidasPérdidas
Coste de las Coste de las PérdidasPérdidas
Principales metodologías de resolución de congestiones
“Locational Marginal Price” (LMP): concepto
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= + +
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Locational Marginal Price” (LMP): concepto
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Preproceso Preproceso LMPLMP
Preproceso Preproceso LMPLMP
EstimadorEstimadorde estadode estado
EstimadorEstimadorde estadode estado
Cálculo Cálculo LMPLMP
Cálculo Cálculo LMPLMP
Proceso de Proceso de contingenciascontingencias
Proceso de Proceso de contingenciascontingencias
Coeficientes de Coeficientes de participaciónparticipación
Coeficientes de Coeficientes de participaciónparticipación
Ofertas de Ofertas de generadoresgeneradores
Ofertas de Ofertas de generadoresgeneradores
Información en Información en tiempo realtiempo real
Información en Información en tiempo realtiempo real
Despacho Despacho OSOS
Despacho Despacho OSOS
LMPLMPiiLMPLMPii
· Demanda energía· Demanda energía
· Unids. Generación· Unids. Generación
· Topología sistema· Topología sistema
· Demanda energía· Demanda energía
· Unids. Generación· Unids. Generación
· Topología sistema· Topología sistema
Restricciones Restricciones transportetransporte
Restricciones Restricciones transportetransporte
cada 5 min.!
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Locational Marginal Price” (LMP): referencias y consideraciones
El LMP ha tenido un amplio desarrollo entre los ISOs (Independent System Operators) de la costa este de Estados Unidos (PJM, NYISO, New England ISO) y de California.
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Locational Marginal Price” (LMP): referencias y consideraciones
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Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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En contra del LMP:
Metodología compleja y costosa
Puede penalizar en exceso ciertos nodos con elevado LMP (y con ello a los agentes tomadores de precio vinculados “históricamente” a ellos)
En contra del LMP:
Metodología compleja y costosa
Puede penalizar en exceso ciertos nodos con elevado LMP (y con ello a los agentes tomadores de precio vinculados “históricamente” a ellos)
Principales metodologías de resolución de congestiones
“Locational Marginal Price” (LMP): pros y contras
A favor del LMP:
Basado en mecanismos de mercado
Reduce el coste de generación y el de resolución de congestiones
Ofrece señales de precio explícitas a: Localización de oferta y demanda Construcción de nueva capacidad Operación del Sistema
A favor del LMP:
Basado en mecanismos de mercado
Reduce el coste de generación y el de resolución de congestiones
Ofrece señales de precio explícitas a: Localización de oferta y demanda Construcción de nueva capacidad Operación del Sistema
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Tanto a favor como en contra:
El LMP potencia el uso de derechos de transporte, pero si éstos no existieran, se dificultaría la realización de transacciones bilaterales
Tanto a favor como en contra:
El LMP potencia el uso de derechos de transporte, pero si éstos no existieran, se dificultaría la realización de transacciones bilaterales
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Principales metodologías de resolución de congestiones
“Flow-based Congestion Management”: concepto
Es la metodología recomendada por la NERC a los transportistas. Consiste en: Identificar los principales “cuellos de botella” del sistema Estimar los flujos totales a través de los corredores identificados Asignar la capacidad disponible proporcionalmente a las transacciones
que han originado dichos flujos
El coste de la congestión asociada a una transacción vendría dado por:
Coste de Coste de congestión por congestión por
transaccióntransacción
Coste de Coste de congestión por congestión por
transaccióntransacción=
Proporción del corredor entre Proporción del corredor entre nodos nodos ii y y jj utilizado por la utilizado por la
transaccióntransacción
Proporción del corredor entre Proporción del corredor entre nodos nodos ii y y jj utilizado por la utilizado por la
transaccióntransacción
Precio sombra del Precio sombra del corredor entre corredor entre
nodos nodos ii y y jj
Precio sombra del Precio sombra del corredor entre corredor entre
nodos nodos ii y y jjx
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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En contra del Flow-based CM :
Metodología compleja y costosa
Es particularmente difícil estimar la proporción del corredor utilizada por la transacción en cuestión
En contra del Flow-based CM :
Metodología compleja y costosa
Es particularmente difícil estimar la proporción del corredor utilizada por la transacción en cuestión
Principales metodologías de resolución de congestiones
“Flow-based Congestion Management”: pros y contras
A favor del Flow-based CM:
Basado en criterios tanto técnicos como económicos
Se centra en los corredores clave
Como el LMP, da señales claras a: Localización de oferta y demanda Construcción de nueva capacidad Operación del Sistema
A favor del Flow-based CM:
Basado en criterios tanto técnicos como económicos
Se centra en los corredores clave
Como el LMP, da señales claras a: Localización de oferta y demanda Construcción de nueva capacidad Operación del Sistema
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Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Índice
1. Introducción a la gestión de congestiones
2. Principales metodologías de resolución de congestiones
3.3. Cobertura de riesgos derivados de las congestionesCobertura de riesgos derivados de las congestiones Derechos físicos vs. Derechos financieros Principales productos de cobertura
4. Conclusiones
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesDerechos físicos vs. Derechos financieros
FÍSICOFÍSICO
INFLUYE S/ DESPACHO DEL OSINFLUYE S/ DESPACHO DEL OS
CANCELA EL RIESGO DE BASECANCELA EL RIESGO DE BASE
REQUIERE CONTROL S/ CAPACIDAD REQUIERE CONTROL S/ CAPACIDAD NO EFECTIVAMENTE USADA PARA NO EFECTIVAMENTE USADA PARA
EVITAR PODER DE MERCADOEVITAR PODER DE MERCADO
FINANCIEROFINANCIERO
SIN IMPACTO S/ DESPACHO OSSIN IMPACTO S/ DESPACHO OS
CANCELA EL RIESGO DE PRECIOCANCELA EL RIESGO DE PRECIO
NO CUBRE POR SÍ SOLO EL RIESGO NO CUBRE POR SÍ SOLO EL RIESGO DE BASE (=LA PROPIA DE BASE (=LA PROPIA
RESTRICCIÓN FÍSICA); PUEDE RESTRICCIÓN FÍSICA); PUEDE REQUERIR AJUSTES REQUERIR AJUSTES COMPLEMENTARIOSCOMPLEMENTARIOS
TRANSPORTAR UN VOLUMEN DE TRANSPORTAR UN VOLUMEN DE ENERGÍA A TRAVÉS DE UNA ENERGÍA A TRAVÉS DE UNA
CONEXIÓNCONEXIÓN
PERCIBIR EL PRECIO DE PERCIBIR EL PRECIO DE TRANSPORTAR A TRAVÉS DE UNA TRANSPORTAR A TRAVÉS DE UNA
CONEXIÓN O EL DIFERENCIAL CONEXIÓN O EL DIFERENCIAL NODAL DE PRECIOSNODAL DE PRECIOS¿
QU
É?
¿Q
UÉ
?¿
CÓ
MO
?¿
CÓ
MO
?
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesDerechos físicos vs. Derechos financieros
SubastasSubastas de de capacidad en capacidad en corredores de corredores de interconexióninterconexión
SubastasSubastas de de capacidad en capacidad en corredores de corredores de interconexióninterconexión
FirmTRsFirmTRs
Firm Firm Transmission Transmission RightsRights
FirmTRsFirmTRs
Firm Firm Transmission Transmission RightsRights
FTRs, CRRsFTRs, CRRs
Financial Financial Transmission Transmission Rights Rights
Congestion Congestion Revenue RightsRevenue Rights
FTRs, CRRsFTRs, CRRs
Financial Financial Transmission Transmission Rights Rights
Congestion Congestion Revenue RightsRevenue Rights
ARRsARRs
Auction Revenue Auction Revenue RightsRights
ARRsARRs
Auction Revenue Auction Revenue RightsRights
Carácter físicoCarácter físicoCarácter físicoCarácter físico Carácter financieroCarácter financieroCarácter financieroCarácter financiero
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: derechos físicos en Europa
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: “Firm Transmission Rights” en California
Un “Firm Transmission Right” es una fracción de 1 MW de capacidad de un corredor de transporte; el FirmTR queda definido por: Su nodo origen o fuente Su nodo destino o sumidero
El FirmTR tiene por lo tanto un solo sentido.
El titular de un FirmTR adquiere el derecho a participar en los cargos por uso del corredor en la dirección contratada. El FirmTR no genera derechos por tránsito en un posible redespacho Los FirmTRs son negociados por bloques horarios para su reventa o
asignación en el mercado secundario
Los FirmTRs otorgan derechos de transporte, ya sean físicos o financieros, en el “Day-Ahead Market” Los FirmTRs no otorgan derechos en el mercado de tiempo real
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: “Firm Transmission Rights” en California
2004 FTR AUCTION INFORMATION2004 FTR AUCTION INFORMATION
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: Financial Transmission Rights (FTRs)
Un “Financial Transmission Right” es un instrumento financiero … otorgado mediante subasta, por el que su titular participa en los ingresos (o cargos)… derivados de las diferencias nodales de precios horarios observadas en el
“Day-Ahead Market”
Los FTRs no conllevan por lo tanto derecho a una entrega física, sino que permiten cubrir el riesgo económico derivado de la congestión.
Los FTRs pueden contratarse: como Obligaciones o como Opciones (estas últimas, a cambio de una prima)
en subastas anuales, mensuales o en el mercado secundario
Cash FlowCash Flow ( (si congestión)si congestión)
Cash FlowCash Flow ( (si congestión)si congestión)
[ MW asociados [ MW asociados al FTR]al FTR]
[ MW asociados [ MW asociados al FTR]al FTR] LMP DestinoLMP DestinoLMP DestinoLMP Destino LMP origenLMP origenLMP origenLMP origen= x ( - )
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Demanda 2 = 100 MWDemanda 2 = 100 MW
Generación 1 = 200 MWGeneración 1 = 200 MW Demanda 1 = 200 MWDemanda 1 = 200 MW
Generación 2 = 100 MWGeneración 2 = 100 MW
LMP B = 20 $/MWLMP B = 20 $/MWLMP B = 20 $/MWLMP B = 20 $/MWLMP A = 10 $/MWLMP A = 10 $/MWLMP A = 10 $/MWLMP A = 10 $/MW
FTRob.=200 MW dir.AB
FTRop.=100 MW dir.BA
Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: Financial Transmission Rights (FTRs)
GG
GGLL
LLCongestiónCongestión
100 MW máx.100 MW máx.
CongestiónCongestión
100 MW máx.100 MW máx.
Contrato 1 vincula G1 y L1; FTR Obligación en el sentido de la congestión Recibe del OS: 200 MW * (20$ - 10$) = 2.000 $
Contrato 2 vincula G2 y L2; FTR Opción en sentido contrario a la congestión Aporta al OS: 100 MW * (10$ - 20$) = -1.000 $; se acoge a opción 0 $
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: Auction Revenue Rights (ARRs)
Un “Auction Revenue Right” es un instrumento financiero que otorga a su titular el derecho a percibir una parte de los ingresos obtenidos por el OS en la subasta anual de FTRs.
Los ARRs se contratan anualmente, si bien existe una reasignación diaria de los ARRs asociados a un nodo en función de posibles variaciones de carga.
Cash FlowCash FlowCash FlowCash Flow
[ MW asociados al ARR][ MW asociados al ARR][ MW asociados al ARR][ MW asociados al ARR]
LMP DestinoLMP DestinoLMP DestinoLMP Destino LMP origenLMP origenLMP origenLMP origen= x ( - )[ Nº rondas subasta (4)][ Nº rondas subasta (4)][ Nº rondas subasta (4)][ Nº rondas subasta (4)]
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Cobertura de riesgos derivados de las congestionesPrincipales productos: Auction Revenue Rights (ARRs)
El ejemplo representa una de las rondas de asignación en forma de ARRs de los ingresos obtenidos en una hipotética subasta anual de FTRs.
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Índice
1. Introducción a la gestión de congestiones
2. Principales metodologías de resolución de congestiones
3. Cobertura de riesgos derivados de las congestiones
4.4. ConclusionesConclusiones Gestión de congestiones: de la experiencia al futuro Algunas referencias
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Hemos visto cómo la liberalización otorga una nueva dimensión al transporte: OS pasa de “optimizador social” a ser árbitro de un mercado La red crece siguiendo señales económicas bien definidas Los agentes demandan mayor transparencia y participación
Los “cuellos de botella” amenazan la evolución de un sistema competitivo: Generan incertidumbre y retraimiento en los intercambios Acrecientan el poder de mercado de los agentes dominantes
Conclusiones Gestión de congestiones: de la experiencia al futuro
Las congestiones pueden ser un incentivo para el desarrollo del mercado o la mayor de las barreras a una liberalización efectiva Convertir la resolución de congestiones en un efectivo
acicate de la competencia es una de las primeras responsabilidades de reguladores y operadores
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Conclusiones Gestión de congestiones: de la experiencia al futuro
La estructura tarifaria puede ser una herramienta muy eficaz: Especialmente en sistemas con vector geográfico claramente orientado Es un mecanismo sencillo y transparente para situaciones estructurales Favorece el ordenamiento del territorio y la definición de incentivos
Resolver restricciones conduce a un redespacho económicamente eficiente: Los criterios de mercado no sólo son compatibles con la fiabilidad
técnica, sino que pueden constituir su mejor garantía
Los instrumentos básicos (tarifa, redespacho) no son por ello menos eficientes, y pueden ser una solución por sí mismos Aun los sistemas más evolucionados conservan estas
herramientas y las compaginan con otras más sofisticadas
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Conclusiones Gestión de congestiones: de la experiencia al futuro
“Market splitting” y “Counter trading” son hoy herramientas clave en Europa: Sencillas, robustas y largamente probadas El “counter trading” es común en la resolución de restricciones intra-
sistema, en tanto el “market coupling” lo es en conexiones inter-TSOs
Las metodologías basadas en precios nodales (LMP) predominan en EE.UU. : Aunque complejas, permiten una optimización global de todo el sistema y
son el fundamento para diseñar coberturas financieras
Toda metodología tiene pros y contras, pero se ha desarrollado ya un espectro suficientemente variado y probado para muy distintas necesidades y objetivos: cada sistema debe combinarlas y adaptarlas a su perfil
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Conclusiones Gestión de congestiones: de la experiencia al futuro
Europa y Norteamérica apuestan hoy por metodologías basadas en flujos: “Flow-based Congestion Management” y “Flow-based Market Coupling”
En Europa, la nueva Unión a 25 (pronto ya a 27) reconoce en la gestión de congestiones la clave que cierra el arco del mercado interior de la electricidad La armonización, regional al menos (“mini-fora”), es imprescindible Sin un verdadero mercado interior en un sector estratégico como el
energético, no puede haber un auténtico espacio económico único
La gestión de congestiones avanza en una doble dirección: Soluciones integrales a gran escala (coordinación flujos -
mercados) en supra-sistemas ya maduros Eliminación de barreras por sub-sistemas regionales en
mercados incipientes
Gestión de congestiones en las interconexiones eléctricas
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Conclusiones Algunas referencias
Operadores de sistemas: www.etso-net.org www.nordel.org www.nationalgrid.com/uk www.tso-auction.org www.svk.se www.caiso.com www.isone.org www.nyiso.com www.pjm.com www.ree.es
Operadores de mercados: www.europex.org www.nordpool.com www.apx.nl www.borzen.si www.omel.es
Organismos reguladores: www.ergeg.org www.ofgem.gov.uk www.nerc.com www.cne.es
Gracias por su atención
Luis Maqueda HernandoSubdirector de Transporte, Distribución y Calidad de Servicio - CNE (España)
lmh@cne.eswww.cne.es
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