IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019 - 71

noviembre/diciembre 2019

CAISO está considerando el desarrollo de un producto de
cambio de carga, mediante el cual se brindan incentivos a las
tecnologías particulares para consumir el exceso de energía
renovable y suministrarla cuando sea necesario.
También hay interrogantes sobre los cronogramas del
mercado. Algunas regiones están buscando mercados con
varios días de antelación para capturar mejor el uso óptimo
del combustible a partir del uso intenso de gas natural y del
almacenamiento de energía. Otras regiones pueden ver una
disminución en las fuentes que necesitan un tiempo considerable para conseguir personal y sincronizarse con la red,
reduciendo así la necesidad de un mercado del día en adelanto. Como los errores de las predicciones de VRE tienden
a reducirse significativamente a medida que nos acercamos
al tiempo real, ¿reduciría esto los beneficios de los mercados del día en adelanto, que se desvían cada vez más de las
condiciones en tiempo real? Europa ha observado cambios
desde los mercados del día diarios hacia mercados intradiarios y en tiempo real. ¿Deben los mercados anticipados ser
más receptivos a los plazos de predicción de VRE?

Servicios de confiabilidad del futuro
Desde la introducción de los mercados de electricidad, los
mercados de servicios de confiabilidad han existido para
proporcionar programas individuales de precios y cantidades en los diferentes servicios necesarios para mantener la confiabilidad del sistema energético a gran escala.
Otros servicios de confiabilidad tienen reglas sobre cómo
y qué costos pueden recuperarse. El número de servicios de

Comparación entre ISO
900
800

0.75

700
600
0.5

500
400
300

0.25

200

Intervalos (%)

Ocurrencias de alzas de precio

que los generadores restantes recuperen sus costos. Estos
generadores pueden aumentar sus precios de oferta para
recuperar esos costos (lo que puede desencadenar la mitigación automática de las ofertas o hacer que estas no sean competitivas), tener otros "valores añadidos" administrativos al
precio, obtener mayores ingresos en otros productos en caso
de existir (por ejemplo, mercados de capacidad), o enfrentarse a la "pérdida de dinero" y potencialmente retirarse del
mercado. Si el operador de la red aún necesita las fuentes
que se retiran debido a ingresos insuficientes, es posible que
el diseño del mercado tenga fallas y necesite modificaciones.
En los diseños existentes, cuando esto sucede, pueden llevarse a cabo acciones fuera del mercado.
Si bien es cierto que, en sistemas con energías renovables más altas, se estiman precios de energía más bajos, esto
no está comprobado necesariamente en todos los casos. En
la actualidad, cuando un sistema está en mayor riesgo, los
precios se fijan por precios administrativos de "escasez",
valores que a menudo superan los US$ 1,000/MWh en los
Estados Unidos. Normalmente, el sistema tiene una reserva
operativa corta, y este precio de escasez de reserva se refleja
en el precio de la energía. Si estas condiciones se dan con
mayor frecuencia que en la actualidad o si los operadores
del mercado ajustan el conjunto de condiciones que activan estos precios, el precio promedio general de la energía
podría no ser necesariamente más bajo. Con el diseño del
mercado existente, podría darse una situación en la que el
precio sea cero o se establezca en el valor de escasez alto.
Dado que esta discontinuidad parece indeseable desde el
punto de vista político, los diseños pueden modificarse al
provocar aumentos de precios a medida que el sistema se
acerca, en lugar de exceder, a las condiciones de escasez.
Alternativamente, los consumidores pueden establecer esos
precios de escasez en lugar de hacer que el operador del mercado (con el acuerdo de las partes interesadas y las agencias
reguladoras) establezca valores administrativos. Como se
puede ver en el gráfico  4, no existe una tendencia clara al
aumento de los precios de escasez debido al aumento de las
energías renovables. Sin embargo, en algunas regiones, como
CAISO, la escasez a menudo se desencadena por la falta de
desnivel disponible durante la noche (cuando la carga mejora
y la energía solar fotovoltaica disminuye) en lugar de una
escasez de capacidad. Será esencial observar la frecuencia y
las causas de estos precios de escasez en el futuro y ver si la
demanda juega un papel más definido.
Los enfoques tradicionales de respuesta a la demanda
(RD) se han centrado en incentivar la reducción de la carga.
Sin embargo, estudios recientes han definido un valor adicional que la RD puede proporcionar a una red, incluido el
cambio de carga (el movimiento del consumo de energía
desde horas de alta demanda hasta horas de generación de
excedentes) y "efecto shimmy" de carga (ajuste dinámico de
la demanda para aliviar perturbaciones y desniveles de corto
plazo). El diseño del mercado debe adaptarse para aprovechar todo el alcance del valor desde el lado de la demanda.

100
0

0
2014

2015

2016

2017

Año
Zona
ERCOT - Sur
MISO - Luisiana
CAISO - SP15

NYISO - Long Island
SPP - Sur

gráfico 4. Alza de precios de la energía en 5 minutos en
los mercados estadounidenses. Los colores oscuros indican
más de US$ 1,000/MWh; los colores claros indican más de
US$ 500/MWh. ISO: operador independiente del sistema;
MISO: ISO de zona central.
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019

Table of Contents for the Digital Edition of IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019

Contents
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IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - November 2019 - Cover4
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