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perspectiva de aplicación danesa. Evaluamos los mecanismos en base a cuatro criterios:
✔✔ eficiencia en la gestión de la congestión: qué tan eficiente es cada mecanismo para prevenir y aliviar la
congestión
✔✔ facilidad de implementación: qué tan fácil es implementar cada mecanismo a nivel técnico
✔✔ compatibilidad de mercado: lo fácil que es integrar
cada mecanismo en la estructura actual del mercado
eléctrico
✔✔ impacto en el equilibrio del sistema: el impacto que
cada mecanismo tiene en la función de la flexibilidad
del lado de la demanda como fuente equilibradora de
producción y consumo de energías renovables a nivel
del sistema.
Estos mecanismos se pueden implementar a nivel de la
transmisión, la distribución y el alimentador. Por alimentador, nos referimos a la rama de baja tensión que sale de un
transformador de distribución de 10/0.4 kV, y distribución
se refiere a niveles de tensión por debajo de los 50-60 kV.
Por esta razón, su eficiencia en la gestión de la congestión
se evalúa por separado para cada nivel. Los resultados se
presentan en la tabla 1.
Las tarifas de ToU son probablemente la forma más antigua y sencilla, tanto en términos de implementación como
de compatibilidad con el mercado, para desviar el consumo
de las horas pico. Estas tarifas se introdujeron recientemente en Dinamarca. En su concepción, esas tarifas fueron
utilizadas por los operadores de sistemas integrados para
reducir los picos y cambiar el consumo a los periodos de
carga mínima. Hoy en día, las tarifas de ToU son establecidas por los GRD de tal manera que el consumo de carga
máxima es reducido para minimizar el riesgo de sobrecarga
de líneas o transformadores o de niveles de tensión inaceptables. Son los mismos en áreas geográficas relativamente
grandes (generalmente los mismos por GRD) y no cambian
frecuentemente durante el año. Unas tarifas tan rígidas no

pueden aliviar la congestión a nivel de la transmisión, que
generalmente es causada por eventos difíciles de predecir
(por ejemplo, fallas, acciones del mercado o grandes variaciones en la producción de energía renovable respecto de los
valores pronosticados).
Lo mismo ocurre también a nivel de la distribución y el
alimentador. Unas tarifas tan inflexibles no pueden hacer
frente a las diferentes topologías y composiciones de la carga
a través de la red de distribución o con las altas cuotas de
energías renovables que conllevan patrones de carga impredecibles de demanda flexible, que sigue precios de mercado
altamente volátiles. Además, las tarifas de ToU no pueden
hacer frente a la posible congestión que puede producirse
debido a la activación de la energía de equilibrio o los servicios auxiliares, lo que puede ocurrir en cualquier momento.
Estas tarifas también pueden tener un impacto en el uso de la
flexibilidad del lado de la demanda para equilibrar el sistema
porque no se adaptan al estado del sistema, y su naturaleza
inflexible puede dar lugar a casos en los que la tan necesaria
flexibilidad es demasiado costosa debido a los costos de las
tarifas.
Es necesario mencionar que las tarifas de ToU son calculadas por el GRD con el objetivo de inducir la motivación
necesaria para que los consumidores trasladen el consumo
fuera de las horas de carga máxima. Este cálculo impulsado
por el GRD no tiene en cuenta el efecto de las tarifas de ToU
en el uso de la flexibilidad, incluidos los resultados económicos de los agregadores en los mercados mayoristas, que
pueden deteriorarse. El equilibrio adecuado entre la carga
financiera sobre los distintos usos de la flexibilidad en los
mercados mayoristas y la prevención de los problemas operativos de la red de distribución a través de los precios de
red puede lograrse más fácilmente mediante una solución
coherente basada en el mercado.
Las desventajas de los aranceles de ToU pueden ser parcialmente aliviadas a través del uso de tarifas dinámicas, calculadas a resoluciones en tiempos más finos, por ejemplo, a

tabla 1. Una evaluación de los diferentes mecanismos para desbloquear la flexibilidad
en sistemas eléctricos basados en energías renovables con una demanda flexible.

Mecanismo

Efectividad sobre la
gestión de la congestión

Facilidad de
implementación

Compatibilidad de
mercado

Impacto en el
sistema
Equilibrio

Tarifas de ToU

Bajo (T, D, F)

Alto (T, D, F)

Negativo

Tarifas dinámicas

Bajo. (T)
Medio (D, F)

Medio (T, D)
Bajo. (F)

Medio (T, D, F)

Negativo

Granularidad geográfica Alto (T, D, F)
más fina

Medio (T)
Bajo (D, F)

Neutro

Acuerdos bilaterales

Alto (T, D, F)

Medio (T, D)
Bajo. (F)

Alto (T, D, F)

Negativo

Mercados locales de
flexibilidad

Alto (T, D, F)

Medio (T, D, F)

Alto (T, D, F)

Neutro

Criterio

Clave: T: transmisión; D: distribución; F: alimentador.
marzo/abril 2021

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