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transmisión fronterizas en comparación con las cerca de 160
líneas que comienzan y terminan dentro de Suiza.
El sistema de transmisión suizo evolucionó de forma
orgánica siguiendo los patrones de actividades residenciales
y comerciales, así como las fuentes de energía natural. De
este modo, los centros de consumo se ubican en el norte,
junto con centrales hidroeléctricas de curso de río y estaciones nucleares, mientras que el almacenamiento y las centrales de almacenamiento por bombeo (en otras palabras,
las centrales eléctricas más flexibles) se encuentran en los
Alpes, en el sur. La vía de transmisión más robusta funciona
desde el norte hacia el sur, o más bien hacia el sureste, desde
donde se extiende hacia Italia. Los flujos históricos normalmente seguían la estructura de las líneas de transmisión, en
que el intercambio fronterizo se unía predominantemente
con las importaciones de Francia y Alemania y con las
exportaciones hacia Italia.
El sistema eléctrico suizo presenta otra característica que
no es común en la mayoría de los demás sistemas continentales de Europa: el sistema de subtransmisión y algunos sistemas de distribución no tienen una estructura radial sino que
están integrados y conectados de manera robusta a nodos
de transmisión en distintos lugares. De este modo, alojan
parte de los flujos eléctricos en forma paralela a las líneas
de transmisión.
La capacidad de producción instalada supera los 20 GW,
con un consumo máximo de aproximadamente 11.5 GW,
por lo que la evaluación de adecuación tradicional no revela
la debilidad del sistema, que es la escasez de energía en
meses específicos debido a la estacionalidad en las entradas
de agua. Esto es producto de la utilización de agua en los
embalses de las centrales hidroeléctricas durante el invierno,
que solo comienzan a volver a llenarse en el verano, cuando
se derrite la nieve de los Alpes.
Suiza ha adoptado un diseño de mercado de autoprogramación, donde la vasta mayoría de las transacciones tiene
lugar en mercados extrabursátiles, normalmente de forma
bilateral entre los participantes del mercado. Solo una
pequeña parte de las transacciones es " visible " en el intercambio eléctrico. No hay una conexión explícita entre las
transacciones y los activos físicos subyacentes. Todas las
restricciones técnicas de las centrales eléctricas están incorporadas en las transacciones u ofertas. Aunque las transacciones de electricidad tienen que respetar las capacidades de
transferencia neta entre los países, las restricciones de transmisión a nivel de las líneas de transmisión individuales no se
incluyen de manera explícita en las actividades del mercado:
se aplica la suposición de una " placa de cobre " . Si hay una
congestión en los elementos de la red como resultado de las
actividades del mercado, es responsabilidad del GRT aplicar
medidas correctivas a fin de mitigarla.
Desde un punto de vista organizativo, el panorama eléctrico suizo está bastante fragmentado para un sistema con un
consumo anual de cerca de 65 TWh. Existen alrededor de
80 empresas de centrales eléctricas, pese a que suelen tener
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partes interesadas similares, y más de 600 gestores de redes
de distribución (GRD). Cerca de 100 partes responsables del
balance agrupan a consumidores y productores con fines
de programación y tránsito de la electricidad. Suiza está
rodeada por países miembros de la Unión Europea sujetos a
su legislación, que no es directamente adoptada por ese país.

Operación y planificación operativa
Los factores descritos en la sección anterior implican que
la operación del sistema de transmisión suizo se ve fuertemente afectada por la estacionalidad anual, la volatilidad a
corto plazo, la disponibilidad de información/datos de forma
oportuna y precisa por parte de otras partes interesadas, y
las posibilidades limitadas de aplicabilidad o intervención.
Estos desafíos se abordan en un conjunto de procedimientos que abarcan distintos rangos geográficos y escalas de
tiempo.
✔✔ Planificación operativa coordinada regional (fronteriza) con un día en adelanto: con el objetivo de
reflejar el efecto de diferentes partes del sistema interconectado en otras partes, los GRT de Europa continental intercambian sus datos para el próximo día y
llevan a cabo una evaluación de seguridad coordinada. Si reconocen un riesgo que pueda mitigarse solo
mediante una medida en otro país, realizan la solicitud correspondiente. Primero se revisan las medidas
topológicas (p. ej., la reconfiguración de las barras en
una subestación), y si el efecto calculado no es suficiente, se producirá un redespacho preventivo (o más
precisamente, un intercambio compensatorio) entre
los GRT. O se restringirán las capacidades de transmisión entre los países para las actividades comerciales
del día siguiente.
✔✔ Planificación operativa con un día en adelanto en
Suiza: primero se recopilan los datos de las partes
interesadas, como los cronogramas esperados de las
centrales eléctricas, los pronósticos de consumo y
los intercambios fronterizos planificados. Se realiza una evaluación de seguridad de N−1 como prueba de contingencia para el escenario determinista
esperado. En caso de congestiones en las regiones
de producción, se emiten alertas de congestión a los
productores. Se pueden aplicar algunas medidas topológicas. No se toman medidas de redespacho, dado
que podrían haber más actividades comerciales en el
mercado intradiario.
✔✔ Operación intradiaria y en tiempo real: Suiza no está
incluida en el mercado de la electricidad junto con
los estados miembro de la Unión Europea. De este
modo, el sistema suizo queda sujeto ocasionalmente
a un cambio repentino de los flujos de transmisión
con un mínimo grado de conocimiento previo. Además, las partes interesadas en Suiza pueden cambiar
sus posturas y medidas comunicadas en el mercado
del día en adelanto con muy poca anticipación debido
marzo/abril 2021



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Contents
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