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se presentan por los usos múltiples del agua contribuyeron
a una reducción rápida de sus embalses hidroeléctricos.
El volumen considerable de generación obligatoria formó
la mayor parte del cúmulo de suministro para satisfacer la
carga (reducida) y no permitió el despacho de fuentes térmicas
para ahorrar agua en los embalses. La sequía afectó
gravemente la región sureste, donde se encuentra el 70 % del
almacenamiento hidroeléctrico y la carga, reduciendo así los
embalses hídricos y amenazando la seguridad del suministro
máximo y de energía en 2021.
El manejo de esta grave sequía durante la pandemia
requirió una coordinación sólida entre múltiples instituciones
y sectores para garantizar la seguridad del suministro
que demandaba un liderazgo importante del ONS. Por el
lado del suministro, a través de un esfuerzo conjunto, múltiples
instituciones y ministerios llevaron a cabo varias medidas
para reducir los caudales hídricos mínimos de manera
rentable, minimizando los impactos ambientales. Este
esfuerzo permitió que hubiera un aumento del despacho térmico
en orden de prioridad para ahorrar agua. De acuerdo
con un estudio de costo-beneficio, se operaron algunos activos
de la red de transmisión de gran porte bajo un criterio de
confiabilidad N-1 en lugar del practicado N-2. Este cambio
aumentó el riesgo operativo, que también se vio afectado por
un incremento de los incendios durante la sequía, pero produjo
un 30 % más de capacidad de transmisión que permitió
importaciones de electricidad desde otras regiones hacia el
sureste. Las operaciones bajo un criterio de confiabilidad
N-1 dejaron al descubierto varias limitaciones existentes de
las redes inactivas que restringían los flujos eléctricos. Se
implementaron aproximadamente 40 medidas operativas y
esquemas de protección especial para manejar dichas limitaciones
y liberar todo el potencial de una operación N-1. Las
importaciones desde países vecinos y la reintegración de la
generación desmantelada fueron parte de los esfuerzos.
Por el lado de la demanda, se implementó una respuesta a
la demanda voluntaria basada en precios para los consumidores
industriales y comerciales, enfocada en la reducción
del suministro máximo. También se dieron señales de precios
a los clientes residenciales a través de un aumentador
de precios sobre la tarifa minorista, indicando una escasez,
y también se les ofreció un bono económico para mayores
reducciones en la carga.
Durante la pandemia, Brasil superó su escasez grave
de agua a través del éxito de estas medidas junto con una
temporada bastante lluviosa entre 2021 y 2022. El sistema
eléctrico experimentó un crecimiento en el consumo de
un 4.1 % en 2021. La figura 11 muestra la evolución de la
energía almacenada y los precios spot de la energía en la
región sureste. Los precios spot de la energía aumentaron
como consecuencia de la escasez de agua, llegando al límite
normativo.
Además de los desafíos mencionados anteriormente,
muchos sistemas tuvieron que enfrentar también eventos
externos como desastres y otros fenómenos naturales. Por
noviembre/diciembre 2022
ejemplo, India tuvo que planificar el llamado del Honorable
Primer Ministro a apagar las luces el 5 de abril de 2020 (a
las 9 p.m. durante 9 min.) como una medida de solidaridad
en la batalla contra la pandemia. Se manejó una reducción
en la demanda de 32 GW y un posterior aumento de manera
exitosa mediante una planificación meticulosa. Esto se logró
utilizando la capacidad de aumento rápido de los generadores
hidroeléctricos y a gas, manteniendo las tensiones bajo
control a través de la conmutación de líneas, ajustes de caídas
menores en las centrales de generación, e implementando la
desconexión automática a una frecuencia más alta para las
centrales de generación de energía eólica. Asimismo, en
mayo y junio de 2020 hubo dos ciclones y un eclipse anular
de Sol por los que se requirió una planificación operativa
minuciosa en India. Esto incluyó la utilización de la capacidad
de aumento rápido de la generación hidroeléctrica y a
gas, la adición de unidades en barras para generar reservas y
el mantenimiento de márgenes reactivos adecuados.
Impacto en los mercados de electricidad
Los mercados de electricidad operaron con normalidad
durante la pandemia. La disminución en el consumo de energía
durante el periodo de confinamiento tuvo un impacto
directo en los resultados de los mercados de electricidad. En
general, la demanda menor de electricidad provocó reducciones
en los precios.
La figura 12 presenta el precio marginal por ubicación
(LMP, por sus siglas en inglés) promedio ponderado de la
carga en PJM desde 2019 hasta 2021. Los LMP promedio
fueron mucho más bajos en la primavera de 2020. También
se observaron caídas de precios en otros operadores de sistemas
independientes (ISO, por sus siglas en inglés) de los
EE. UU.
En Europa, el consumo reducido de carga tuvo como consecuencia
una menor demanda en el predespacho del mercado
en muchos países, con un impacto severo en los precios
de la electricidad. En Italia, el valor promedio del precio de
compra uniforme en marzo y abril de 2020 fue de 28.45 €/
MWh, mientras que en 2019 fue de 53.11 €/MWh, con una
variación de un −46 %. La figura 13 muestra la diferencia
del precio promedio diario entre 2020 y 2019, como porcentaje
con respecto al año 2019, en Italia y Alemania.
En Alemania, los precios de la electricidad de predespacho
promedio fueron menos de la mitad de los promedios
observados en el mismo periodo de años anteriores, junto
con incidentes de precios negativos más frecuentes. Especialmente
en la segunda quincena de abril, la cantidad de
suministro de energías renovables provenientes de fuentes
de energía solar FV y eólica marítima y en tierra aumentó
de manera significativa, generando incidentes de precios de
predespacho negativos.
En Australia, se detectaron precios spot más bajos y un
aumento en la incidencia de precios negativos en el WEM.
No obstante, la reducción en los precios de los combustibles
al inicio de la pandemia fue el factor de contribución más
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