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TESIS DE MÁSTER

JAVIER CONTEL CRAVINO

MADRID, octubre de 2004

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA

ANÁLISIS DE LOS MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE LA CAPACIDAD DE INTERCONEXIÓN PARA LAS

INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL

MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

Autorizada la entrega de la Tesis de Master del alumno:

Javier Contel Cravino [email protected]

EL DIRECTOR

José Luís Fernández González [email protected]

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

EL TUTOR

José Ignacio Peréz-Arriaga [email protected]

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román [email protected]

Fdo.: …………………… Fecha: ……/……/……

RECONOCIMIENTOS

A Red Eléctrica por medio del departamento de Regulación y Estudios, en especial

atención a: D. José Luís Fernández G., Lourdes Santiago Abad y D. Luís Villafruela por su paciencia y colaboración en la realización de este trabajo.

Al Prof. Ignacio Pérez-Arriaga del instituto de Investigación Tecnológica de la Universidad Pontificia Comillas por sus consejos y conocimientos.

DEDICATORIA

ÍNDICE GENERAL

+ j 1 Reconocimientos ............................................................................................3 Dedicatoria ....................................................................................................4 Índice de Tablas .............................................................................................7 Índice de Figuras ............................................................................................9 Resumen......................................................................................................11 Introducción ................................................................................................12 Objetivos de la Investigación.........................................................................15 Objetivo General ...................................................................................................................15 Objetivos Específicos .............................................................................................................15 Metodología de la Investigación ....................................................................16 Tipo de Investigación.............................................................................................................16 Pasos a seguir en el trabajo ....................................................................................................17

1. Primera Fase .......................................................................................................................17 2. Segunda Fase ......................................................................................................................17 3. Tercera Fase........................................................................................................................17 4. Cuarta Fase .........................................................................................................................18 5. Quinta Fase .........................................................................................................................18 6. Sexta Fase ..........................................................................................................................18

1. Congestiones en la Red de Transporte.......................................................19 1.1. Restricciones presentes en un sistema eléctrico................................................................21

1.1.1. Limitaciones Térmicas ...........................................................................................................21 1.1.2. Estabilidad del Sistema..........................................................................................................22 1.1.3. Restricciones de Tensión .......................................................................................................22 1.1.4. Restricciones en la Operación del Sistema ................................................................................23 1.1.5. Flujos de Potencia ................................................................................................................23

1.2. Impacto económico de las restricciones...........................................................................25 2. Métodos de Gestión de Congestiones ........................................................26 2.1. Técnicas para el manejo de congestiones ........................................................................26 2.2. Congestiones en las Interconexiones ..............................................................................27 2.3. Contexto General de Europa ..........................................................................................28 2.4. Valoración de los Métodos para la gestión de congestiones ................................................30

2.4.1. Asignaciones basadas en la Capacidad de Transferencia de la Red (NTC) ......................................30 2.4.2. Reglas de Prioridad...............................................................................................................36

2.4.2.2. Método First come, first served........................................................................................36 2.4.2.3. Ordenamiento de acuerdo a las ofertas del mercado ...........................................................37 2.4.2.4. Racionamiento Pro rata ..................................................................................................37 2.4.2.5. Contribuciones Relativas a los Flujos Físicos de Potencia......................................................37

2.4.3. Método de Subastas .............................................................................................................38 2.4.4. Método de Market Splitting ....................................................................................................39 2.4.5. Método de Redespacho .........................................................................................................40 2.4.6. Redespacho Coordinado (Coordinated Crossborder Redispatch-CCR) ............................................42

3. Las Interconexiones ................................................................................45 3.1. Sistema Eléctrico Español..............................................................................................48 3.2. Sistema Eléctrico Francés ..............................................................................................50

3.3. Intercambios entre España y Francia ..............................................................................51 3.4. Casos Teóricos ............................................................................................................58 3.5. Caso Base...................................................................................................................59

3.5.1. Capacidad de Intercambio Nula ..............................................................................................59 3.5.2. Capacidad de Intercambio Limitada .........................................................................................61 3.5.3. Capacidad de Intercambio Ilimitada.........................................................................................64 3.5.4. Comparación Caso Base ........................................................................................................66

3.6. Caso 2: Variación nivel de precios en la oferta..................................................................67 3.6.1. Comparación Caso 2 .............................................................................................................67

3.7. Caso 3: Variación elasticidad en la oferta.........................................................................68 3.7.1. Comparación Caso 3 .............................................................................................................68

3.8. Caso 4: Variación elasticidad en la demanda ....................................................................72 3.8.1. Comparación Caso 4 .............................................................................................................72

3.9. Caso 5: Variaciones en el mercado A ..............................................................................73 3.9.1. Comparación Caso 5 .............................................................................................................73

3.10. Beneficios de las Interconexiones ...................................................................................74 3.10.1. Escenario de Demanda Media.................................................................................................81 3.10.2. Escenario de Demanda Mínima ...............................................................................................87 3.10.3. Escenario de Demanda Máxima ..............................................................................................89 3.10.4. Análisis Lineal ......................................................................................................................90

2.1.1.2. Escenario de Demanda Media..........................................................................................90 2.1.1.3. Escenario de Demanda Mínima ........................................................................................95 2.1.1.4. Escenario de Demanda Máxima .......................................................................................96

2.1.2. Comparación de casos...........................................................................................................98 4. Asignación de la Renta de la Congestión .................................................103 4.1. Demanda y Capacidad de Interconexión........................................................................104 4.2. Beneficios .................................................................................................................108 4.3. Distribución de la renta...............................................................................................115

4.3.1. Asignación Utilitarista ..........................................................................................................116 4.3.2. Asignación Igualitarista .......................................................................................................117 4.3.3. Asignación Rawlsiana ..........................................................................................................118 4.3.4. Asignación conjunta............................................................................................................119 4.3.5. Asignación en función de la utilidad.......................................................................................121 4.3.6. Asignación en función del impacto económico .........................................................................128

4.3.6.1. España ......................................................................................................................134 4.3.6.2. Francia ......................................................................................................................136 4.3.6.3. Variación de precios.....................................................................................................137

5. Counter trading .....................................................................................140 5.1. Introducción .............................................................................................................140 5.2. El problema dual........................................................................................................140 5.3. Beneficios y costes del Counter Trading ........................................................................143 5.4. Asignación de los costes del Counter Trading .................................................................144 Conclusiones ..............................................................................................149 Bibliografía ................................................................................................151

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1: Técnicas usadas para la solución de congestiones en los sistemas eléctricos de potencia ..................................................................................................................... 26 Tabla 2.2: Valores Indicativos de la Capacidad de Transferencia Neta (NTC) en Europa Invierno...................................................................................................................... 34 Tabla 2.3: Valores Indicativos de la Capacidad de Transferencia Neta (NTC) en Europa Verano ....................................................................................................................... 35 Tabla 2.4: Comparación de los Métodos de Gestión de Congestiones ............................... 44 Tabla 3.1: Balance de Importación y Exportación de electricidad en la UE ........................ 45 Tabla 3.2: Intercambios de Electricidad (en GWh) entre países de la UE (2003)................ 47 Tabla 3.3: Saldos de los intercambios internacionales de energía eléctrica (GWh) ............. 49 Tabla 3.4: Intercambios físicos de energía eléctrica (GWh) de España y Francia................ 52 Tabla 3.5: Capacidad de Interconexión entre España y Francia........................................ 54 Tabla 3.6: Datos Mercados Caso Base ........................................................................... 59 Tabla 3.7: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Nula......................................... 61 Tabla 3.8: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Limitada ................................... 63 Tabla 3.9: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Infinita ..................................... 65 Tabla 3.10: Comparación resultados Caso Base.............................................................. 66 Tabla 3.11: Incrementos beneficios Caso Base............................................................... 66 Tabla 3.12: Datos Mercados Caso 2 .............................................................................. 67 Tabla 3.13: Comparación resultados Caso 2................................................................... 67 Tabla 3.14: Incrementos beneficios Caso 2.................................................................... 67 Tabla 3.15: Datos Mercados Caso 2 .............................................................................. 68 Tabla 3.16: Comparación resultados Caso 3................................................................... 68 Tabla 3.17: Incrementos beneficios Caso 3.................................................................... 69 Tabla 3.18: Datos Mercados Caso 4 .............................................................................. 72 Tabla 3.19: Comparación resultados Caso 4................................................................... 72 Tabla 3.20: Datos Mercados Caso 5 .............................................................................. 73 Tabla 3.21: Comparación resultados Caso 5................................................................... 73 Tabla 3.22: Resultados capacidad de intercambio nula-Demanda Media ........................... 81 Tabla 3.23: Resultados capacidad de intercambio infinita-Demanda Media ....................... 81 Tabla 3.24: Incremento de beneficios-Demanda Media ................................................... 82 Tabla 3.25: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Media............... 84 Tabla 3.26: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Mínima............. 87 Tabla 3.27: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Máxima ............ 89 Tabla 3.28: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Media................................................................................................................................. 91 Tabla 3.29: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Mínima................................................................................................................................. 95 Tabla 3.30: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Máxima................................................................................................................................. 96 Tabla 4.1: Resultados sistema francés sin intercambio.................................................. 109 Tabla 4.2: Resultados sistema español sin intercambio ................................................. 109 Tabla 4.3: Resultados sistema francés con intercambio limitado .................................... 110 Tabla 4.4: Resultados sistema español con intercambio limitado.................................... 110 Tabla 4.5: Resultados sistema francés con intercambio ilimitado.................................... 112 Tabla 4.6: Resultados sistema español con intercambio ilimitado ................................... 112 Tabla 4.7: Beneficios obtenidos en el sistema francés por el intercambio limitado ........... 113 Tabla 4.8: Beneficios obtenidos en el sistema español por el intercambio limitado........... 113 Tabla 4.9: Beneficios obtenidos en el sistema francés por el intercambio ilimitado........... 114 Tabla 4.10: Beneficios obtenidos en el sistema español por el intercambio ilimitado ........ 115 Tabla 4.11: Asignación Utilitarista de la renta de la congestión ..................................... 116

Tabla 4.12: Beneficios Sistemas con reparto Utilitarista................................................. 117 Tabla 4.13: Asignación Igualitarista de la renta de la congestión .................................. 117 Tabla 4.14: Beneficios Sistemas con reparto Igualitarista .............................................. 118 Tabla 4.15: Capacidad de interconexión necesaria para la unión de los mercados ........... 120 Tabla 4.16: Asignación conjunta de la renta de la congestión ....................................... 120 Tabla 4.17: Beneficios Sistemas con reparto conjunto................................................... 121 Tabla 4.18: Datos de entrada programa de optimización............................................... 125 Tabla 4.19: Resultados porcentuales de la asignación de la renta de la congestión.......... 126 Tabla 4.20: Resultados Absolutos de la asignación de la renta de la congestión .............. 127 Tabla 4.21: Índice de Producción Industrial (IPI) mensual base 1995............................. 130 Tabla 4.22: Índice de Producción Industrial (IPI) anual base 1995................................. 131 Tabla 4.23: Indicadores Económicos Francia ................................................................ 131 Tabla 4.24: Consumo y Precios de energía eléctrica Francia .......................................... 132 Tabla 4.25: Indicadores Económicos España................................................................ 132 Tabla 4.26: Consumo y Precios de energía eléctrica España .......................................... 133 Tabla 4.27: Datos entrada modelo regresión múltiple-España........................................ 134 Tabla 4.28: Resultados modelo de regresión múltiple-España........................................ 134 Tabla 4.29: Matriz de varianzas y covarianzas -España ................................................. 135 Tabla 4.30: Resultados por variables-España ............................................................... 135 Tabla 4.31: Estimaciones del modelo regresión múltiple-España .................................... 135 Tabla 4.32: Datos entrada modelo regresión múltiple-Francia........................................ 136 Tabla 4.33: Resultados modelo de regresión múltiple-Francia........................................ 136 Tabla 4.34: Matriz de varianzas y covarianzas -Francia ................................................. 136 Tabla 4.35: Resultados por variables-Francia ............................................................... 137 Tabla 4.36: Estimaciones del modelo regresión múltiple-Francia .................................... 137 Tabla 4.37: Análisis de sensibilidad ............................................................................. 138 Tabla 5.1: Resultados Counter Trading........................................................................ 142 Tabla 5.2: Resultados Subastas .................................................................................. 142 Tabla 5.3: Beneficios-Costes sistemas con Counter Trading........................................... 143 Tabla 5.4: Beneficios sistemas con subastas ................................................................ 144 Tabla 5.5: Asignación igualitaria en de los costes Counter Trading................................. 144 Tabla 5.6: Distribuciones beneficios Counter Trading .................................................... 145 Tabla 5.7: Distribuciones costes del Counter Trading .................................................... 146 Tabla 5.8: Asignación dual de la renta congestión ........................................................ 147

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Interdependencia de los NTC entre áreas diferentes ...................................... 32 Figura 2.2: Correspondencia entre los Valores programados y los Flujos Físicos ................ 33 Figura 2.3: Curva Típica de los costes de redespacho ..................................................... 41 Figura 2.4: Curva Típica de los costes de redespacho coordinado .................................... 43 Figura 3.1: Capacidad Interconexión/Consumo en la UE ................................................. 46 Figura 3.2: Balance de Intercambios por países en la UE ................................................ 47 Figura 3.3: Intercambios Internaciones Físicos de España ............................................... 50 Figura 3.4: Capacidades de Interconexión de Francia ..................................................... 51 Figura 3.5: Intercambio mensual de energía de España .................................................. 52 Figura 3.6: Intercambio mensual de energía de Francia .................................................. 53 Figura 3.7: Intercambio mensual de energía de la UCTE ................................................. 53 Figura 3.8: Capacidad de Interconexión de España......................................................... 54 Figura 3.9: Capacidad de Interconexión de Francia......................................................... 55 Figura 3.10: Capacidad de Interconexión entre España y Francia por día.......................... 55 Figura 3.11: Volumen de energía por hora entre España y Francia................................... 56 Figura 3.12: Precios medios por día de España............................................................... 56 Figura 3.13: Precios medios por día de Francia .............................................................. 57 Figura 3.14: Excedentes de: Consumidores y Productores............................................... 58 Figura 3.15: Caso Base Capacidad de Intercambio Nula .................................................. 60 Figura 3.16: Caso Base Capacidad de Intercambio Limitada ............................................ 62 Figura 3.17: Caso Base Capacidad de Intercambio Infinita .............................................. 65 Figura 3.18: Comparación resultados Caso Base............................................................. 66 Figura 3.19: Comparación resultados Caso 2.................................................................. 68 Figura 3.20: Comparación resultados Caso 3.................................................................. 69 Figura 3.21: Excedentes vs. Pendiente oferta................................................................. 69 Figura 3.22: Variación con y sin intercambio de los excedentes vs. pendiente oferta B ...... 70 Figura 3.23: Variación con y sin intercambio de los precios vs. pendiente oferta B ............ 71 Figura 3.24: Utilidad de la interconexión vs. pendiente oferta B....................................... 71 Figura 3.25: Comparación resultados Caso 4.................................................................. 72 Figura 3.26: Excedentes vs. Pendiente demanda............................................................ 73 Figura 3.27: Comparación Caso 5 ................................................................................. 74 Figura 3.28: Variación de precios en función de la demanda del sistema francés............... 76 Figura 3.29: Determinación de los precios en función de la demanda-Francia ................... 77 Figura 3.30: Variación beneficios de consumidores en función del “price cup”-Francia ....... 78 Figura 3.31: Variación de precios en función de la demanda del sistema español .............. 78 Figura 3.32: Determinación de los precios en función de la demanda-España ................... 79 Figura 3.33: Variación beneficios de consumidores en función del “price cup”-España ....... 79 Figura 3.34: Demanda del sistema francés (2002-2003).................................................. 80 Figura 3.35: Demanda del sistema español (2002-2003)................................................. 80 Figura 3.36: Curva del sistema con capacidad de interconexión ilimitada.......................... 82 Figura 3.37: Interacción entre mercados variando la capacidad de interconexión-Demanda Media ......................................................................................................................... 83 Figura 3.38: Variación de los precios en función de la capacidad de interconexión-Demanda Media ......................................................................................................................... 84 Figura 3.39: Beneficios del sistema español-Demanda Media........................................... 85 Figura 3.40: Beneficios del sistema francés-Demanda Media ........................................... 85 Figura 3.41: Incrementos beneficios ambos sistemas-Demanda Media ............................. 86 Figura 3.42: Renta de la congestión-Demanda Media...................................................... 86 Figura 3.43: Variación de los precios en función de la capacidad de interconexión-Demanda Mínima ....................................................................................................................... 88 Figura 3.44: Incrementos beneficios ambos sistemas-Demanda Mínima ........................... 88

Figura 3.45: Renta de la congestión-Demanda Mínima.................................................... 89 Figura 3.46: Curvas caso lineal-Demanda Media............................................................. 90 Figura 3.47: Interacción mercados caso lineal por variación capacidad interconexión-Demanda Media .......................................................................................................... 90 Figura 3.48: Variación precios caso lineal en función de capacidad interconexión -Demanda Media ......................................................................................................................... 92 Figura 3.49: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Media...................................... 92 Figura 3.50: Beneficios caso lineal del sistema español-Demanda Media........................... 93 Figura 3.51: Beneficios caso lineal del sistema francés-Demanda Media ........................... 93 Figura 3.52: Beneficios ambos sistemas caso lineal -Demanda Media ............................... 94 Figura 3.53: Variación precios caso lineal-Demanda Mínima ............................................ 95 Figura 3.54: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Mínima.................................... 96 Figura 3.55: Variación precios caso lineal-Demanda Máxima............................................ 97 Figura 3.56: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Máxima ................................... 97 Figura 3.57: Nivel precios y rentas generadas para los diferentes escenarios .................... 98 Figura 3.58: Incrementos de los beneficios para los diferentes escenarios ........................ 99 Figura 3.59: Incrementos beneficios /Capacidad Interconexión para los diferentes escenarios .................................................................................................................. 99 Figura 3.60: Variación de la elasticidad........................................................................ 100 Figura 3.61: Rentas congestión por variación de la elasticidad....................................... 101 Figura 3.62: Beneficios por variación de la elasticidad................................................... 101 Figura 3.63: Incrementos beneficios /Capacidad Interconexión variación elasticidad........ 102 Figura 4.1: Demanda de energía eléctrica por hora de España y Francia (2003).............. 104 Figura 4.2: Monótona de carga España y Francia (2003)............................................... 105 Figura 4.3: Modelado demanda de Francia................................................................... 105 Figura 4.4: Modelado demanda de España................................................................... 106 Figura 4.5: Demanda horaria de cada mes-Francia ....................................................... 106 Figura 4.6: Demanda horaria de cada mes-España ....................................................... 107 Figura 4.7: Intercambio entre España-Francia .............................................................. 107 Figura 4.8: Intercambio entre España-Francia por meses .............................................. 108 Figura 4.9: Precios mensuales por países..................................................................... 111 Figura 4.10: Variación de los precios ........................................................................... 111 Figura 4.11: Beneficios producto del intercambio.......................................................... 114 Figura 4.12: Capacidad de interconexión horaria promedio para la unión de los mercados119 Figura 4.13: Ejemplo de frontera de posibilidades de utilidad ........................................ 121 Figura 4.14: Función de la utilidad de los países........................................................... 124 Figura 4.15: Resultados asignación renta L1................................................................. 126 Figura 4.16: Resultados asignación renta L∞ ................................................................ 127 Figura 4.17: Impacto económico por variación de precios electricidad ............................ 138 Figura 5.1: Método de Counter Trading ....................................................................... 141

RESUMEN

Las interconexiones entre países de la Unión Europea tendrán que gestionarse, según lo establecido en la nueva Regulación Europea, a través de mecanismos de mercado. La capacidad de intercambio entre dos sistemas eléctricos interconectados tiene un cierto valor de mercado cuando constituye un recurso escaso, es decir, cuando los agentes desearían realizar un volumen de transacciones superior al que permite la interconexión. En esa situación se considera que existe una congestión y es preciso asignar la capacidad disponible a los agentes siguiendo un mecanismo que debe ser eficiente, transparente y no discriminatorio ni entre agentes ni entre tipos de transacciones. Estos mecanismos de asignación de capacidad deben ser acordados entre los operadores de los sistemas interconectados, de forma que la asignación sea única y los programas de intercambio resultantes sean aprobados por ambos operadores y puedan efectuarse. Por ello, para alcanzar un acuerdo entre los sistemas implicados resulta necesario que el mecanismo utilizado incorpore un sistema de distribución de las rentas (o los costes) asociados que sea también equitativo y esté justificado económicamente. En general, los mecanismos de asignación de capacidad utilizados (subastas explícitas o implícitas) generan una renta de la congestión que se distribuye siguiendo criterios que pueden ser razonables (50% entre los dos sistemas, en proporción de la demanda de ambos sistemas) pero que hasta ahora no han sido sustentados o justificados con criterios económicos. Por otro lado, en el caso de las interconexiones entre países existe la posibilidad de asignar a los agentes una capacidad de intercambio mayor que la físicamente disponible. Para ello resulta necesario que los operadores del sistema realicen operaciones de counter trading, es decir, ejecuten programas de intercambio opuestos a los designados por los agentes de manera que la utilización neta de la interconexión quede ajustada a la capacidad disponible. Estas actuaciones de counter trading tienen un coste asociado y, de forma similar al caso de la renta de la congestión, se plantea el problema de cómo realizar un reparto de los costes entre los dos sistemas. Así, con la finalidad de proponer soluciones a las situaciones antes descritas el presente documento se estructura en cuatro partes principales; una primera parte que trata de describir las principales causas por las que se crean congestiones en los sistemas eléctricos y qué técnicas y métodos existen para corregirlos. Una segunda parte destinada a analizar los excedentes, la renta de la congestión y las modificaciones que sufren estos ante cambios en las variables como: elasticidades de la oferta, capacidad de intercambio, nivel de precios, para el caso de la interconexión Francia-España. Para ello, se describe en primer lugar cual es la situación actual de las interconexiones a nivel de los países de la comunidad europea, y luego se hace hincapié en el caso de los países antes mencionados. Al mismo tiempo, a través de datos referentes a los mercados eléctricos de España y Francia, se representa a ambos sistemas con la finalidad de poder estimar los beneficios económicos (evaluando los excedentes de consumidores y productores) derivados de la existencia de la interconexión. Una tercera parte, dedicada a la asignación de la renta de la congestión. En vista de los resultados obtenidos se proponen mecanismos sensatos de reparto de la renta, fundamentados en criterios provenientes de la teoría economía del bienestar, los cuales conllevan la búsqueda de la equidad y la eficiencia en la asignación de los recursos. Y por último, una cuarta parte empleada en el análisis del reparto de los costes de counter trading. Para ello, en primer lugar se trata de demostrar que el mecanismo de counter trading es económicamente igual de eficiente que el resto de mecanismos de asignación de capacidad (subastas explícitas o implícitas). Posterior al desarrollo anterior, se determinan los costes que se generan como consecuencia de su implementación en el caso de la gestión de la interconexión entre España y Francia, y luego se busca identificar aquellas variables económicas que de una u otra forma permitiesen asignar los costes del counter trading de una manera justa y equitativa entre las partes involucradas.

INTRODUCCIÓN

Actualmente existe una fuerte tendencia internacional hacia la creación de mercados

eléctricos regionales o supranacionales con la finalidad de aumentar la eficiencia económica del proceso de suministro de energía eléctrica, a través de la creación de mercados competitivos que permitan aprovechar la diversidad en los medios de producción. En este tipo de mercados la posibilidad que ofrecen las interconexiones de poder comprar y vender energía fuera del país incentiva a la competencia dentro del mercado nacional de los países involucrados, igualmente permite un mejor aprovechamiento de los recursos provenientes de la capacidad instalada de generación y estimula la creación de nuevas infraestructuras en redes de transporte.

La interconexión de los sistemas eléctricos a través de sus redes de transporte, presenta una serie de ventajas tanto técnicas como económicas que la hacen altamente recomendable. Estas son un medio por el cual es posible lograr un incremento la seguridad del abastecimiento de los países, un aumento de mejora de la calidad del servicio y a la vez ofrece la oportunidad a los consumidores de acceder a un servicio eléctrico más eficiente. Igualmente por el hecho de involucrar a países distintos permiten un importante incremento de la eficiencia de la producción debido a la complementariedad hidrológica entre cuencas, las diferencias por diversidad horaria de cargas entre países y la complementariedad estacional entre los mismos, ya que al existir periodos en que la demanda puede ser mayor o menor en un lado que en el otro se daría lugar a un excedente en un lugar que es posible transmitir al otro país, siendo eso un atractivo a la inversión en las regiones que cuentan con recursos para generar electricidad.

Lo antes mencionado puede comprobarse en la gran cantidad de sistemas eléctricos regionales o supranacionales que están siendo implementados en la actualidad, entre los cuales pueden enumerarse como ejemplos: el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL) que comprenden a España y Portugal, el Mercosur de Argentina, Brasil, Paraguay y Uruguay, el Mercado Eléctrico Centroamericano o las “Regional Transmission Organizations” norteamericanas y el Mercado Nacional Australiano, que agrupa varios estados de ese país. A esto se sumaría la iniciativa existente de la creación del Mercado Interior de la Electricidad (MIE) de la Unión Europea que comprende 17 países, 15 de la Unión Europea más Noruega y Suiza, y los mercados ya existentes como el caso del Nord Pool que agrupa a Noruega, Dinamarca, Suecia y Finlandia.

En este contexto de apertura de los mercados eléctricos a la competencia, las transacciones internacionales se plantean de una forma completamente descentralizada, al ser promovidas por agentes con derecho de acceso a la red siendo necesario armonizar y compatibilizar las regulaciones de los distintos países, el diseño del funcionamiento de los mercados regionales, la determinación de los peajes a aplicar a las transacciones internacionales por el uso de las redes, los mecanismos resolución de restricciones técnicas y la búsqueda de la eficiencia económica en la asignación de las capacidades limitadas de red.

Introducción

13

El sector de la industria eléctrica representa la fuente de energía más relevante en la Unión Europea, con una producción que ronda los 2.5 millones de GWh1 y un volumen de negocios total anual de cerca de 150 mil millones de €. Es de resaltar que la introducción gradual de la competencia en este sector ha dado lugar a una disminución apreciable de los precios de la electricidad durante los últimos años (En España desde la entrada en vigor de la Ley eléctrica han bajado un 28,4% en términos reales y en un 17% en términos nominales)2. El comercio transfronterizo está creciendo ya que el volumen total de los intercambios de electricidad ha ascendido hasta aproximadamente un 8% de la producción total de electricidad en la Comunidad. Colocando a la Unión Europea como la región más avanzada en el desarrollo de un mercado regional integrado de la electricidad, sin embargo el objetivo final de llegar a un mercado plenamente integrado todavía no se ha logrado.

En este nuevo panorama de la creciente liberalización de los mercados de electricidad

una elevada capacidad de interconexión entre sistemas eléctricos permitiría que compitan generadores geográficamente muy alejados entre sí por suministrar demandas distribuidas también por todo el territorio. De esta manera, sería posible utilizar en cada momento las plantas de producción más eficientes económicamente para cubrir la demanda, lo cuál es particularmente importante cuando las demandas de los distintos sistemas no coinciden en el tiempo y cuando la mezcla de tecnologías de generación son diferentes. El tamaño y extensión de las redes de transporte amplía enormemente el tamaño efectivo de los mercados relevantes, facilitando la competencia y mitigando el poder de mercado. Éstos han sido los elementos fundamentales que han permitido y están permitiendo el planteamiento y la creación de mercados regionales o internacionales3.

Ahora bien, las congestiones que surgen en la red se deben a que la misma no es

infinita y posee una capacidad limitada, puesto que si la misma soportase todas las transacciones sin activar ninguna restricción de capacidad o fiabilidad, no ocurrirían congestiones. Es por ello que la capacidad de intercambio entre dos sistemas eléctricos interconectados tiene un cierto valor de mercado cuando constituye un recurso escaso, y es preciso asignar la capacidad disponible a los agentes siguiendo un mecanismo que debe ser: eficiente, transparente y no discriminatorio ni entre agentes ni entre tipos de transacciones (mercado, bilaterales, a plazo). Es importante señalar que de ninguna forma esto indica que la red haya sido deficientemente diseñada o desarrollada ya que normalmente nunca estarían justificadas económicamente inversiones en red que aseguren una ausencia total de restricciones en el sistema. Las restricciones deben entenderse por lo tanto como algo que puede estar absolutamente justificado desde un punto de vista económico4.

En la directiva europea se plantea que las congestiones de la red se afronten mediante soluciones no discriminatorias y conformes a la lógica del mercado para que sirvan de indicadores económicos a los operadores del mercado y a los gestores de las redes de transmisión interesados5. Igualmente se plantea que todos aquellos beneficios derivados de

1 [eurostat_1, 03] 2 [CNE _18, 04], [UNESA_1, 02], [UNESA_2, 03] 3 [regulación_3, 00], [regulación_2, 98], [regulación_1, 95] 4 [transport_2, 03] 5 Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo Relativo a las Condiciones de Acceso a la Red para el Comercio Transfronterizo de Electricidad.

Introducción

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la asignación de capacidad de interconexión en ningún caso podrán constituir una fuente de beneficios añadidos para los operadores de las redes de transmisión.

Las rentas de las congestión se generan por causa de la activación de alguna restricción en la red de transporte en el momento que se esta llevando a cabo un intercambio entre agentes. Estas rentas son excedentes que se generan debido a la existencia de precios diferentes entre dos puntos, que llevan a cabo una transacción6. El cargo por congestión aplicado al envío de energía por esa trayectoria es simplemente la diferencia en los precios multiplicado por la energía que está siendo enviada7. Por lo tanto el cargo por congestión es inherente al precio local. Así cuando un participante entrega energía a través de una trayectoria congestionada el coste de dicha entrega es determinado por la diferencia entre el precio al inicio y al final de la trayectoria. En aquellos corredores congestionados, generalmente, los flujos se dirigen desde los puntos con precios menores hacia puntos con precios más elevados. Las rentas de congestión están destinadas principalmente para disminuir los costes de las tarifas de acceso, acometer nuevas inversiones en infraestructuras o el pago de los redespachos que se generan entre países para ajustar los desvíos de los intercambios programados8.

En la actualidad, la renta de la congestión se distribuye siguiendo un criterio razonable pero sin justificación económica, de forma tal que el ¿cómo repartir las rentas de la congestión? es un asunto no resuelto, es por ello que una parte de este trabajo esta destinada a generar propuestas para tratar de conseguir una forma que como repartir estas rentas entre países en donde se consideren criterios económicos que permitan lograr el objetivo de una forma razonable.

Por otro lado, en el caso de las interconexiones entre países existe la posibilidad de asignar a los agentes una capacidad de intercambio mayor que la físicamente disponible. Para ello resulta necesario que los operadores del sistema realicen operaciones de counter trading, es decir, ejecuten programas de intercambio opuestos a los designados por los agentes de manera que la utilización neta de la interconexión quede ajustada a la capacidad disponible. Estas acciones de counter trading tienen, un coste y, de forma similar el caso de la renta de la congestión, se plantea el problema de ¿cómo repartir los costes entre las partes involucradas? De forma tal que, una parte del presente trabajo se destinará la formulación de criterios o procedimientos que permitan asignar estos costes entre los países de una forma justa y equitativa.

6 [congest_13, 04] 7 [congest_3, 95] 8 [COM, 01].Comunicación de la Comisión al Consejo y al Parlamento Europeo. Realización del mercado interior de la energía Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del consejo por la que se modifican las Directivas 96/92/CE y 98/30/CE sobre normas comunes para los mercados interiores de la electricidad y del gas natural.

OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN

Objetivo General

Analizar mecanismos de asignación de: la renta de la congestión y costes de counter

trading, para las interconexiones del sistema eléctrico español.

Objetivos Específicos

Identificar los conceptos básicos involucrados dentro del ámbito de las cogestiones y

los mecanismos de asignación de la capacidad de intercambio de las interconexiones.

Identificar los distintos tipos de mecanismos de asignación de la capacidad de

intercambio de las interconexiones adoptados en los mercados de energía eléctrica.

Analizar los beneficios que se obtienen por la existencia de capacidad de interconexión entre España con Francia.

Proponer mecanismos de reparto de: la renta de la congestión y de los costes de

counter trading, bajo criterios económicos eficientes.

16

METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN

Tipo de Investigación

Este estudio corresponde a la modalidad de investigación de campo, dentro de un

diseño no experimental transeccional descriptivo.

La investigación es de campo puesto que se recolectaron los datos de la propia realidad

donde suceden los fenómenos, todos los parámetros representativos del sistema se

obtuvieron de la base de datos de empresas dentro del sector eléctrico como lo son: Red

Eléctrica de España (Transportista y Operador del sistema eléctrico de España, REE),

operadores de los mercados eléctricos de la U.E, entre estos OMEL y POWERNEXT e

instituciones europeas vinculadas con los sistemas de transporte como por ejemplo, la UCTE

(Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity) y ETSO(European Transmission

System Operators). A través de estas instituciones se obtuvo acceso a información

correspondiente a precios y demandas de energía eléctrica; así como a las características

representativas tanto del sistema eléctrico español como del europeo.

El diseño de la investigación es de tipo no experimental, puesto que se observaron los

fenómenos tal y como se dan en su contexto natural para luego ser analizados9 ; al igual

que la metodología adoptada en la realización de los diferentes casos donde se parte de

unas condiciones iniciales definidas por el sistema eléctrico actual, para luego sobre la base

de los datos actuales aplicar diversas variaciones en la capacidad de interconexión y

observar sus efectos sobre los sistemas eléctricos.

Por último, el estudio es de carácter transeccional descriptivo10 puesto que nos presenta

un panorama del estado de una o más variables en uno o más grupos de personas,

objetivos o indicadores en un determinado momento6, tal como se puede apreciar en el

desarrollo y evaluación de los casos donde se parte de niveles determinados de demanda y

precios de energía eléctrica de los sistemas, y sobre los cuales se evaluaron los efectos del

intercambio de energía entre ellos.

9 [normas_2, 91] 10 [normas_3, 98]. Los diseños Transeccionales Descriptivos tienen por objeto indagar la incidencia y valores en que se manifiesta una o más variables en un momento dado o tiempo único. Este tipo de estudios por lo general no establece hipótesis ya que son puramente descriptivos.

Metodología de la Investigación

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Pasos a seguir en el trabajo11

A los fines de cumplir con los objetivos propuestos en este estudio se realización las

siguientes fases de la investigación:

1. Primera Fase: Revisión Bibliográfica. La renta de la congestión, como su nombre lo

indica, se genera por la presencia de congestiones en la red, lo cual es producto de

la existencia de la activación de una restricción de red, es por ello que en la primera

parte del trabajo explica cuales son las principales causas de las congestiones en los

sistemas eléctricos de potencia. Debido a que las congestiones en los sistemas

eléctricos deben ser resueltas, pasaremos a describir cuales son las técnicas y los

métodos que permiten solucionarlas. En esta fase se analiza la información y

literatura disponible acerca de las congestiones en la red de transporte de energía y,

sobre los mecanismos para resolver las congestiones en las interconexiones.

2. Segunda Fase: En esta fase del trabajo se hace hincapié en el estudio de los

beneficios que reporta la existencia del intercambio entre dos mercados diferentes,

en nuestro caso entre los países de España y Francia. Para ello primero se hace una

breve descripción del sistema europeo a nivel de la interconexión entre sus países

miembros, para luego describir con más detalle en los sistemas eléctricos de España

y Francia. Seguidamente, se hace una búsqueda de los datos históricos referentes a

precios y demanda de energía del sistema eléctrico español y francés, a fin de

representar de forma aproximada la curva de oferta y demanda en ambos sistemas

para estimar la utilidad de la interconexión entre ellos. Este apartado culmina con la

estimación de los beneficios económicos de la existencia de interconexión entre el

sistema francés y español para unos escenarios de demanda determinados, donde

se evalúan los excedentes de los consumidores y productores, y el impacto que

tendrá sobre los precios de ambos sistemas si la capacidad de interconexión fuese

mayor.

3. Tercera Fase: En esta parte del trabajo se procederá a describir posibles

metodologías que permitan asignar las renta de la congestión. Para ello, primero se

identificó y recopiló información teórica en lo concerniente al intercambio entre

mercados de forma que sirviese como referente a la hora de redistribuir la renta.

11 [normas_4, 85], [normas_5, 85]

Metodología de la Investigación

18

4. Cuarta Fase: En esta etapa del trabajo se cuantificaron los beneficios obtenidos

por la existencia de la interconexión durante el año 2003, en la estimación de los

beneficios se evaluó a ambos sistemas (español y francés) bajo diferentes

escenarios de demanda y de capacidad de interconexión, donde se contrasta en

cada escenario una situación en la que ambos mercados poseen intercambio con

una situación en la que la capacidad de interconexión fuese nula, contabilizando los

beneficios obtenidos. Igualmente, consultada la bibliografía pertinente, se optó por

implementar el uso de varios criterios provenientes de la teoría económica del

bienestar (igualitarista, utilitarista, rawlsiano) los cuales conllevan la búsqueda de la

equidad y la eficiencia en la asignación de los recursos. Adicionalmente a esto, se

propusieron otros criterios que consideran por un lado, la utilidad del intercambio y,

por el otro las repercusiones económicas que acarrea intercambio.

5. Quinta Fase: En la última fase del trabajo se destinó al análisis del reparto de los

costes de counter trading. Para ello, en primer lugar se demuestra que el

mecanismo de counter trading es económicamente igual de eficiente que el resto de

mecanismos de asignación de capacidad (subastas explícitas o implícitas). Posterior

al desarrollo anterior, se determinan los costes que se generan como consecuencia

de su implementación en el caso de la gestión de la interconexión entre España y

Francia, y luego se busca identificar aquellas variables económicas que de una u

otra forma permitiesen asignar los costes del counter trading de una manera justa y

equitativa entre las partes involucradas.

6. Sexta Fase: La última fase del trabajo es para exponer las conclusiones, las cuales

no son más que la consecuencia de los diferentes análisis que han dado lugar en

esta investigación, basándose por supuesto en datos reales.

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1. CONGESTIONES EN LA RED DE TRANSPORTE

Las redes de transporte son los elementos que permiten conectar la generación con los

centros de carga que demandan la energía. Estas redes además de poseer una capacidad limitada pueden presentar durante la operación del sistema ciertas indisponibilidades que restringen su uso, lo cual tiene un impacto económico que se refleja en los costes operativos trasladándose a su vez a los usuarios finales12.

La evolución de los mercados de energía desregulados unido a mayores restricciones ambientales y de costos por derechos de vías, hacen cada vez más complicado la construcción de nuevas líneas, lo que ha dado lugar a que en algunos sistemas de potencia se opere con altas restricciones operativas de estado estacionario y dinámico. Actualmente con la economía de mercado en el sector eléctrico, donde se realizan transacciones de grandes bloques de energía desde zonas geográficamente cada vez más lejanas, la congestión tiene un impacto económico mucho más directo y evidente en el cobro al cliente, aunque para el usuario esto sea desconocido.

Las congestiones pueden verse como un estado de operación de los sistemas eléctricos de potencia cuando se encuentran en uno de sus límites de transferencia. Estos pueden tener su origen en fenómenos de muy diversa naturaleza como: estado estacionario, estabilidad dinámica, estabilidad de voltaje e incluso criterios de confiabilidad para el suministro de la carga. Los límites de transferencia están unidos a un esquema de transacciones comerciales para la compra, venta y transporte de energía. Tanto el sistema eléctrico como el esquema de mercado poseen imperfecciones que son las que causan la congestión. Un agente del mercado podría usarlas con el fin de aumentar sus ganancias a través de otras estrategias diferentes. Esta claro que el manejo de las redes de transporte tanto desde el punto de vista de las transacciones como del uso que se haga de los recursos técnicos disponibles, impactará directamente en el coste de la operación.

Para una misma topología de la red la gestión de la compra, venta y transporte de energía, puede realizarse con diferentes esquemas de transacciones siempre buscando que sean lo más competitivos posibles13. Como ejemplos de esto pueden verse modelos de flujo de potencia óptimo o modelos basados en precios por área, de forma que es posible analizar cómo la operación puede variar su coste dependiendo del esquema de transacciones que se adopte. Por ejemplo, en un mercado en el que el despacho de generación se hace ordenando las ofertas por orden de menor a mayor, podemos encontrar que en un período dado debido a condiciones operativas locales de una zona determinada se requiere que un generador específico opere, sin embargo este generador no salió despachado inicialmente, representando esto un sobre coste al sistema ya que previamente no se consideraron las restricciones de la red. Bajo este esquema no necesariamente la oferta más barata resulta en la transacción la más económica. Este esquema opera en algunas partes del mundo, por lo que las generaciones de seguridad son un coste extra, afectando directamente al usuario quien paga los sobrecostes operativos. Por lo tanto, si el ente regulador cambia las reglas de 12 [congest_1, 01] 13 [congest_10, 03]

Capítulo I: Congestiones en la Red de Transporte

20

las transacciones, estaría impactando directamente la congestión económica, pues puede hacer que una transacción cueste más o menos sin mover la operación. Como tal, es un manejo eminentemente regulatorio, tanto los agentes como el mercado deben dar señales al ente regulador para establecer unas reglas de mercado que lleven a dar el máximo beneficio social.

Por otro lado un sistema eléctrico de potencia posee limitantes físicas propias, tales como los límites térmicos los cuales se establecen para operación normal y operación bajo contingencia. Por ejemplo, en algunos sistemas se considera que no se admiten sobrecargas en operación normal, pero se admiten sobrecargas hasta un porcentaje que esta entre un 10% y un 20% por pequeños intervalos de tiempo, de forma que permitan realizar maniobras operativas para eliminarlas. Nótese que si dicho límite se aumenta o disminuye, la operación del sistema tendrá un coste diferente. Además de los límites térmicos existen límites para otras variables de estado estacionario, estos límites de estado estacionario no son los mismos en todos los sistemas, pues por ejemplo, mientras en algunos países el rango operativo admisible para voltajes es de 0.9 a 1.1 p.u., en otros es de 0.95 a 1.05 p.u. Para un mismo sistema, ambos rangos de voltajes, darán unos requerimientos muy distintos de potencia reactiva y, por lo tanto, costos operativos muy diferentes. Además de los límites de estado estacionario, existen también límites dinámicos que limitan la capacidad de transmisión; ellos están relacionados con la estabilidad de estado estacionario, la estabilidad transitoria, la estabilidad dinámica, el colapso de frecuencia, el colapso de voltaje y los problemas de resonancia.

La congestión en este nivel aparece por el deber del operador del sistema de cumplir las políticas de operación establecidas estas no dependen directamente de ninguna oferta de generadores, ni transacciones por uso de red. Tales limitantes, pueden ser entre otras: los límites máximos y mínimos de voltajes permitidos en los diferentes niveles de tensión, límites máximos de sobrecarga en elementos del sistema de potencia durante contingencias y su duración temporal permitida con el fin de tomar acciones operativas para aliviar las sobrecargas, la reserva rodante, los valores mínimos de tensión transitoria y su duración durante perturbaciones, los disparos de carga o generación permitidos por bajo voltaje, por baja frecuencia, las normas regulatorias para la determinación de límites de importación o exportación, la estabilidad de voltaje y límites máximos de carga en elementos del sistema de potencia permitidos en estado normal. En algunos sistemas las sobrecargas se manejan por medio de un redespacho de las unidades de generación. Las sobrecargas pueden manejarse coordinando adecuadamente los dispositivos para control del flujo en la red, o por medio de la apertura de líneas y que no son necesariamente las sobrecargadas. Con esta misma perspectiva también pueden manejarse sobrecargas por medio de la apertura de transformadores o autotransformadores que estén en paralelo. Esta categoría de congestión no está ligada directamente a una oferta en dinero o el costo de una transacción por el uso de la red, pero los límites, márgenes, umbrales y esquemas de manejo de la seguridad operativa, impactarán directamente y de un modo muy fuerte el coste de la operación del sistema. Aparte el flexibilizar o reducir un criterio de seguridad, o el adicionar dispositivos que permitan al sistema cumplir los criterios de seguridad, y la coordinación de la operación de los parámetros de dispositivos de control de flujo y de voltaje, impactará directamente en el coste de la operación del sistema de potencia.


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1.1. Restricciones presentes en un sistema eléctrico

En una red interconectada cada generador y cada una de las cargas afecta a las otras existentes en el sistema. La potencia es transportada con el fin de abastecer la demanda y la misma fluye por las redes de forma más confiable siempre que hay suficiente capacidad de transferencia disponible sobre todas las líneas del sistema.

La competencia dentro del mercado eléctrico se ve enfrentada a los impactos que

surgen de estas interacciones y de las restricciones a las que la red está sujeta. A grandes rasgos, el efecto de una simple restricción sobre un sistema eléctrico, puede llegar a crear una congestión que hace variar drásticamente el precio en cada localidad del sistema. Además, dependiendo de la ubicación de los agentes del mercado en un sistema restringido, se pueden manipular las interacciones dentro de la red con el fin de incrementar las utilidades y restringir la producción de los competidores.

Normalmente se distinguen tres tipos de restricciones que limitan la capacidad de

transferencia de potencia de un sistema de transmisión: restricciones térmicas, restricciones de voltaje y restricciones de operación del sistema.

1.1.1. Limitaciones Térmicas

Éstas son las restricciones más comunes que limitan la capacidad de una línea de transmisión, cable o transformador de potencia. Los conductores eléctricos al oponer resistencia al flujo de electrones producen un calentamiento de los mismos. Las temperaturas sobre el conductor dependen de la corriente y también de las condiciones climáticas ambientales como: temperatura, velocidad y dirección del viento, que producen la disipación del calor en el aire. Sin embargo, la capacidad térmica sobre las líneas de transmisión normalmente es expresada en términos de los flujos de corriente en lugar de las temperaturas actuales, dada la facilidad de medición. Los límites térmicos son necesarios, ya que un sobrecalentamiento de las líneas conduce a dos posibles problemas: La línea de transmisión pierde resistencia mecánica y reduce su vida útil esperada, cada tramo de una línea de transmisión que se encuentra entre dos apoyos. Si la temperatura es constantemente alta, la línea sobrecalentada se estira y puede hacer que el espacio entre la línea y la tierra sea menor que el requerido por razones de seguridad. Como el sobrecalentamiento es un proceso gradual, los flujos de corriente más altos pueden circular por períodos limitados de tiempo. De esta forma, una capacidad térmica normal para una línea, corresponde al nivel de flujo de corriente que puede soportar indefinidamente. Los rangos de emergencia son niveles que la línea puede soportar por períodos limitados, como por ejemplo, algunas horas.

Similarmente, los transformadores de potencia y otros equipos también están limitados por restricciones térmicas. En el caso de los transformadores. Éstos están diseñados para operar con un ascenso máximo de temperatura, ser capaces de disipar el calor producido y, simultáneamente, proteger el aislamiento del equipo.


22

1.1.2. Estabilidad del Sistema

Los problemas de estabilidad de los sistemas de potencia representan otra serie de restricciones de operatividad de los mismos. Generalmente ellos son agrupados en dos tipos: sincronización entre los generadores del sistema, y la prevención del colapso de los voltajes. Dentro de un sistema interconectado, todos los generadores giran sincronizadamente a una frecuencia específica. Cuando una falla ocurre en el sistema de transmisión, los requerimientos de potencia de los generadores cambian. La falla puede reducir los requerimientos del generador; sin embargo, la potencia mecánica de la turbina permanece constante, haciendo que el generador se desacelere. Al eliminar la falla, se altera el flujo de potencia y la turbina aumenta la velocidad. Esto produce oscilaciones en la velocidad a la que el generador rota y en la frecuencia de los flujos de potencia del sistema. Bajo estas circunstancias el sistema puede ser inestable, en lo que se denomina una inestabilidad y puede conducir a un colapso total del sistema. Para evitar esta inestabilidad, la potencia que se transmite entre las redes es limitada a niveles determinados por estudios de contingencias del sistema. La llamada inestabilidad dinámica generalmente ocurre cuando pequeñas variaciones normales en generación o consumo dan origen a oscilaciones de baja frecuencia. Estas condiciones pueden conducir a grandes fluctuaciones de voltaje y frecuencia, dando como resultando una pérdida de la estabilidad del sistema.

La inestabilidad en el voltaje ocurre cuando el sistema de transmisión no está adecuadamente diseñado para administrar los flujos de potencia reactiva. Grandes cantidades de flujos de potencia reactiva en líneas de transmisión largas, dan origen a serias caídas en el voltaje en el extremo consumidor, haciendo que en este extremo aumente la corriente. Este incremento en la corriente causa flujos de potencia reactiva adicional y pérdidas de voltaje en el sistema, llevando a voltajes aun más bajos en el extremo receptor. Si el proceso continúa, el voltaje colapsa y es necesario que los usuarios sean desconectados para prevenir daños serios. Finalmente, el sistema colapsa total o parcialmente.

1.1.3. Restricciones de Tensión

Las fluctuaciones de voltaje pueden darse debido a variaciones en la demanda eléctrica y/o a fallas sobre las líneas de transmisión o distribución. Las restricciones sobre los niveles máximos de voltaje son establecidos por el diseño de la línea de transmisión. Si el máximo es sobrepasado, se pueden producir cortocircuitos, interferencias y ruido; y los transformadores y otros equipos presentes en las subestaciones e instalaciones de los consumidores pueden llegar a dañarse o destruirse. Las restricciones mínimas de voltaje también existen y se basan sobre los requerimientos de los consumidores. Los voltajes bajos provocan una operación inadecuada de los equipos y pueden dañar los motores de los consumidores. El voltaje sobre una línea de transmisión tiende a caer desde el extremo transmisor hasta el extremo receptor. La caída de voltaje a lo largo de la línea es directamente proporcional a los flujos de potencia reactiva y la reactancia de la línea, la que aumenta con el largo de la misma. Cuando es necesario, condensadores son instalados en las líneas para controlar las caídas en el voltaje.


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1.1.4. Restricciones en la Operación del Sistema

Este tipo de restricciones en los sistemas de potencia nace principalmente de los requerimientos de seguridad y confiabilidad. De esta forma, es importante controlar los flujos de potencia en las líneas de transmisión y distribución de una red eléctrica. Los flujos de potencia se redistribuyen cuando la demanda cambia, cuando los modos de generación cambian, o cuando el sistema de transmisión o distribución es alterado debido a que algún circuito este siendo conectado o este saliendo de servicio. Las restricciones sobre las capacidades de transmisión también ocurren debido a procedimientos de operación preventiva para la seguridad de los sistemas. Los sistemas de potencia son diseñados y operados para proporcionar continuidad de servicio en caso de posibles contingencias como: pérdida de una unidad generadora, pérdida de una línea de transmisión, o falla de algún otro componente del sistema. Estos procedimientos preventivos apuntan a operar el sistema con el fin de evitar interrupciones en el servicio, como resultado de la salida de servicio de algún componente. Esto incrementa la seguridad en la operación de los sistemas interconectados y reduce la frecuencia con la que los principales problemas ocurren.

1.1.5. Flujos de Potencia

Cuando la potencia eléctrica fluye entre los distintos puntos del sistema de transmisión, Esta no sigue un trayecto único. En lugar de eso, la potencia fluye en forma paralela a través de cada trayecto existente entre la fuente y el destino, dependiendo de la impedancia presente en las líneas. Un trayecto con una impedancia baja transporta una mayor parte de la transferencia total que un trayecto con una impedancia alta.

Los flujos de potencia, por lo tanto, pueden circular a través de trayectos paralelos en

otros sistemas de transmisión, dependiendo de las condiciones de carga. Este fenómeno se ha denominado flujos paralelos. En forma adicional, cuando varios sistemas de transmisión están interconectados entre si, los flujos de potencia pueden circular por los sistemas y regresar, formando lo que se ha denominado flujos cerrados (loop flows). Ambos efectos pueden limitar la cantidad de potencia que el resto de los sistemas pueden transferir a sus propios consumidores. El problema de los flujos paralelos puede hacer incoherentes acuerdos bilaterales establecidos en el mercado de la transmisión, ya que la circulación de los flujos de potencia por las redes ocurre sin importar quien sea el propietario de las líneas de transmisión14. A este problema, se suma la situación en la cual la capacidad de transferencia de transmisión, por condiciones de estabilidad, puede resultar menor que los límites térmicos de las mismas líneas, y esta diferencia puede cambiar de acuerdo a como varíen las condiciones del sistema.

Los flujos de potencia a través de una interconexión pueden provocar efectos dramáticos sobre la capacidad de otras y distantes interconexiones, ya que la capacidad de transferencia no puede ser definida o garantizada sobre un período razonable de tiempo, puesto que la capacidad de transferencia de una interconexión depende de las condiciones de carga consideradas. La transferencia de capacidad disponible real en un sistema en un tiempo particular, puede diferir de la calculada en las simulaciones como consecuencia de

14 [Transport_6, 01]


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que en los estudios sólo se considera un limitado conjunto de condiciones de operación, mientras que en la realidad puede darse una amplia gama de condiciones, imposibles de evaluar en su totalidad.

Los factores externos asociados al fenómeno de flujos paralelos en una red eléctrica

constituyen una barrera para la formación de mercados eficientes; si no existieran, los mercados competitivos esperarían encontrar un uso eficiente a todos los recursos. Sin embargo, análogamente a lo que sucede con las externalidades ambientales, se sabe que en un mercado perfectamente competitivo los participantes no tomarían en cuenta el costo de las mismas, por lo que si se deja actuar solo al mercado, los recursos como el agua y aire serían mal manejados. Por tal razón se tienen leyes de protección ambiental y agentes que las hacen cumplir, y no significa que estén suplantando el mercado, sino que establecen reglas con el fin de tomarlas en consideración. En el caso eléctrico, cuando alguien transmite potencia en un sistema eléctrico no radial, los flujos paralelos que se originan pueden afectar los sistemas y despacho de terceras partes que no estén involucradas en la transacción. Esto constituye una externalidad propiamente. Algunas veces es negativa e incrementa los costos de esas terceras partes, y algunas veces puede ser positiva que hace disminuir esos costos.

Una aplicación estricta de los derechos de propiedad en el sistema de transporte debería permitir a los propietarios controlar los flujos de potencia. En presencia de flujos paralelos y el libre movimiento de potencia, sólo se puede controlar el uso de la malla a través del control del despacho, y no hay disponible un sistema descentralizado de derechos de propiedad en términos de la transmisión únicamente. Sin la existencia de tales derechos surgen externalidades y, por lo tanto, la eficiencia se ve afectada por las fallas del mercado. Los mismos efectos de los flujos paralelos explican el porque ha sido tan difícil la definición de ATC (Avaible Transfer Capacity). La capacidad sobre una particular interconexión de transmisión depende en gran medida de los flujos existentes sobre todas las interconexiones. No hay forma de saber la capacidad que se dispondrá en algún período de tiempo en el futuro, sin especificar todos los flujos sobre el sistema.

A causa de los flujos paralelos, el costo de oportunidad de operación de corto plazo nace principalmente de la necesidad de redespachar otras unidades generadoras en el sistema con el fin de respetar las posibles restricciones en el sistema de transporte. El redespacho puede afectar unidades distantes en aquellos caminos condicionados por las distancias eléctricas. Por lo tanto, el costo de oportunidad del uso de la red deriva de los costos marginales del redespacho, el cual debería ser determinado simultáneamente con los precios del mercado spot. En el corto plazo, se pueden distinguir tres tipos de costos que componen la transmisión eléctrica: 1) costos por congestión, 2) pérdidas resistivas, 3) costos de servicios auxiliares (ej.: control de frecuencia, potencia reactiva, reserva en giro). De estos factores, el más importante es el primero, puesto que afecta la eficiencia del despacho del sistema y el alcance del mercado eléctrico, incluyendo la concentración del poder de mercado.


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1.2. Impacto económico de las restricciones

En una operación de corto plazo, la modelación de la red de transporte se reduciría a considerar la inyección de potencia en un punto del sistema y al retiro de ésta en otro punto. El modelo más simple de inyecciones y retiros en algún nodo del sistema captura la realidad necesaria y dentro de este modelo, el transporte modifica la operación de corto plazo a través de la introducción de pérdidas y posibles costos de congestión.

La transmisión de potencia a través de las líneas de un sistema se ve enfrentada a una resistencia que produce pérdidas. Por lo tanto, el costo marginal de la distribución de potencia a los distintos nodos difiere en al menos el efecto marginal de las pérdidas sobre el sistema. Un adecuado despacho económico debería tomar en cuenta las pérdidas, y por lo mismo, el precio de equilibrio debería ser ajustado convenientemente.

Con respecto a la congestión en el transporte, las limitaciones presentes en la operación de corto plazo dentro del sistema interconectado restringen los movimientos de potencia, y de ese modo imponen un costo marginal más alto en ciertas localidades. De este modo, el flujo de potencia se distribuye por la línea de transporte desde la región de bajo costo hacia aquella de costo más alto. Si esta línea tiene un límite sobre su capacidad, entonces en períodos de demanda alta no toda la potencia que puede ser generada en la región de menor costo puede ser usada (transportada), y algunas de las plantas más baratas permanecerán detenidas. En estos casos, la demanda se satisface por aquellas plantas de costo más alto, las que en ausencia de restricciones en la transmisión no entrarían en operación, pero que debido a la congestión del sistema deben operar. El costo marginal en las dos regiones es diferente a causa de la congestión en la transmisión y la diferencia entre estos dos costos conforma lo que en la literatura se ha denominado renta por congestión. En una malla eléctrica real, las interacciones son más complicadas dada la existencia de flujos paralelos y la presencia de varias restricciones, como las limitaciones térmicas en las líneas o las limitaciones de voltaje en los nodos que se explicaron con anterioridad.

Por lo tanto, si hay congestión en el sistema de transmisión, el modelo de operación del mercado de corto plazo y la determinación de los costos marginales, deben incluir los efectos de las restricciones presentes en la red. De este modo, el impacto sobre el mercado eléctrico bajo estas circunstancias, consiste en un conjunto de precios para cada nodo. Un adecuado despacho económico del sistema deberá producir los precios correspondientes para cada nodo, incorporando el efecto combinado de generación, pérdidas y congestión.

Capítulo II: Gestión de Congestiones

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2. MÉTODOS DE GESTIÓN DE CONGESTIONES

2.1. Técnicas para el manejo de congestiones

Para mantener la operación de un sistema dentro de dichos límites, los diferentes problemas técnicos pueden manejarse por medio de diferentes recursos. La Tabla () presenta un resumen de algunas de las técnicas clásicas y modernas para el manejo de la congestión.

Tabla 2.1: Técnicas usadas para la solución de congestiones en los sistemas eléctricos de potencia

Control Tensión

Disminución Oscilaciones

Estabilidad Transitoria

Control Flujos

Generación Potencia Reactiva x x Redespacho x x Taps Transformadores x x Desconexión Generación x x Deslastre de Carga x x x FACTS x x x x Estabilizadores x Apertura / Cierre líneas x x x x Conexiones en Continua (HVDC) x x x x Reactancias / Condensadores x x

Los llamados sistemas flexibles de transmisión en corriente alterna (FACTS) y el transporte de corriente directa en alto voltaje (HVDC) permiten tratar los problemas técnicos de los sistemas eléctricos. Respecto a los dispositivos FACTS, el que presenta más ventajas para controlar flujos en relación a su relativa simplicidad y costos de instalación es el Condensador Serie Controlado por Tiristores (TCSC). Dispositivos como el Regulador de Ángulo de Fase Controlado por Tiristor (TCPAR), el Controlador Unificado de Flujos (UPFC) y el Compensador Serie Sincrónico Estático (SSSC) logran un control muy efectivo del flujo, aunque son más costosos y menos simples de instalar que el TCSC. Dado entonces un esquema de seguridad y para un sistema de potencia determinado, puede hallarse, una ubicación óptima de dispositivos FACTS, tal que en ambos casos se maximice el uso de la red con el fin de flexibilizar el manejo y control de una o más variables o limitantes de estado estacionario o dinámico, con el fin de disminuir la congestión e impactar muy directamente en el costo de la operación con el consecuente beneficio económico y social.


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En cuando a los enlaces en continua en alta tensión están permitiendo grandes desarrollos de interconexión entre diversas zonas aisladas a la vez de presentar una mejora en los costos asociados a la infraestructura. A esto se une que, con los avances de las tecnologías de dispositivos de control, se obtiene un control exacto y rápido de la potencia activa transmitida, del voltaje, y contribuyendo a la estabilidad del sistema. Con enlaces HVDC se puede incrementar la densidad de potencia de un sistema existente, ya sea convirtiendo líneas de AC a DC, construyendo en paralelo líneas de DC en los derechos de vía existentes, reemplazando líneas de AC con líneas de DC. Recientemente el HVDC ha sido examinado para su aplicación como una forma de sistema de tubería a modo de by-bass en sistemas mallados de AC con el propósito de mover potencia de un generador a una carga. Esto podría emerger como una muy viable solución técnica a la medida de los requerimientos para un sistema de mercado de generación abierto15.

Otra opción técnica para el manejo de la congestión son las innovaciones que se están dando en diseño de conductores, los cuales permiten incrementar de un 10-15% en la capacidad de corriente con un conductor esencialmente del mismo tamaño lo cual permite repotenciar líneas existentes con cambios mínimos en la estructura de madera o acero. Pero la selección de la línea a repontenciar para solucionar una sobrecarga, no es necesariamente la línea sobrecargada, pues puede crearse un camino de menor impedancia y por el contrario aumentar el problema.

2.2. Congestiones en las Interconexiones

El grado en que generadores compiten con otros, está determinado en gran medida por la capacidad de las líneas para transmitir electricidad entre los distintos nodos. Una capacidad de transmisión ilimitada conduce a un mercado competitivo mucho mayor, mientras que una limitación en la misma puede llevar a que algunos generadores enfrenten una competencia limitada para abastecer algunas localidades.

Tradicionalmente, el papel de los sistemas de transporte ha sido tomar ventaja de las diferencias en los costos de generación entre las distintas localidades, lo que se logra a través del uso de los intercambios. El aumento de la capacidad de transmisión permite a las mismas tomar ventaja de las economías existentes, así como también de las variaciones estaciónales de la carga entre las regiones.

En la emergente nueva organización industrial del mercado eléctrico, caracterizada por la competencia entre compañías de generación, el transporte juega un nuevo e importante papel en la unión de aquellos mercados que se encuentran potencialmente aislados. Por lo tanto, además de proporcionar la capacidad de explotar ventajas de costos en los grandes sistemas interconectados, los servicios de transmisión juegan un papel central en determinar las características del poder de mercado. Si un mercado posee una significativa ventaja de costos sobre otro, los sistemas de transmisión que conectan estos mercados, probablemente, estarán más congestionados con los flujos de potencia provenientes del mercado de bajo costo a aquel de costo alto. Si existe un generador dominante en el mercado más caro, éste verá en estas importaciones un borde competitivo sujeto a una 15 [congest_15, 03]


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restricción de capacidad y, por lo tanto, reaccionará de acuerdo a la situación. Si se supone una situación en donde existen dos mercados diferentes geográficamente, pero similares en cuanto a sus características eléctricas y cada uno dominado por un oferente único; entonces, si se aumenta la capacidad de transmisión entre los dos mercados, los beneficios que se observan son mucho más que únicamente el incremento de los flujos de potencia entre los mercados. La sola amenaza de la entrada competitiva proporcionada por capacidad adicional, actúa como una influencia restrictiva sobre el generador dominante de cada mercado, haciendo que cada uno produzca más cerca de los niveles competitivos.

2.3. Contexto General de Europa

Antes de empezar con la descripción de los métodos de solución de congestiones en las interconexiones es importante conocer la definición de algunos términos que serán usados en este apartado.

Según lo establecido por el parlamento europeo16 se entiende por congestión “la

situación en que la interconexión que enlaza redes de transmisión nacionales no puede acoger todas las transacciones resultantes del comercio internacional entre operadores del

mercado, debido a la falta de capacidad”.

Y se entiende por tránsito de electricidad “un flujo físico de electricidad acogido en la red de transmisión de un Estado miembro, que no se ha producido en dicho Estado miembro ni está destinado al consumo en el mismo. Esta definición incluye los flujos en tránsito comúnmente denominados “flujos paralelos” (loop-flows).

En cuanto a la capacidad de interconexión son básicamente las capacidades de máximas

horarias, importación y exportación, en las fronteras con los países limítrofes. Al ser estas capacidades de transferencia limitadas, es necesario conocer la capacidad para evitar que el flujo neto exceda los límites.

El sistema eléctrico de potencia europeo, inicialmente interconectado por razones de

seguridad, usado también por propósitos comerciales por medio de contratos de intercambios bien definidos (la mayoría contratos a largo plazo), es ahora el escenario de un mercado Europeo muy complejo donde coexisten, tanto compañías verticalmente integradas con los nuevos actores del entorno liberalizado. Esto es la base fundamental del porque deben existir mecanismos de regulación adecuados para que la situación anterior pueda sostenerse y evolucionar de una forma eficiente a la obtención de una mejora en la gestión y suministro de energía eléctrica dentro de la unión europea.

La eficiencia económica se alcanza cuando la generación, demanda y los operadores del sistema actúan con el fin de minimizar los costes globales. Este comportamiento puede ser asegurado a través de mecanismos legislativos, de mercado y regulatorios. Los Operadores de los Sistemas de Transmisión (TSO: Transmission System Operators) comprenden y conocen las realidades físicas de sus redes, y los agentes comprenden las realidades 16 En el artículo 2 de la Directiva 96/92/CE del parlamento europeo y del Consejo de 19 de diciembre de 1996 sobre las “Normas Comunes para el Mercado Interior de la Electricidad”


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financieras de sus operaciones. Las soluciones eficientes económicamente de las congestiones no son posibles alcanzarlas sin combinar ambas partes de la información. En la misma línea debe destacarse que los TSO al ser gerenciados independientemente de los productores, distribuidores, agentes y usuarios finales, tienen como última meta los beneficios, es por ello que la necesidad de una cooperación cercana con intercambios de información no deberá ser una razón para descartar cualquier método de manejo de congestiones.

Para alcanzar la eficiencia económica el método debe proveer incentivos a los TSO’s a manejar las capacidades de transferencia apropiadamente ya sea por medio de diferentes mecanismos dinámicos que incrementen las posibilidades de intercambio, o por medio de la inversión en nuevos equipos de red o reforzamiento de las líneas fronterizas. Sin embargo, es importante que todo participante del mercado esté involucrado directa o indirectamente en la gestión de congestiones, no sólo los generadores o los TSO. De forma que se perciban incentivos que promueven el aumento de las capacidades de intercambio.

La organización del mercado se esta desarrollando diferentemente en las diferentes partes de las áreas de los TSO. Hay áreas que ya poseen soluciones centralizadas (como el pool y los intercambios en UK, España, Scandinavia) deben ser capaces de cooperar inmediatamente con más mercados ‘basados en intercambios bilaterales’ (como Alemania, Francia y otros). Para lograr la mejor eficiencia requiere que métodos para solucionar congestiones resultantes de soluciones ‘centralizadas’ sean combinadas con métodos resultantes de contratos bilaterales. Una combinación de los aspectos más destacados de ambos métodos puede dar los mejores resultados.

La factibilidad de un determinado método para la gestión de congestiones es un requisito importante para su implementación. La solución óptima no siempre es la mejor en términos de viabilidad, el cual dependerá de la estructura del mercado que posean los diferentes países. Debe considerarse que varios métodos pueden coexistir, ya que dentro de un sistema eléctrico existen diferentes estructuras por lo que algunos métodos pueden aplicarse en unas partes del sistema mientras que en otras partes no arrojarían la solución efectiva. Por lo que algunos métodos sean implementados como primer paso, para luego llegar a implementar otros más avanzados.

Las experiencias anteriores han demostrado que los criterios de decisión deben basarse en el modelado de los flujos físicos de potencia en vez, de por vías de contratos. Los flujos físicos permiten tomar en cuenta los tránsitos y la evaluación más precisa de los incidentes que podrían enfrentar los sistemas de fiabilidad.

Los contratos existentes deben recibir especial atención cuando son consideradas las congestiones. La comisión Europea ha declarado que ellos no debieran involucrar ningún bloqueo del mercado. En este punto, se deja a cada uno de los miembros de estado a decidir si los contratos de largo plazo se sigan considerando válidos. Sin embargo, la existencia de los contratos de intercambio de energía para los cuales fueron hechas grandes inversiones mucho antes de la aplicación de las reglas de la gestión de congestiones


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transfronterizas son reconsiderados, donde la recuperación de esas inversiones son un tema importante.

Para asegurar liquidez del mercado, es esencial que, para cualquier reservación hecha con un día de anticipación, en caso de no ser confirmada, la capacidad debiera dejarse en manos del mercado de corto plazo.

Por otro lado la aprobación o rechazo del intercambio debe únicamente responsabilidad

de los TSO. En el sistema de transmisión tan mallado de Europa, los intercambios transfronterizos tienen efectos bastante relevantes sobre los flujos físicos entre otras áreas. En este caso el manejo de la congestión no puede realizarse por la forma bilateral y es por lo tanto necesario la coordinación entre todos los TSO.

2.4. Valoración de los Métodos para la gestión de congestiones

2.4.1. Asignaciones basadas en la Capacidad de Transferencia de la Red (NTC)

Las definiciones de capacidades de transferencia que son más usadas entre los TSO europeos son las siguientes17:

Net Transfer Capacity (NTC)→Capacidad de Transferencia de la Red Avaible Transfer Capacity (ATC)→Capacidad de Transferencia Disponible Transmisión Realiability Margin (TRM)→Margen de Seguridad de Transmisión Nodified Transmisión Flow (NTF) → Flujo de Transmisión Nodificado

Los denominados NTC y ATC son indicadores importantes para los participantes del

mercado para planificar y prever sus transacciones, y para el caso de TSO para gestionar estos intercambios internacionales de electricidad. La organización ETSO es la encargada de publicar dos (2) veces al año la tabla de “Valores Indicativos para NTC’s en Europa”.

ETSO18 se propone distinguir entre valores comerciales y valores físicos. Por ello, existen

dos (2) tipos de definiciones unas relacionadas a los valores programados y otras para los flujos físicos. Las definiciones relacionadas a los valores programados se presentan a continuación:

Total Transfer Capacity (TTC): Capacidad de transferencia total que es el

máximo intercambio programado entre dos (2) áreas, compatibles con los estándares de seguridad operacional aplicable a cada sistema si las futuras condiciones de red, generación y patrones de cargas fuesen perfectamente conocidos. El TTC siempre está relacionado con un determinado escenario del sistema de potencia: generación, consumo, red disponible que constituyen datos para construir el modelo matemático de los sistemas de potencia (ecuación de flujo de carga). La solución de este modelo permite conocer los flujos de potencia de las redes y las tensiones en lo nodos. Esta solución es el llamado caso base y el punto

17 [ETSO_2, 01] 18 [ETSO_1, 01]


31

de partida para el cálculo del TTC. El cálculo (evaluación) del TTC entre dos áreas requiere:

Decidir un escenario del sistema de potencia local. Definir un caso base, involucra compartir total información entre

TSO´s para generar un modelo de flujo de cargas general. Aplicar un procedimiento acordado para el cálculo.

Las incertidumbres asociadas al estado del sistema de potencia para un período dado pueden disminuir de acuerdo con el espacio de tiempo asumido. Es por ello que el TTC puede variar por consecuencia de un aumento de la precisión en el conocimiento de las programaciones de las unidades de generación, cargas, topología de red.

Transmission Reability Margin (TRM): Margen de Seguridad de Transmisión. Es un margen de seguridad que cubre con las incertidumbres en el cómputo del TTC por causas de:

Desviaciones no intencionadas de los flujos físicos durante la operación debido al funcionamiento físico de la regulación carga-frecuencia.

Intercambios de emergencia entre TSO´s para cubrir las situaciones de desbalances inesperadas en tiempo real.

Imprecisiones (por ejemplo, en la recolección de datos y medidas) El TRM está asociado a la operación en tiempo real y su valor es determinado por cada TSO para garantizar la seguridad de operación de su propio sistema de potencia.

Net Transfer Capacity (NTC): NTC=TTC-TRM. Es el máximo intercambio programado entre dos áreas compatibles con los estándares aplicables en ambas áreas y tomando en cuenta las incertidumbres técnicas sobre las condiciones futuras de la red.

Como resultado de la asignación tenemos que:

Already Allocated Capacity (AAC): Es la suma total de los derechos de transmisión asignados, pudiendo ser capacidad o intercambios programados dependiendo del método de asignación.

Available Transmisión Capacity (ATC): Es la parte del NTC que permanece disponible, después de cada fase del proceso de asignación. ATC= NTC-AAC.

Los valores TTC, TRM y NTC son direccionales, deben ser calculados para cada

interconexión en ambas direcciones de igual forma AAC y ATC son direccionales. La definición de la capacidad de transferencia tiene dos (2) alcances: Planificación y Asignación


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A B

C

NTCac NTCbc

NTC(a+b) - c

de Capacidad. La planificación se basa en estimaciones de situaciones típicas de los sistemas de potencia, los casos bases escogidos corresponden a estados observados en al pasado y son adaptados de acuerdo a una serie de procedimiento acordados que se esperan que ocurran en el sistema presente. En la fase de asignación se toman en cuenta los intercambios programados que ya han sido asignados en un período de tiempo dado hoy actualiza las suposiciones hechas sobre la topología de la red, generación y carga. La asignación se hace en diferentes espacios de tiempo para dar lugar tanto a intercambios de corto como de largo plazo. La división de la capacidad de transmisión en diferentes espacios de tiempo se debe también a que como estas capacidades se calculan en base a estimaciones del estado del sistema estas pueden variar dependiendo de cambios inesperados de flujos de potencia19.

Los parámetros anteriores están expresados en términos de dos (2) áreas vecinas. Ahora, en sistemas con redes de muchas interconexiones el flujo puede interpretarse como una superposición de un flujo directo, el cual esta relacionado con todos los otros en las redes entre A y B; y un flujo paralelo el cual esta relacionado con todos los otros intercambios en múltiples redes y la generación y las cargas en diferentes mallas.

En cuanto a los TTC y NTC, se calculan entre dos (2) áreas donde se asumen que sólo las transacciones entre estos se modifican mientras lo demás permanece inalterado. Esto trae como consecuencia que el NTC entre pares de áreas de control de redes malladas son interdependientes, el NTC no refleja la interdependencia entre varias zonas.

Cuando existe una interdependencia muy fuerte es necesario el uso de información

adicional calculando valores de transferencias de capacidad por grupo de áreas.

Figura 2.1: Interdependencia de los NTC entre áreas diferentes

El NTC por si sólo no puede proporcionar la base para un método coordinado de

asignación de capacidades fronterizas entre varias zonas de un sistema mallado. Ya que esta asignación debería ser efectuada en los términos de flujo de carga y no directamente usando los valores bilaterales de NTC.

Es por ello que entonces entran en consideración los flujos físicos del sistema dentro de

los cuales se definen: 19 [Transport_7, 97]


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BCE

∆Emax+

TTC

NTC

TR

M

NTF

∆Fmax

TTF

Valores Programados Flujos Físicos

TTF (Total Transfer Flow): es el flujo físico de la red a través de la frontera asociada con el programa de intercambio de la magnitud TTC. Debe ser entendido como el flujo fronterizo físico máximo compatible con los niveles de seguridad establecidos en cada área de control. El TTF se divide en dos: NTF y ∆Fmax. TTF= NTF + ∆Fmax

∆Fmax: es el máximo flujo físico entre las líneas de las áreas consideradas producido por la máxima variación de la generación)

NTF (Notified Transfer Flow): es el flujo físico de las líneas entre

las áreas consideradas en el caso base considerando cualquier observación en la generación entre las áreas. Es el resultado de BCE del caso base y los flujos paralelos.

Figura 2.2: Correspondencia entre los Valores programados y los Flujos Físicos

La operación del sistema eléctrico de potencia Europeo requiere un conocimiento

suficiente acerca de los programas de generación y carga en cada área de control así como también entre estas. Sin esta información, los TSO’s no son capaces de informar de forma precisa a los participantes del mercado acerca de las probables restricciones, así como de las restricciones previstas y de las acciones propicias a aplicar.

La publicación de los NTC’s, los cuales relacionan la capacidad de intercambio entre dos áreas, es la información mínima requerida a ser usada como un indicador que permite a los agentes del mercado para evaluar los riesgos de ver sus operaciones truncadas, y por lo tanto de tomar las medidas adecuadas como: intercambio, contratos de respaldo, garantía contra riesgo, etc.

Formalmente, el NTC representa el mejor límite estimado para la transmisión física de electricidad entre dos áreas de control, donde el conocimiento del NTC para una determinada interfase entre dos TSO constituye un indicador práctico de la posibilidad de intercambio en un momento dado.

Es importancia resaltar que el uso de este concepto en algunas zonas puede confundir a los agentes del mercado por ello aparte de la publicación del NTC también deben publicarse


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límites superiores o inferiores, así como incertidumbres estadísticas de los valores publicados y dependencias entre los mismos.

Unos valores típicos de la capacidad de transferencia pueden observarse en la Tabla 2.2 y 2.3, estando estos asociados a un escenario en concreto temporal y de carga.

Tabla 2.2: Valores Indicativos de la Capacidad de Transferencia Neta (NTC) en Europa Invierno 2003, día laboral, horas pico

Desde Hasta MW Valor Provisto por

Albania Grecia 250 Grecia

Albania + Bulgaria Grecia 600 Grecia

Austria República Checa 400 República Checa

Austria República Checa + Hungría 1100 Austria

Austria Alemania 1500 Alemania

Austria Alemania + Suiza 3000/1400 Suiza/Austria

Austria Hungría 100 Hungría

Austria Italia 220 Austria/Italia

Austria Eslovenia 600-800/800 Austria/Eslovenia

Bélgica Francia 2650 Bélgica

Bélgica Holanda 2950 Bélgica

Bélgica + Alemania Holanda 4600 Holanda

República Checa + Polonia

Alemania 2500/2700 Alemania/Polonia

República Checa + Hungría

Austria 600-800 Austria

República Checa Austria 1170 República Checa

República Checa Alemania 2320 República Checa

República Checa Polonia 800/550 República Checa/Polonia

República Checa Eslovaquia 1740/1100 República Checa/Eslovaquia

Dinamarca(Oeste) Alemania 1200 Dinamarca/Alemania

Dinamarca(Oeste) Suecia 550 Dinamarca/Suecia

Dinamarca(Oeste) Noruega 610 Dinamarca/Noruega

Dinamarca(Este) Alemania 1700 Dinamarca/Alemania

Dinamarca(Este) Suecia 950 Dinamarca/Suecia

Fuente: UCTE


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Tabla 2.3: Valores Indicativos de la Capacidad de Transferencia Neta (NTC) en Europa Verano 2003,

día laboral, horas pico

Desde Hasta MW Valor Provisto por

Albania Grecia 200 Grecia

Australia Alemania 1150 Alemania

Australia Italia 200 Italia

Australia Centrel 1100 Austria

Australia Italia + Eslovenia 650 Austria

Australia Alemania + Suiza 2900 Suiza/Austria

Australia Hungría 700 Hungría/Austria

Bélgica Francia 1500 Bélgica

Bélgica Holanda 2200 Bélgica

Bélgica + Alemania Holanda 3200 Holanda

Bulgaria Grecia 600 Grecia

Francia Gran Bretaña 2000 Francia/Gran Bretaña

Francia Bélgica 1450 Bélgica

Francia Bélgica + Alemania 2300 Francia

Francia Suiza + Italia 4100 Francia

Francia España 900 Francia/España

Francia Alemania 2350 Alemania

Francia Italia 1800 Italia

Dinamarca(Oeste) Alemania 1150 Dinamarca/Alemania

Dinamarca(Oeste) Suecia 610 Dinamarca/Suecia

Dinamarca(Oeste) Noruega 950 Dinamarca/Noruega

Dinamarca(Este) Alemania 550 Dinamarca/Alemania

Dinamarca(Este) Suecia 1700 Dinamarca/Suecia

Finlandia Suecia 1300 Finlandia

Finlandia Noruega 100 Finlandia

Fuente: UCTE

Cuando el NTC es usado como un límite superior de la capacidad de transmisión

disponible, ninguna capacidad podrá ser asignada por los TSO una vez alcanzado el límite. Es por ello que debe implantarse un mecanismo que defina prioridades (reglas de prioridad).

Cuando el transporte es limitado por el valor del NTC, una de las ventajas es que no se

puede incurrir en ningún otro costo, y por lo tanto no existe ninguna asignación o costo de mecanismo de asignación. Los valores de NTC son publicados, los clientes del sistema de transmisión dan sus demandas a los TSO, y las transacciones que podrían causar sobrecargas son rechazadas de acuerdo a unas reglas de prioridad predeterminadas.


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El principal inconveniente que posee la asignación basadas en los valores de NTC publicados en que no suministra ningún incentivo económico. De igual forma no provee de incentivos a los TSO, generadores, distribuidos, comercializadores y consumidores finales y por lo tanto no promueve al intercambio eficiente.

La posibilidad de suministrar contratos por NTC’s el día antes es cada vez menos valorada debido a las inherentes imprecisiones de estos valores, ya que las redes son dinámicas y ningún valor de NTC puede ser garantizado por año, mes, o día. Los NTC están sujetos a cambios, los participantes del mercado tendrán que incluir el riesgo de la asignación debido a la insuficiente capacidad en sus contratos. Esto pone en cuestión la firmeza o solidez del acceso a la red de transmisión Europea.

2.4.2. Reglas de Prioridad

Las reglas de prioridad están basadas en el principio de la limitación por la capacidad de transferencia de la red publicada. Puede que también sean necesarias para los demás métodos cuando la limitación es requerida bajo ciertas condiciones de emergencia. Pueden servir también como el fundamento para la asignación de los costos de congestión en los casos por redespacho o por redespacho coordinado transfronterizo. Las reglas más comunes de prioridad existentes son las siguientes:

2.4.2.2. Método First come, first served

En este método la primera reservación hecha para un período de tiempo tiene la prioridad sobre las siguientes reservaciones. Una vez que la capacidad de la interconexión es alcanzada, las transacciones dejan de ser aceptadas por los operadores. Cada reservación debe ser confirmada al menos en el día d-1 (día antes). Cualquier cambio de la programación debe ser notificada al operador y deben pagarse penalizaciones por los cambios al último minuto (de última hora).

El sistema anima a los participantes a realizar previsiones a largo plazo. Esto, permite

una asignación más segura de la capacidad para los operadores, los cuales conocen de forma más precisa el aumento del volumen de los intercambios.

Un inconveniente es que en algunos casos, el método no dejaría suficiente espacio para

los intercambios de corto plazo lo cual es un requerimiento que asegura el éxito de los mercados dinámicos. Las reservaciones de largo plazo pueden bloquear las capacidades de transmisión por períodos de tiempos prolongados hasta que la actividad de los mercados a corto plazo tengan lugar de nuevo.

Algunas soluciones a este problema pueden ser: el uso de penalizaciones a los usuarios

o agentes que no hagan uso de la capacidad reservada; como es usado en algunos países algo de capacidad es asignada al intercambio en el corto plazo, donde la capacidad puede tratarse bajo el principio de “use it o lose it”.


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Este método esta bien adaptado para los contratos bilaterales. Por el otro lado, falla en cuanto a la provisión de un mecanismo eficiente para las transacciones diarias o en tiempo real en el mercado de energía.

2.4.2.3. Ordenamiento de acuerdo a las ofertas del mercado

Este método puede ser usado sólo para intercambios en un mercado organizado como es el caso de España, Holanda, Scandinavia. Con la finalidad de ofrecer la prioridad a los agentes del mercado más eficientes, la regla es que el ordenamiento de las prioridades se establece de acuerdo con los precios de las ofertas del siguiente modo:

Para las ventas al mercado, la prioridad más alta es para la oferta con menor precio. Para compras desde el mercado, la máxima prioridad es para el mayor precio.

Este método proporciona fuertes incentivos económicos a los agentes eficientes del

mercado. En la ausencia de mecanismos de regulación, esto puede llevar a la especulación, es una especie de mecanismo de subastas implícita.

2.4.2.4. Racionamiento Pro rata

En este caso no es definida ninguna prioridad real. Todas las transacciones son llevadas a cabo pero el operador las limita en caso de congestión de acuerdo con la relación entre: capacidad existente/capacidad demandada.

El procedimiento es transparente para los usuarios, pero los conduce hacia un uso

ineficiente del sistema: puesto que son limitados en base a las cantidades propuestas por los operadores, no se proporciona ningún incentivo para reducir las congestiones a cualquiera de los participantes, o para los operadores.

Bajo la falta de un mecanismo de regulación, igualmente puede conducir a una sobre

valuación de los montos de las transacciones (llevando a la especulación por medio del ofrecimiento de volúmenes inconsistentes en las transacciones). Las transacciones bilaterales son en parte servidas, lo cual puede llevar a la necesidad de un incremento protección contra el riesgo.

2.4.2.5. Contribuciones Relativas a los Flujos Físicos de Potencia

Los operadores calculan la contribución de cada transacción a la congestión, para definir así la prioridad. La contribución relativa a la transacción es la relación entre el flujo, producto de esa transacción en la línea congestionada, y el volumen de la transacción. Esto es algunas veces llamado como el factor de participación. Un método de calculo de la contribución de una transacción a la congestión es el de examinar el flujo físico de la capacidad en una línea, independientemente de los demás. Si la suma de los flujos físicos excede la capacidad de una línea, las transacciones responsables de los flujos se les dan un orden de prioridad de acuerdo a su contribución relativa al flujo total. Las transacciones son limitadas de acuerdo a este orden hasta que la congestión desaparece.


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En casos de redes con flujos unilaterales, este método no sería efectivo debido a que

todas las transacciones tendrían casi la misma contribución a la congestión.

Este método es transparente, debido a que los flujos físicos son calculados para cada transacción independientemente: las razones para un recorte o limitación son claras para cualquier regulador, pero el verdadero entendimiento de una decisión requiere un buen manejo de los conceptos de ingeniería. Se considera simple de implementar mientras el número de transacciones sea razonable. La eficiencia a largo plazo no esta asegurada: las transacciones responsables de la congestión son limitadas de acuerdo con su nivel de responsabilidad, para generadores pequeños que se encuentran muy lejos de la congestión esta situación les favorece. Por lo que no corresponde con un óptimo uso del sistema.

2.4.3. Método de Subastas

Las subastas pueden ser la base de ciertos los mecanismos de solución de congestiones20. En todos los casos, cada uno de los participantes ofrece un precio por el uso de NTC. Las ofertas de los participantes se juntan, donde las más altas son las primeras, hasta que se completa el uso del NTC. Con frecuencia, es calculado un precio referencia del mercado de transmisión y cada participante paga el mismo. Una vez que el NTC es completamente usado el proceso es detenido, o es realizado un redespacho, de acuerdo con el nivel del precio y del proceso puede continuarse con un intercambio adicional.

El método de subastas es eficiente en lo relativo a la competencia: las ofertas reflejan

exactamente el valor real del mercado como el percibido por los participantes, la prioridad más elevada se le es asignada a aquel agente que este dispuesto a pagar el precio más alto.

El sistemas de subastas permite a los operadores gestionar las obligaciones para el

intercambio transfronterizo con sólo conferir el valor del NTC sin incluir ninguna información acerca de los flujos físicos. El método permite integrar los contratos a largo plazo con los intercambios bilaterales y hasta incluso el mercado spot. Es posible adoptar este modelo para un período de tiempo limitado, en una situación donde se encuentren un área con estructura de mercado y que haya adoptado una postura de contratos bilaterales.

Es importante destacar que este mecanismo de subasta aumenta el riesgo en el largo y

medio plazo, ya que no existe garantía que las ofertas de un agente sean aceptadas todos los días, igualmente para que las subastas sean económicamente relevantes es requerido un número mínimo de agentes que deberían estar en posición para ofertar por las capacidades de transmisión.

Como cualquier otro método, las subastas implican también complejidades cuando se

involucran varias congestiones o cuando los flujos circulantes son importantes. Mientras que es sencillo conceptualizar transacciones entre una sola frontera, como caso más general, las subastas pueden solicitarse a lo largo de varios países, esto complica el panorama tanto para los agentes como para los operadores. En tales casos, los consumidores tendrán que 20 [ETSO_4, 01]


39

realizar ofertas por cada transacción bilateral o multilateral. Se han desarrollado métodos que pueden manejar este tipo de situaciones21. Como por ejemplo, las transacciones pudiesen ser gestionadas por medio de la resolución de un algoritmo de flujo óptimo de carga el cual permita o no autorizar transacciones determinadas y que a la vez calcule el precio de referencia del mercado de transmisión. Es verdad que en este caso se requiere de una alta coordinación entre los operadores involucrados22.

Las subastas no necesariamente intentar recuperar ningún costo de mantenimiento u operación de las líneas de interconexión si estos costos son cubiertos por la tarifa de transporte. La razón sobre si la destinación de los ingresos provenientes de las subastas constituya una señal eficiente para el desarrollo de las redes de interconexión es su alta dependencia con la regulación y probablemente de los acuerdos entre los operadores vecinos.

A pesar de que las subastas por sí mismas no proporcionan los incentivos apropiados

para que los operadores incrementen las capacidades de transferencia o inviertan en nuevos equipos de transporte, es posible diseñar un esquema de incentivos apropiado, especialmente si la capacidad a subastar es minuciosamente tomada en consideración en los casos para el redespacho.

2.4.4. Método de Market Splitting

Este método consiste dividir un intercambio de energía en áreas geográficas de ofertas con capacidades limitadas de intercambio; un precio del mercado es fijado de acuerdo con las cantidades de demanda y generación ofrecidas en toda el área del mercado. Entonces los operadores calculan un flujo de cargas e identifican las líneas que superan sus restricciones. Debe resaltarse en este punto que estos mismos datos son las necesarios para la determinación del NTC. Las áreas geográficas compuestas por una o más áreas de ofertas son definidas en cada uno de los lados de los cuellos de botella, generados por el congestionamiento de la línea. En cada área geográfica, un nuevo precio de mercado es definido, ya que los flujos a través de las áreas son limitados a la capacidad de las líneas de interconexión. Es por ello que cada área posee su propio precio de mercado; las áreas aguas abajo de las congestiones tendrán un precio y las áreas aguas arriba de la congestión tendrán un precio más bajo. Cuando ocurre el efecto de precio demanda (donde la demanda disminuye a medida que el precio es más alto) la congestión es resuelta a través de los mecanismos de mercado: la demanda disminuye con las áreas de altos precios, y aumenta en las de bajo precio. En cuanto al efecto en el lado de la generación es completamente al revés de lo anterior dicho.

En resumidas cuentas podemos decir que el ‘market splitting’ consiste en dividir el

sistema en dos áreas, y realizar una casación por separado para cada una de éstas, ajustándolas para que el flujo por la línea sea igual a su capacidad máxima, lo que da lugar a precios de mercado diferentes en cada zona. El market splitting sólo actúa cuando existe

21 [congest_2, 03] 22 [congest_6, 02]


40

una saturación real, a diferencia de las subastas explícitas, y además nunca existe un pago adicional por usar las interconexiones.

Este método de solución de congestiones es usado en el mercado Nórdico23, formado

por Noruega, Suecia, Finlandia y Alemania Occidental: un precio de mercado es fijado para todo el mercado completo y existen diferentes precios de acuerdo con las actuales congestiones. Los consumidores aguas abajo de la congestión pagarán precios más altos, y generadores aguas arriba de la congestión pagaran los precios más bajos. El cargo de la congestión es la diferencia entre el precio del área aguas abajo y el precio del área aguas arriba; esto es ingresado por el operador del sistema y es usado para bajar la tarifa de generación y carga en cada sistema.

El sistema propone que parte de la solución de la congestión es asignada (se deja en manos) a las fuerzas del mercado, basándose en las curvas de oferta-demanda y compra-demanda. El intercambio se confirma si el precio en su correspondiente área de precios asegura beneficio a los agentes del mercado. El concepto de ‘market splitting’ promueve el intercambio siempre y cuando los agentes reciban anteriormente la información acerca de la probabilidad de las congestiones entre áreas determinadas.

Una ventaja que presenta este mecanismo esta en los términos de largo plazo, ya que

los consumidores reaccionaran ante los altos precios y buscaran otras formas de energía que sustituya a la eléctrica. Los nuevos generadores puede que también quieran conectarse a estas zonas debido a la escasez y los altos precios, además introducirán mayor competencia y causaran una disminución de los precios.

Otra de las ventajas del ‘market splitting’ es que todos los participantes están sujetos a

las señales de precios, particularmente los generadores los cuales basan su producción en los precios: donde todos los generadores con costos marginales más bajos que el precio del mercado producirán, mientras que los otros no.

El problema principal con el ‘market splitting’ es su viabilidad de implantación a gran

escala. El sistema funcionará mejor si existe una organización y estructura de mercado común en ambos lados de las fronteras. Método de resolución de congestiones que requiere la existencia de mercados eléctricos organizados a ambos lados de la línea congestionada, o cuando la congestión aparece dentro de un mercado único (caso de Nord PooL).

2.4.5. Método de Redespacho

En la primera parte de esta sección, el NTC se definió como la capacidad total de transferencia menos el margen de seguridad de transmisión. Cuando las transacciones exceden el NTC, métodos basados en transacciones requieren una reducción de las transacciones, y las restricciones físicas entonces se convierten en el límite del intercambio. En esta situación, un redespacho en la generación en el área de control del operador del sistema puede ayudar a solucionar la congestión presentada. Para redespachar, los 23 [congest_14, 04]


41

Precio del último generador que soluciona la congestión

NTC LRP (Límite posible Redespacho)

Costo Redespacho

Intercambio a través de la congestión

operadores requieren tener la información de precios para variar la generación por encima o por debajo.

El redespacho usualmente genera un coste adicional para los operadores, el cual puede

ser asignado a las partes responsables en la búsqueda de la eficiencia económica. Otra posible solución en cuanto a la repartición de los costos adicionales, es la de compartirlos igualmente entre los agentes. Sin embargo, esto pude incrementar los problemas de congestiones debido a la pérdida de la señal del precio.

Este método se basa en los flujos físicos de energía, el manejo de congestiones por

medio del redespacho interno puede proporcionar un aumento en el intercambio a diferencia de limitar solamente la capacidad de transmisión al NTC. El redespacho permite incrementar el intercambio a través de la re-optimización a pesar de los límites físicos, hasta el punto que no haya posibilidad de dejar generación por despachar.

Figura 2.3: Curva Típica de los costes de redespacho

En el sistema Nórdico los costos del redespacho (o ‘counter trading’) son en primera

estancia pagados por los operadores. Sin embargo, los costos son reconocidos a través de la tarifa. En otras palabras todos los consumidores pagan una parte del redespacho.

Los costos del redespacho pueden ser directamente asignados a los agentes del mercado apropiados con el fin de preservar los incentivos económicos. Esto significa que, un mecanismo de prioridad permite clasificar las transacciones. Por supuesto que los agentes del mercado deben de conocer todos los costos del redespacho, y deben de tener la opción de cambiar sus planes si estos los consideran ocasionalmente muy altos, o de continuar con sus clientes. Si los costos del redespacho se asignan de esta manera, el método es justo para todos los participantes. Adicionalmente, excepto en casos de áreas de control donde domine una organización de mercado, la ventaja de la publicación anticipada como un costo de congestión es que permite una transparencia en la gestión hacia todos los agentes y a la vez es totalmente compatible con los mecanismos de gestión de garantía y riesgos. Por el otro lado, la preparación de las curvas de costos representa una importante dificultas


42

computacional, a la vez requerimientos de información sobre las posibilidades de generación adicional en las diferentes unidades, incluyendo el precio esperado al cual esa generación adicional esta disponible. El método de redespacho es viable, tiene la ventaja de mantenerse con dentro de las prácticas actuales pero es limitado al uso exclusivo de la generación interna.

2.4.6. Redespacho Coordinado (Coordinated Crossborder Redispatch-CCR)

El principio del CCR24 es una extensión del método de redespacho interno a varios operadores. En caso de una congestión, los operadores coordinan el redespacho, y pueden ejercer órdenes de control sobre generadores ubicados fuera de sus áreas de control. Este método debe compatibilizar el hecho que los generadores llamados al redespacho puede que tengan ofertas en un mercado determinado, o haya firmado un contrato de largo plazo de suministros de reservas con su respectivo operador del sistema.

Los costos del CCR deben ser asignados a los agentes responsables causantes de los

cuellos de botella. Así como en el método de redespacho interno, los consumidores deben tener la opción entre cambiar su comportamiento o pagar el precio del redespacho.

El CCR no es un negocio de mercado para el beneficio del operador. Es un servicio organizado por los operadores para dar mayor liquidez al mercado, siendo un servicio regulado que no genera un beneficio extra a los mismos puesto que se carga los costos correspondientes a la congestión en concordancia con lo que ellos han pagado por el redespacho.

Para la aplicación del redespacho coordinado se requiere una fuerte coordinación entre

los operadores correspondientes, y la preservación de la confiabilidad de la información del precio por parte de los generadores ubicados en las cercanías de las áreas de control. Esto es el mayor desafío de este método pero desaparecería en la manera en que los diversos operadores tengan que trabajar en forma conjunta, tornándose de forma neutra e imparcial.

El CCR tiene muchas ventajas, la más importante sería el hecho de hacer más sencillos

los intercambios de energía, ya que los operadores llevan a cabo esta actividad así como la de asegurar transparencia, neutralidad para mejorar la liquidez del mercado Europeo y permitir un uso del sistema seguro y más óptimo.

Los contratos de largo plazo dan más garantía al operador, sin embargo pueden

volverse no eficientes en la medida que los nuevos generadores vayan entrando en áreas control de importación que puedan ofrecer mayores posibilidades, tal vez más baratas, o si las congestiones pueden empezarse a resolver por la entrada en servicio de nuevas redes provenientes de otros países. La solución exclusivamente de mercado es más transparente ofreciendo a los generadores ubicados aguas abajo de un periódico cuello de botella, un mayor mercado de energía.

24 [ETSO_3, 01]


43

Precio del último generador que

soluciona la congestión

NTC LRP (Límite posible Redespacho)

Costo Redespacho

Intercambio a través de la congestión

CCR (Redespacho Coordinado

Transfronterizo)

El efecto de extender el área para el redespacho de los generadores, comparado con el redespacho internos sería que los límites de la capacidad de intercambio serán alcanzados cuando no haya más recursos de generación influyente disponible para el operador, o si el precio para despejar una congestión haga que algunas transacciones no sean tan atractivas para los agentes del mercado; de cualquier modo esa situación debiera de ser extremadamente rara ya que el costo por liberar la congestión es más barato dado la gran cantidad de generadores disponibles para el operador. El método es razonable para todos los agentes del mercado, puesto que las reglas son las mismas que las implementadas para el manejo de congestiones internas o de cuellos de botella.

Los métodos basados en el CCR aumentan el límite para el intercambio y aseguran

liquidez los mercados, en la medida en que se suministren señales económicas adecuadas a los agentes del mercado.

Figura 2.4: Curva Típica de los costes de redespacho coordinado

El redespacho puede ser comparado con el método de ‘market splitting’ en el grado de

que ambas soluciones tratan de sobreponer las limitaciones físicas al intercambio. Los principios de estos métodos son similares pero ‘market splitting’ requiere que la red europea sea cubierta por áreas de ofertas, mientras que el CCR se basa en la coordinación de operadores. Este método puede también recibir el nombre de ‘counter trading’, y puede ser usado de dos (2) formas diferentes.

Si la línea congestionada se encuentra entre dos zonas bien definidas, es relativamente

sencillo resolver la congestión por medio de un redespacho coordinado, y de acuerdo a la orden de mérito en las ofertas de los precios por generadores. Ahora si las redes son malladas, se requerirá de un aumento compartimiento de información más sofisticada, y en algunos casos se necesitará el desarrollo de procedimientos y sistemas de información.

Al igual que en el caso del redespacho interno, el cálculo de las curvas de costos suponen dificultades añadidas a los operadores, los cuales requerirán del conocimiento de


44

las posibilidades de generación de las diferentes unidades, incluyendo la estimación del precio al cual dicha generación este disponible. Una vez revisados de una forma resumida los diversos métodos para el manejo de las congestiones, podemos establecer comparaciones entre ellos que son representadas en la Tabla 2.4.

Tabla 2.4: Comparación de los Métodos de Gestión de Congestiones

Imparcialidad y

no Discriminación

Eficiencia Económica

Transparencia y no Ambigüedad Factibilidad

Incentivos Operadores

Aumento del NTC

Limitación por NTC

Depende de las reglas de asignación

No Si Si Ninguna

Subastas Si Si Si Necesidad de alta coordinación entre operadores

Potencialmente

Market Splitting Si Si Si

Difícil (necesidad de un mercado spot)

Potencialmente

Redespacho Si Si Si Actualmente en muchos países Potencialmente

Redespacho Coordinado Si Si Si

Necesidad de alta coordinación entre operadores

Potencialmente

Fuente: ETSO

45

3. LAS INTERCONEXIONES

El fomento del comercio intracomunitario de electricidad depende del uso óptimo de las

interconexiones existentes entre Estados miembros, que podrá conseguirse mediante el establecimiento de normas justas y transparentes sobre tarificación transfronteriza, la gestión de la congestiones y por supuesto, al fomento en la construcción de nuevas infraestructuras. Al observar la red europea de transmisión, puede detectarse rápidamente que la misma no está suficientemente desarrollada para un auténtico mercado interior con oportunidades comerciales efectivas. Esta situación no es sorprendente, dado que las líneas de interconexión correspondían anteriormente a los monopolios, cuyos objetivos principales se basaban en la seguridad de su propia red y la calidad del servicio. La situación antes descrita puede verse reflejada en la tabla a continuación, donde pueden observarse el escaso margen que representan los intercambios en cuanto al consumo de electricidad en los diversos países de la unión europea.

Tabla 3.1: Balance de Importación y Exportación de electricidad en la UE

Balance (importación-exportación) Proporción del consumo electricidad

TWh TWh TWh % % % País

1999 2000 2001 1999 2000 2001

Bélgica B 0,7 4,3 9 0,9 5,2 10,7

Alemania D 0,8 3,1 0,1 0,2 0,6 0

España E 5,7 4,4 3,5 3,1 2,3 1,7

Francia F -63,7 -69,9 -68,9 -14,8 -16,4 -15,8

Grecia GR 0,2 -0,01 2,5 0,5 -0,03 5,4

Italia I 42 44,3 48,4 14,7 14,9 15,8

Eslovenia SLO -1,3 -1,4 -1,7 -12,4 -13,1 -14,7

Croacia HR 2,3 4 3,2 16,9 29 22,1

Luxemburgo L 5,6 5,7 5,4 98,2 98,3 91,5

Holanda NL 18,6 18,9 17,3 26,3 18,1 16,2

Austria A -2 -1,3 0,2 -4,2 -2,6 0,4

Portugal P -0,9 0,9 0,1 -2,5 2,4 0,3

Suiza CH -10,2 -7 -12 -18,6 -13,5 -21

República Checa CZ -3,3 -10 -9,5 -6 -17,5 -16,2

Hungría H 1,1 3,4 3,2 3,1 9,5 8,7

Polonia PL -4,9 -6,4 -6,7 -3,7 -4,7 -5

Eslovaquia SK 0 -2,7 -3,6 0 -10,5 -14

UCTE -7,6 -6,6 -5,3 -0,4 -0,3 -0,2

Fuente: UCTE

Si el objetivo en el entorno europeo es la conformación de un mercado interior de

electricidad es imprescindible poseer una infraestructura adecuada que permita realizar transacciones entre los diversos países. Sin embargo, la construcción de de las

Capítulo III: Interconexiones

46

infraestructuras es una de las principales dificultades a la hora de la implantación de este mercado europeo. Es por ello que una posible solución a este problema pasa por la formación de mercados regionales donde puede existir una competencia real lo cual representa una modalidad más simple de alcanzar a corto plazo. En el caso de Francia es de suma importancia, ya que en pocos años la competencia con EDF provendrá en mayor medida de la acción de operadores extranjeros que de la presencia de productores instalados en territorio nacional.

Figura 3.1: Capacidad Interconexión/Consumo en la UE

0

5

10

15

20

25

30

B D E F GR I SLO HR L NL A P CH CZ H PL SK UCTE

Países

Inte

rcon

exio

nes_

Porc

enta

je d

el c

onsu

mo

de

Ele

ctri

cida

d [%

]

1999 2000

2001

>90%

En cuanto al panorama del mercado, actualmente existe una segmentación geográfica,

constituido por un lado una placa continental, que consiste de Alemania, Suiza, los Países Bajos, Austria y Francia, que forman una zona donde los intercambios son relativamente fluidos, y por otro constituido por penínsulas eléctricas como lo son: Inglaterra, España, Italia y los Países Nórdicos (Suecia, Finlandia, Noruega, Dinamarca) que poseen reducidas interconexiones con la placa continental. La anterior situación se ve reflejada principalmente en el hecho que la Península Ibérica siga estando muy aislada; por la capacidad insuficiente de interconexión con Francia y, por ende, con el sistema interconectado europeo. De igual forma las capacidades de interconexión disponibles hacia Italia (desde Francia, Suiza y Austria) son igualmente insuficientes. Y en cuanto al Reino Unido sólo dispone de una interconexión limitada con Francia. De igual forma, son frecuentes los problemas de congestión en otros puntos de la red europea, por ejemplo en el Benelux o en Europa Central y entre Escandinavia y el continente. En casos como en la frontera franco-española, la única solución para desarrollar los intercambios pasa por la construcción de nuevas líneas o el aumento de la capacidad física de las líneas, en caso de no ser factible la primera opción por razones técnicas.


47

Tabla 3.2: Intercambios de Electricidad (en GWh) entre países de la UE (2003)

Países Ene. Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

B 633 682 670 613 627 951 891 854 754 500 543 535

D 4761 3986 5072 4883 3725 3579 3277 4130 4178 5195 5117 5920

E 723 549 531 645 822 590 704 675 688 664 579 659

F 6524 6138 7201 5873 6295 5860 5504 4867 5131 4486 6536 6623

GR 42 30 112 167 293 151 90 238 291 177 233 239

I 37 34 46 35 34 49 67 97 31 28 31 30

SLO 736 603 646 651 468 604 553 264 411 646 499 542

HR 604 480 480 403 343 370 350 286 352 421 407 460

L 247 257 140 221 278 260 150 111 258 297 313 261

NL 497 350 314 289 255 230 307 170 230 439 305 427

A 1287 983 1058 1050 1129 1155 1000 824 960 1354 854 941

P 362 297 279 250 317 308 274 151 203 171 214 281

CH 2672 2494 2684 2712 2717 2767 3207 2428 2508 2475 2090 2147

CZ 1996 1721 2029 2123 2138 2010 2513 2102 2313 2404 2454 2495

H 823 702 667 633 562 506 488 495 479 539 545 702

PL 1448 1292 1234 1278 885 828 1097 1122 1231 1557 1513 1659

SK 881 913 856 889 889 853 929 941 842 789 1038 1059

Fuente: UCTE

En la gráfica a continuación esta representado el volumen de intercambios para cada uno de los países, donde destacan los casos de Italia y Francia, el primero como un país con un altamente importador de energía y el segundo como un agente de exportador.

Figura 3.2: Balance de Intercambios por países en la UE

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

B D E F GR I SLO HR L NL A P CH CZ H PL SK UCTE

Países

Bal

ance

de

los

inte

rcam

bio

físi

cos

(Im

port

acio

nes-

Exp

orta

cion

es) [

TW

h]

Importaciones netas 1999Importaciones netas 2000Importaciones netas 2001

>-60%

Es importante destacar que la construcción de nuevas infraestructuras no es sólo un

problema financiero, esto se debe a que las empresas están dispuestas a invertir para satisfacer la demanda del mercado. El problema suele ser de índole política, donde los planes para la construcción de nuevas capacidades de interconexión se encuentran con limitaciones en cuanto a la necesidad de hallar un equilibrio entre el interés público y la apatía de las autoridades locales ante nuevas infraestructuras. En algunos casos, la


48

construcción de nuevas líneas suscita oposiciones locales en puntos estratégicos, por ejemplo, en torno a los Pirineos o los Alpes.

Una vez observado el panorama europeo en lo referente a los intercambios de

electricidad, se aprecia que la integración de España hacia el mercado europeo de electricidad depende de la interacción con el sistema francés. Es por ello que a continuación se pretende enfatizar un poco más en esta relación, de forma que describiremos brevemente cada uno de los sistemas por separado.

3.1. Sistema Eléctrico Español

En España con la entrada en vigencia de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico se ha introducido una profunda reforma en el funcionamiento del sistema eléctrico español, donde se declara la libre contratación por parte de los agentes y se establece como base económica del mismo el mercado organizado de electricidad, separándose la gestión económica y técnica, las cuales son asignadas al operador del mercado y al operador del sistema, respectivamente. El Real Decreto 2019/97 organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

La Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad S.A. (OMEL) es el organismo encargado de realizar las funciones correspondientes al operador del mercado, es responsable de la gestión económica, y de forma que se le delega la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica. Por otro lado, Red Eléctrica de España (REE) es el organismo encargado de la operación del sistema, este responsable de la gestión técnica del sistema, y tiene por objeto garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte.

En cuanto al mercado de producción de electricidad se configura como un conjunto de transacciones económicas derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones del mercado diario. Los agentes del mercado son las empresas capacitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores. Los agentes existentes son los productores, distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países. Los productores, agentes externos y consumidores cualificados pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales físicos, que deberán ser declarados al operador del mercado.

En lo referente a los intercambios internacionales de electricidad, estos vienen regulados por la Orden de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. Los productores, distribuidores, consumidores y comercializadores de países comunitarios y de países terceros podrán participar en el mercado de producción de electricidad como agentes externos.

Los agentes externos, para ejercer la actividad, deben contar con la autorización administrativa previa de la Dirección general de la Energía. Pueden participar en el mercado organizado, suscribir contratos bilaterales con productores o consumidores cualificados


49

nacionales o con otros agentes externos. Las operaciones a llevar a cabo por los agentes externos pueden ser de compra, de venta o ambas. Dependiendo del tipo de operaciones para las cuales el agente externo esté habilitado, éste deberá presentar ofertas de adquisición o de venta, o ambas, para cada uno de los períodos de programación. Las adquisiciones de energía eléctrica que realicen los agentes externos en el mercado de producción organizado de electricidad deberán abonarse en los términos establecidos para los adquirientes nacionales.

En caso de adquisiciones de energía eléctrica, el agente externo tiene que abonar los peajes que se determinen para los intercambios internacionales, por el uso de redes de transporte y distribución que permitan la colocación de la energía eléctrica adquirida en los puntos de interconexión con sistemas eléctricos exteriores, siéndole aplicable el mismo tratamiento que a los agentes internos en lo que se refiere a las pérdidas y desvíos que puedan producirse en el tránsito de electricidad.

De este modo las ventas de energía eléctrica por parte de agentes externos en el mercado de producción organizado, se les permite a estos recibir la retribución que se derive para cada período de programación en iguales condiciones que los agentes nacionales, con la diferencia que en estas ventas los agentes externos no se les paga el concepto de garantía de potencia. Sin embargo, están sujetos a la aplicación del mismo tratamiento en lo que se refiere a las pérdidas y desvíos que puedan producirse en el tránsito de electricidad.

En cuanto a los contratos bilaterales físicos, que tenga por objeto la venta de energía eléctrica por un sujeto del sistema eléctrico español para su consumo en otro país, sólo podrá ser autorizado si su ejecución no implica un riesgo cierto para el suministro nacional. Un contrato bilateral físico que tenga por objeto la adquisición de energía eléctrica por un consumidor cualificado nacional, sólo podrá ser autorizado si el vendedor tiene la condición de agente externo y si en el país de origen o residencia del agente externo se da un tratamiento equivalente a los consumidores de iguales características.

En cuanto a los valores anuales de los diferentes intercambios que posee España a lo

largo de estos últimos años es importante resaltar que existe un aumento progresivo del uso de las interconexiones que se ve reflejado en cuanto al nivel de energía que ha circulado por las mismas, viendo esto resumido en la siguiente tabla.

Tabla 3.3: Saldos de los intercambios internacionales de energía eléctrica (GWh)

Francia Portugal Andorra Marruecos Total

1998 4.520 -273 -139 -706 3.402

1999 6.885 857 -212 -1.811 5.719

2000 7.907 -931 -272 -2.263 4.441

2001 5.552 -265 -248 -1.780 3.458

2002 8.805 -1.869 -292 -1.284 5.360

2003 5.569 -2.682 -258 -1.487 1.142


50

Figura 3.3: Intercambios Internaciones Físicos de España

Falagueira

Pocinho

Pocinho

Bemposta

Cartelle

0

20

210

422 17

1.08

1

292

E d iArgia

Escaldes (Andorra)PragnéresArgia

Lac D'ooIrún 132 kV

Arkale 220 kV

Biescas 220 kVHernani 400 kV

Benós 110 kV

Vic 400 kVAdrall 110 kV

233.

5270

6.40

0Conchas 132 kV

Lindoso

Cedillo 400 kV

Elvas Santa Marina

Aldeadávila 220 kV

Saucelle 220 kV

Aldeadávila 220 kV

93

63

77

370

11

482

602

139

Pinar

1.29 7

Encinasola2

5.350

04.

032

15

0

0

0

0

0

13

Errondenia

Fuente: REE

3.2. Sistema Eléctrico Francés

En Francia la empresa Electricité de France (EDF) produce alrededor del 95% del total del consumo de electricidad y distribuye alrededor del 92% del consumo. Donde el Ministerio de Economía, Finanzas y de Industria desempeña un papel importante en la organización y el funcionamiento del sistema eléctrico francés. Define los programas de inversiones a largo plazo y establece la reglamentación general del sector.

A partir de febrero de año1999, los consumidores de electricidad en Francia están facultados para elegir quien los abastecerá de electricidad, y negociar precios. A estos consumidores se les llama clientes libres. Todos los demás consumidores en Francia, o sea clientes regulados se continúan abasteciendo de EDF o su compañía de distribución local, pero algunos podrán ser clientes libres cuando los límites de clientes libres cambien, límites que son determinados por el gobierno o parlamento. Estos nuevos derechos para clientes libres se derivan de los cambios en el mercado europeo de electricidad, que se está abriendo a la competencia como resultado de la Directiva Europea 92/96/CE de diciembre de 1996. Esto fue incorporado en la ley francesa bajo la ley 2000-108 de febrero de 2000.

En cuanto a estos clientes libres, ellos podrán contratar su energía con cualquier generador actualmente operando en Francia, o uno nuevo que sea autorizado por ley, o un suministrador europeo de su elección. La ley estipula y garantiza la no-discriminación, acceso equitativo a las redes para todos los usuarios, considerando que la transmisión de electricidad todavía es un monopolio regulado.


51

Francia-UK

UK-Francia

Fran

cia-B

élgica

Bélgica

-Fra

ncia

Alemania-FranciaFrancia-Alemania

Francia-Suiza

Francia-ItaliaFrancia-España

Suiza-Francia

Italia-Francia

Espa

ña-F

ranc

ia

Francia-UK

UK-Francia

Fran

cia-B

élgica

Bélgica

-Fra

ncia

Alemania-FranciaFrancia-Alemania

Francia-Suiza

Francia-ItaliaFrancia-España

Suiza-Francia

Italia-Francia

Espa

ña-F

ranc

ia

RTE (Red de Transporte de Electricidad) es ahora el encargado legal de la red de transporte, bajo los términos de esta ley. RTE es el responsable de la operación segura del sistema eléctrico, y como las redes nacionales europeas están interconectadas, esta responsabilidad es ejercida en relación con las contrapartes europeas. La ley también incorpora a un regulador independiente (CRE) para reforzar el cumplimiento de las nuevas regulaciones de acceso y utilización de la red.

El desarrollo de la competencia dependerá fuertemente de los productores europeos en el mercado de electricidad, posiblemente acoplado con otros servicios y/o en el contexto de ofertas globales. El desafío inmediato y de alta prioridad de la regulación del mercado eléctrico es el establecimiento de los mecanismos esenciales para la operación de un mercado abierto, ya sea, independencia de GRT, acceso garantizado a la red, mercado de ajustes, principios contractuales, prevenir subsidios cruzados, entre otros aspectos.

Figura 3.4: Capacidades de Interconexión de Francia

Fuente: RTE

3.3. Intercambios entre España y Francia

Una vez visto cada sistema por separado, se pasará a comparar los intercambios de energía tanto de importación como de exportación del sistema español y francés junto con los del sistema europeo de donde puede destacarse a España como un país importador de energía, mientras que el sistema francés es exportador.

Desde Hasta Verano Invierno

Bélgica Francia 1500 2650 Francia Bélgica 1450 Francia Gran Bretaña 2000 2000 Gran Bretaña

Francia 2000 2000

Francia Bélgica + Alemania

2300 3700

Bélgica + Alemania

Francia 3250 3500

Francia Alemania 2350

Francia Suiza + Italia 4100 4950 Francia Italia 1800 Francia España 900 1100

España Francia 700 1000


52

Tabla 3.4: Intercambios físicos de energía eléctrica (GWh) de España y Francia

Intercambios Físicos [GWh]

España Francia UCTE

Import. Export. Neto Import. Export. Neto Import. Export. Neto

Jan. 1.051 519 532 590 5.834 -5244,3 25.104 23821,1 1283,22

Feb. 1.166 517 649 363 5.891 -5527,4 22.439 21982,5 456,607

March 1.292 570 722 168 7.129 -6960,9 22.502 22631,5 -129,81

April 1.265 560 705 163 7.190 -7026,7 21.164 21303,1 -139,31

May 881 622 259 97 7.338 -7241,1 20.504 21375,8 -872,13

June 717 530 187 120 6.297 -6176,7 19.496 19772,7 -276,99

July 1.060 484 576 573 6.168 -5595,0 22.233 21514,5 718,735

Aug. 923 687 236 231 5.888 -5657,0 19.639 19720 -80,507

Sept. 963 535 428 279 6.551 -6271,7 21.829 21243,3 585,617

Oct. 970 672 298 157 6.316 -6159,7 22.065 22411,2 -345,95

Nov. 1.177 686 491 58 7.545 -7487,5 21.633 22668,6 -1035,9

Dec. 1.042 796 246 210 7.765 -7555,0 23.108 24351,8 -1244,1

Fuente: REE y RTE

Figura 3.5: Intercambio mensual de energía de España

-1.000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

Ene

.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago Sep

Oct

Nov Dic

Meses

Ene

rgía

[GW

h]

Neto (Import-Export) Importaciones Exportaciones

Fuente: REE

En el caso de España la máxima importación de energía tuvo lugar en el mes de marzo

con una cantidad que ronda los 1300 GWh, a diferencia de la exportación que fue máxima para el mes diciembre por una cantidad mucho menor que esta en el orden de los 800 GWh.


53

Figura 3.6: Intercambio mensual de energía de Francia

-8.000

-7.000

-6.000

-5.000

-4.000

-3.000

-2.000

-1.000

0

1.000

Ene

.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago Sep

Oct

Nov Dic

Meses

Ene

rgía

[GW

h]

Neto (Import-Export) Importaciones Exportaciones

Fuente: UCTE

En el caso de Francia se puede observar a través de la figura anterior que es un país

netamente exportador, presentando su mayor saldo exportador en el mes de diciembre donde exporta una cantidad neta de 7600 GWh. Si lo comparamos con el sistema español podremos observar la gran diferencia existente entre ambos siendo esta una relación alrededor de 10 veces mayor para el sistema francés que el español.

Figura 3.7: Intercambio mensual de energía de la UCTE

-30000

-25000

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Ene

.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago Sep

Oct

Nov Dic

Meses

Ene

rgía

[GW

h]

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

Neto (Import-Export) ImportacionesExportaciones

Fuente: UCTE

En cuanto a la capacidad física de interconexión usada por ambos países en el último año, es posible observar que en el caso del sistema español posee una capacidad promedio


54

a lo largo del año alrededor de los 900 MW, a diferencia del sistema francés que posee 9000 MW. Los diferentes valores a lo largo de los años son representados a continuación.

Figura 3.8: Capacidad de Interconexión de España

0,0

0,3

0,5

0,8

1,0

1,3

1,5

1,8

2,0

2,3

2,5 Ene

.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago Sep

Oct

Nov Dic

Meses

Cap

acid

ad Int

erco

nexi

ón [G

W]

Importaciones Exportaciones Neto (Import-Export)

Tabla 3.5: Capacidad de Interconexión entre España y Francia

Intercambios Físicos [GW]

España Francia

Import. Export. Neto Import. Export. Neto

Ene. 1,6 0,5 1,1 0,8 7,9 -7,1

Feb 1,8 0,9 1,0 1,0 7,0 -6,1

Mar 2,2 0,8 1,3 0,1 10,9 -10,8

Abr 2,0 0,7 1,2 0,3 10,9 -10,6

May 1,7 0,9 0,9 0,3 11,4 -11,1

Jun 1,6 0,8 0,8 0,3 9,2 -8,9

Jul 1,5 0,6 0,9 1,4 8,5 -7,1

Ago 1,3 0,7 0,6 0,5 8,0 -7,5

Sep 1,4 0,8 0,6 1,0 8,8 -7,8

Oct 1,5 0,8 0,8 0,1 8,9 -8,7

Nov 1,7 0,9 0,8 0,1 11,5 -11,4

Dic 1,1 0,9 0,2 0,4 11,8 -11,4

Fuente: UCTE

En cuanto al sistema Francés este presenta los siguientes niveles de capacidad de interconexión para los diferentes meses.


55

Figura 3.9: Capacidad de Interconexión de Francia

0

2

4

6

8

10

12

Ene

.

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago Sep

Oct

Nov Dic

Meses

Cap

acid

ad Int

erco

nexi

ón [G

W]

Importaciones Exportaciones Neto (Import-Export)

Ahora bien, si queremos hacer una visión más concreta entre la interacción del sistema español y el francés, es preciso prestar atención a los intercambios entre ambos países en el tiempo.

Figura 3.10: Capacidad de Interconexión entre España y Francia por día

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

1 12 23 34 45 56 67 78 89 100

111

122

133

144

155

166

177

188

199

210

221

232

243

254

265

276

287

298

309

320

331

342

353

364

Día[d]

Cap

acid

ad[M

W]

Capacidad Diaria Francia-España

Por ello, al observar la capacidad neta utilizada durante el último año es posible darse cuenta que posee una variación notable durante los primeros meses del año, donde luego se hace más estable entre los meses de abril, mayo y junio que coincide con los períodos donde España importa más energía y Francia exporta más cantidad. Ahora bien, la capacidad máxima de interconexión que fue usada en ese año, se mantuvo casi constante siendo aproximadamente 1400 MW, sin embargo la media del intercambio entre sistemas


56

esta en el entorno de los 700 MW, siendo este la mitad de la capacidad máxima que normalmente esta disponible lo que refleja un bajo uso de la interconexión.

Figura 3.11: Volumen de energía por hora entre España y Francia

-800

-550

-300

-50

200

450

700

950

1200

1450

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas[h]

Cap

acid

ad[M

W]

Capacidad Max. Capacidad Mín. Capacidad Promedio

De forma representativa podemos mostrar los precios de la energía en el sistema español que nos da una idea de la evolución del mercado en estos últimos años, a forma de curiosidad se puede observar como el mismo presentó unos precios menores durante gran parte de los primeros meses del año 2003 con respecto al 2002, para luego emparejarse al final del año en valores muy parecidos. Esto puede ser causa del efecto de la coexistencia de los mecanismos de mercados con el de los costes a la transición a la competencia que pueden estar condicionando el comportamiento de los agentes.

Figura 3.12: Precios medios por día de España

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

0 50 100 150 200 250 300 350

Día[d]

Prec

ios[

€/M

Wh]

España 2002 España 2003

Fuente: OMEL


57

De la misma forma, la representación de los precios del mercado francés para los últimos años nos refleja que los precios del año 2003 se sitúan un poco más por encima que el del año 2002.

Figura 3.13: Precios medios por día de Francia

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 50 100 150 200 250 300 350Día[d]

Prec

ios[

€/M

Wh]

AÑO 2002 AÑO 2003

Fuente: POWERNEXT

El precio del sistema francés presenta una volatilidad mucho mayor que el sistema

español, esto puede darse puesto que este mercado manera unos valores mucho menores de energía de los del sistema español.

En cuanto al precio horario vemos como presenta valores elevados alrededor de las 12 horas, que coincide con niveles de precios altos en el sistema español. Sin embargo, los precios más altos del sistema español se colocan durante las 20-21 horas, cosa que no ocurre en el sistema cuyos precios son relativamente más bajos. Este justifica el gran intercambio de energía que ocurre entorno a esta hora, donde la interconexión tiene un saldo netamente importador por parte de España.

Al comparar ambos precios de los sistemas podemos observar una diferencia bastante notable de los precios entre ambos sistemas siendo el precio de España superior en casi la totalidad de las horas del día.

58

Excedente Consumidores

Precio

Producción

Excedente Productores

Precio

P (g1)

P(g2) P(g3)

∑Pr oducciones

3.4. Casos Teóricos

Antes de pasar al procesamiento de los datos reales de los sistemas español y francés, es recomendable la revisión de unos casos teóricos que nos permitan visualizar de cierta forma los resultados que se esperan obtener. Estos casos teóricos se presentan de forma sencilla porque lo que se busca es mostrar la metodología que se usará en el procesamiento de los datos de mercados reales.

La economía a través de los mercados busca distribuir de forma eficiente los recursos

escasos por medio de la interacción entre productores y compradores, cada uno de ellos puede ser representado mediante una curva que nos indica el comportamiento de unos y otros en función de las cantidades a comprar o a producir según sea el caso. De forma que el equilibrio del mercado se alcanza mediante un precio en el cual la cantidad ofrecida es igual a la cantidad demandada, siendo este el punto de corte entre ambas curvas. Lo anterior es equivalente a decir que el punto de equilibrio de un mercado es aquel donde el precio obtenido es igual a la utilidad marginal de los consumidores y al beneficio marginal de los productores. Así el excedente o beneficio que obtiene un agente puede calcularse como la suma de las diferencias entre la utilidad marginal de este y el precio del mercado, siendo representadas en la figura a continuación.

Figura 3.14: Excedentes de: Consumidores y Productores

La figura anterior indica que todo pasa por la determinación de los comportamientos de

los agentes en el mercado, puesto que una vez obtenido este se puede calcular los beneficios para cada nivel de la demanda.

En los casos teóricos partiremos de dos mercados “A” y “B”, los cuales tienen la posibilidad de sostener intercambio entre ellos, el intercambio se efectuará siempre y cuando los precios en un lado sean diferentes en el otro, aprovechando así la compra de bienes (en este caso energía) a mejor precio. En los análisis vamos a suponer que


59

conocemos la función de oferta y demanda en cada uno de los mercados, y la capacidad de intercambio será una variable que se fijará en cada uno de los escenarios estudiados. Dicha capacidad tomará tres valores para cada caso, estos valores irán desde cero hasta la capacidad de intercambio máxima posible (donde el precio en ambos mercados es el mismo) pasando por un valor estándar intermedio de 1MW.

Las ecuaciones que regirán el comportamiento de los agentes será de tipo lineal de la

forma ( )y a x b= + . Donde a es la pendiente y b representa una constante.

3.5. Caso Base

En este primer caso los datos a considerar para cada mercado son los mostrados en la tabla 3.6.

Tabla 3.6: Datos Mercados Caso Base

Sistema A Sistema B

Pendiente Constante Pendiente Constante

Oferta 1 0 1 5

Demanda -1 10 -1 10

Ahora bien, con los datos anteriores se analizaran ambos mercados pero bajo tres

escenarios donde lo único que se modificará será la capacidad de interconexión.

3.5.1. Capacidad de Intercambio Nula El análisis a seguir en los dos mercados es el mismo, donde el punto de equilibrio se

consigue cuando la cantidad de energía demanda a un precio dado es la misma que la ofertada a ese precio se puede observar en las siguientes funciones:

( )1demandap f MW=

( )2ofertap f MW=

El equilibrio estaría en:

demanda oferta mercadop p P= =

Si consideramos que las ecuaciones tienen la forma de:

( ) ( )1 1 1 1demandap f MW a MW b= = +

( ) ( )2 2 1 2ofertap f MW a MW b= = +

2 11 1

1 2

b bMW demandaa a

−= =

−


60

2 11 1

1 2mercado

b bp a ba a

⎛ ⎞−= +⎜ ⎟−⎝ ⎠

. Siendo este precio de mercado el mismo para ambos

(consumidores y productores). Al representar las funciones de oferta y demanda para cada mercado considerando que

los mercados están aislados entre sí (por ende su intercambio es nulo) se obtienen los puntos de equilibrio mostrados en la figura de abajo.

Figura 3.15: Caso Base Capacidad de Intercambio Nula

Obtenidos los puntos de equilibrio anteriores podemos calcular cuales son los beneficios que se han generado en cada uno de los mercados. Los beneficios son el resultado de la suma de los excedentes de los consumidos más los excedentes de los productores. Los excedentes de los consumidores vienen a representar el área comprendida entre la función de la demanda y el precio del mercado, es decir, la integral de la función de la demanda menos el precio hasta el punto de equilibrio. En ecuaciones matemáticas sería:

( )1

10

demanda

consumidores mercado MWExce f MW P .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

De la misma forma el excedente de los productores estaría representado por la siguiente

ecuación:

( )1

20

demanda

productores mercado MWExce P f demanda .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

0

2

4

6

8

10

12

0 3 6 9

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

5

5

0

2

4

6

8

10

12

0 3 6 9

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

5

5

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

7.5

2.5

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

7.5

2.5

Mercado A

Mercado B


61

Al realizar los respectivos cálculos se obtendrían los siguientes resultados:

Tabla 3.7: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Nula

Mercado A B Ambos Países

Demanda [MW] 5 2,50 7,50

Precio [€/MWh] 5 7,5 -

Excedente Productores [€] 12,5 3,125 15,63

Excedente Consumidores [€] 12,50 3,13 15,63

Total Beneficios [€] 25,00 6,25 31,25

3.5.2. Capacidad de Intercambio Limitada En el apartado anterior vimos que los mercados poseen puntos de equilibrio distintos, y

por ende, precios diferentes entre sí. Donde el mercado A posee un precio menor que el mercado B como puede verse en reflejado en la tabla 3.7. Esto conduce a pensar que si el mercado B tuviese la posibilidad de importar energía, lo haría ya que es más barato traer la energía del otro sistema que producirla internamente. Pero para ello sería necesario que existiese un intercambio entre los mismos, de forma que en este caso vamos a suponer que existe una capacidad limitada de intercambio entre ellos y estudiaremos cuales son los efectos que se generan.

En todos los casos esta capacidad limitada de intercambio se establecerá en un 1 MW, y

al hacer esto veremos que las ecuaciones de equilibrio anteriores se modifican ya que por un lado, el país que exporta (mercado A) como posee una energía más barata le vende esa energía al otro de forma que el intercambio le representa como un aumento de la producción en este sistema, se aprecia como si el intercambio fuese un aumento de la demanda. Mientras que el mercado que importa reduce su producción en la cantidad del intercambio. Lo anterior puede verse como un desplazamiento de la curva en la cantidad fijada para el intercambio, de forma que las ecuaciones serían ahora de la forma siguiente: Mercado A:

( )1demanda _ A _ Ap f MW NTC= −

( )2oferta _ A _ Ap f MW= donde NTC (Net Transfer Capacity) es la capacidad de

intercambio.

demanda _ A oferta _ A mercado _ Ap p P= =

Mercado B:

( )3demanda _B _Bp f MW=

( )4oferta _B _Bp f MW NTC= +

demanda _B oferta _B mercado _Bp p P= =


62

Si consideramos que las ecuaciones tienen la forma de:

( )1 1oferta _ A _ Ap a MW b= +

( )2 2demanda _ A _ Ap a MW NTC b= − +

( )3 3oferta _B _Bp a MW NTC b= + +

( )4 4demanda _B _Bp a MW b= +

Al resolver tenemos los siguientes puntos de equilibrio de mercado:

21 2 2

1

2

11

mercado _ A

a .b a .NTC bapa

a

− − +=

−

( )2

2

mercado _ A_ A

P bdemanda

a−

=

34 3 3

4

3

41

mercado _B

a .b a .NTC bapa

a

− − +=

−

( )4

4

mercado _B_B

P bdemanda

a−

=

Figura 3.16: Caso Base Capacidad de Intercambio Limitada

0

2

4

6

8

10

12

0 3 6 9 12

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

0

2

4

6

8

10

12

0 3 6 9 12

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]

Mercado A Mercado B

5.5

5.5

7

3


63

En la figura anterior podemos observar como al establecer intercambio se ha llegado a un punto de equilibrio diferente en donde los precios del mercado B han disminuido mientras que los del mercado A han aumentado.

( )1

1

mercado _ A_ A

P bproduccion

a−

=

( )3

3

mercado _B_B

P bproduccion

a−

=

En cuanto a los excedentes totales para el mercado A se calculan mediante las

ecuaciones antes mencionadas tomando la siguiente forma:

( )20

_ Ademanda

consumidores _ A _ A mercado _ A MWExce f MW P .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

( )10

_ Aproduccion

productores _ A mercado _ A _ A MWExce P f MW .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

Y en el mercado B el excedente se calcula por medio:

( )40

_Bdemanda

consumidores _B _B mercado _B MWExce f MW P .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

( )30

_Bproduccion

productores _B mercado _B _B MWExce P f MW .d⎡ ⎤= −⎣ ⎦∫

Al realizar los cálculos respectivos mediante el uso de las ecuaciones anteriores se

obtienen los resultados de la tabla siguiente.

Tabla 3.8: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Limitada

Sistema A B Ambos Países

Demanda [MW] 4,5 3 7,5

Producción generadores [MW] 5,5 2,00 7,50

Precio [€/MWh] 5,5 7 -

Excedente Productores [€] 15,125 2 17,13



Renta de la congestión [€] 1,5


64

3.5.3. Capacidad de Intercambio Ilimitada El hecho de que exista una capacidad ilimitada en el intercambio entre los mercados

implica que los precios en ambos convergen en uno mismo valor, es decir, que los precios del mercado A son iguales al los del mercado B. De forma tal que conociendo este atributo permitiría determinar cual es la capacidad de intercambio necesaria para unir ambos mercados, con lo cual se podrían representar ambos mercados mediante una sola función que sería la agregación del mercado A y B.

La agregación de la función se logra por medio de una suma por cantidades, es decir,

para un mismo nivel de precios la cantidad total a consumir será la del mercado A más la del mercado B. Al realizar esa suma punto a punto para cada nivel de precios se obtiene la función unificada de los sistemas. Por medio de ecuaciones matemáticas se obtiene despejando los “MW” en función del precio para cada mercado y, luego realizar la suma de

_ AMW más _BMW .

Si tomamos primero en consideración las funciones de la demanda tendríamos:

( )

( )

( )

26

2 2

48

4 4

2 4

2 2 4 4

demanda _ A_ A demanda _ A _ A

demanda _B_B demanda _B _B

demanda _ A demanda _B_ A _B

p bMW f p MWa a

p bMW f p MWa a

p pb bMW MWa a a a

= → = −

= → = −

+ = − + −

Donde:

_ sist

_ A _B _ sist

demanda _B demanda _ A demanda

MW MW MW

p p p

+ =

= =

2 4

2 4 2 4

1 1_ sistsist demanda

b bMW pa a a a⎛ ⎞ ⎛ ⎞

= + − +⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠

( )2 4

2 4

2 4 2 4

1

1 1 1 1_ sistdemanda sist

b ba a

p MW

a a a a

⎛ ⎞+⎜ ⎟⎝ ⎠= +

⎛ ⎞ ⎛ ⎞+ +⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠

Siguiendo un procedimiento similar al anterior, se consigue la función agregada de la

producción:

( )3 1

3 1

1 3 1 3

1

1 1 1 1_ sistoferta sist

b ba a

p MW

a a a a

⎛ ⎞+⎜ ⎟⎝ ⎠= +

⎛ ⎞ ⎛ ⎞+ +⎜ ⎟ ⎜ ⎟⎝ ⎠ ⎝ ⎠


65

Figura 3.17: Caso Base Capacidad de Intercambio Infinita

El resultado de estas dos funciones sigue un procedimiento igual al efectuado en el

apartado anterior de forma que daría un único precio y el cual se utilizaría para calcular las producciones en cada país y por lo tanto los excedentes respectivos.

Al conocer que el sistema A es el que exporta la energía, y previamente determina las

producciones y demandas en cada sistema, el intercambio no es más que la resta de la producción del mercado A menos su demanda, ó la demanda del mercado B menos su producción.

_ sist _ A _ A

_ sist _B _B

NTC produccion demanda

NTC demanda produccion

= −

= −

En este caso el alcance de aplicar las fórmulas anteriores resulta que la capacidad de

interconexión necesaria para unir ambos países es de 2.5 MW. Los productos de los cálculos se encuentran resumidos en la tabla a continuación.

Tabla 3.9: Resultados Caso Base Capacidad Intercambio Infinita

Sistema A B Ambos Países

Producción [MW] 6,25 1,25 7,50

Demanda [MW] 3,75 3,75 7,50

Precio [€/MWh] 6,25 6,25 6,25

Excedente Productores [€] 19,53125 0,78125 20,31



0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]Oferta Mercado AOferta Mercado B

Oferta Mercado A+B

Demanda Mercado A+B

Demanda Mercado A y B

6.25

7.5

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10 12

Demanda[MWh]

Pre

cio[

€/M

Wh

]Oferta Mercado AOferta Mercado B

Oferta Mercado A+B

Demanda Mercado A+B

Demanda Mercado A y B

6.25

7.5


66

3.5.4. Comparación Caso Base Los resultados obtenidos en los apartados anteriores pueden ser contrastados en la

tabla 3.10.

Tabla 3.10: Comparación resultados Caso Base

Intercambio Mercados Precio [€/MWh]


[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

A 5,00 12,50 12,50 25,00

B 7,50 3,13 3,13 6,25

NULO Ambos - 15,63 15,63 31,25

A 5,50 15,13 10,13 25,25

B 7,00 2,00 4,50 6,50

LIMITADO 1MW Ambos - 17,13 14,63 31,75

A 6,25 19,53 7,03 26,56

B 6,25 0,78 7,03 7,81

INFINITO Ambos 6,25 20,31 14,06 34,38

Al comparar los resultados de los escenarios de capacidad de intercambio limitada e

infinita con respecto al de capacidad nula, se obtienen las siguientes cifras.

Tabla 3.11: Incrementos beneficios Caso Base

Intercambio Mercados [€]

Productores [€]

Consumidores [€]

Total [€]

A 2,63 -2,38 0,25

B -1,13 1,38 0,25

LIMITADO 1MW Ambos 1,50 -1,00 0,50

A 7,03 -5,47 1,56

B -2,34 3,91 1,56

INFINITO Ambos 4,69 -1,56 3,13

Como puede verse a medida que la capacidad de intercambio es mayor aumentan los

beneficios de cada país.

Figura 3.18: Comparación resultados Caso Base

0

5

10

15

20

25

30

35

40

A B Ambos

NULO LIMITADO INFINITO

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

A B Ambos

LIMITADO INFINITO

Beneficios [€] Incrementos Beneficios [€]


67

3.6. Caso 2: Variación nivel de precios en la oferta

En este caso lo que se pretende observar cuales son los efectos de la variación del precio inicial en la oferta del mercado B en la distribución de los beneficios en ambos países. Para ello se seguirá una metodología similar a la adoptada en el caso base.

Tabla 3.12: Datos Mercados Caso 2

Sistema A Sistema B


Oferta 1 0 1 6 Demanda -1 10 -1 10

3.6.1. Comparación Caso 2 Al realizar los mismos cálculos que para el caso base se obtienen los resultados que se

muestran en la siguiente tabla.

Tabla 3.13: Comparación resultados Caso 2



[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

A 5,00 12,50 12,50 25,00

B 8,00 2,00 2,00 4,00

NULO

Ambos - 14,50 14,50 29,00

A 5,50 15,13 10,13 25,25

B 7,50 1,13 3,13 4,25 LIMITADO

1MW Ambos - 16,25 13,25 29,50

A 6,50 21,13 6,13 27,25

B 6,50 0,13 6,13 6,25

INFINITO

Ambos 6,50 21,25 12,25 33,50

En este caso la capacidad necesaria para que ambos sistemas tuvieran el mismo precio

de en la energía sería de 3 MW, la cual es mayor a la necesaria en el caso base (2.5MW). Cuando calculamos los incrementos de los beneficios con respecto del caso sin

intercambio se consiguen los resultados de la tabla 3.14

Tabla 3.14: Incrementos beneficios Caso 2

Intercambio Mercados Productores Consumidores Total

A 2,63 -2,38 0,25

B -0,88 1,13 0,25 LIMITADO 1MW

Ambos 1,75 -1,25 0,50

A 8,63 -6,38 2,25

B -1,88 4,13 2,25 INFINITO

Ambos 6,75 -2,25 4,50


68

Figura 3.19: Comparación resultados Caso 2

3.7. Caso 3: Variación elasticidad en la oferta

A continuación se procederá a variar la pendiente de la oferta del mercado B manteniendo la constante del nivel inicial de precios igual a la del caso base.


Sistema A Sistema B


Oferta 1 0 0.4 5

Demanda -1 10 -1 10

3.7.1. Comparación Caso 3 Tomando en cuenta los resultados preliminares y siguiendo una metodología igual a las

vistas en los casos que preceden se obtienen los resultados de la siguiente tabla. A través de ella se puede destacar que la capacidad de interconexión necesaria para que ambos sistemas tengan el mismo precio es de 1.82 MW, siendo esta menor a la de los casos anteriores.




[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

A 5,00 12,50 12,50 25,00

B 6,43 2,55 6,38 8,93

NULO

Ambos - 15,05 18,88 33,93

A 5,50 15,13 10,13 25,25

B 6,14 1,63 7,44 9,07 LIMITADO

1MW Ambos - 16,76 17,56 34,32

A 5,91 17,46 8,37 25,83

B 5,91 1,03 8,37 9,40

INFINITO

Ambos 5,91 18,49 16,74 35,23


0

5

10

15

20

25

30

35

40

A B Ambos


0,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,0

A B Ambos

LIMITADO INFINITO


69

Los incrementos de los beneficios con respecto del caso sin intercambio se consiguen los

resultados de la tabla 3.17

Tabla 3.17: Incrementos beneficios Caso 3

Intercambio Mercados Productores Consumidores Total

A 2,63 -2,38 0,25

B -0,92 1,06 0,14 LIMITADO

1MW Ambos 1,71 -1,31 0,39

A 4,96 -4,13 0,83

B -1,52 1,99 0,47

INFINITO

Ambos 3,44 -2,14 1,30


Partiendo de un análisis partiendo del caso base donde variamos la pendiente del

mercado B dentro de un rango considerable de valores, se observa como se ven afectados los beneficios de los sistemas ante ofertas más inelásticas.

Figura 3.21: Excedentes vs. Pendiente oferta

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8

Pendiente B

Exc

eden

tes

[€]

A Ambos B

0

5

10

15

20

25

30

35

40

A B Ambos


0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

A B Ambos

LIMITADO INFINITO



70

Al analizar los datos obtenidos anteriormente, éstos muestran que a mayor pendiente en las ofertas de los sistemas menores son los beneficios que se obtienen. Indagando un poco más es este aspecto se puede observar como se vería afectada la repartición de los beneficios entre los sistemas a medida que la oferta de uno de los mercados se vuelve más inelástica. Al ser más inelástica la oferta del mercado B sus beneficios se reducen también, independientemente si existe o no intercambio con el mercado, esto queda en evidencia en la siguiente figura donde se puede ver como varían los beneficios del mercado B a medida que la pendiente de la oferta aumenta, tanto para una situación con intercambio nulo o una situación con un intercambio limitado (1 MW). Sin embargo, esto no afecta al mercado A, que percibe los mismos beneficios independiente de las variaciones en la oferta en B (Ver figura 3.21).

Figura 3.22: Variación con y sin intercambio de los excedentes vs. pendiente oferta B

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Pendiente Mercado B

Exce

den

tes

[€]

BB sin intercambio

Lo datos precedentes demuestran dos cosas, la primera es que para ofertas más

inelásticas menores serán los beneficios que perciba dicho mercado y la segunda, es que a menor intercambio menores son beneficios que se obtienen para dicho sistema, por lo cual v el intercambio representa un valor añadido para los sistemas puesto que, su presencia beneficia ambas partes. Será relevante saber a cual de los mercados se beneficia más del intercambio. Se deberá comparar situaciones donde no existe posibilidad de intercambio con otras circunstancias donde exista intercambio entre las partes, es decir, evaluar el incremento en los beneficios que nos representaría que tan provechoso es el intercambio para cada sistema. Aprovechando los resultados antes conseguidos, vemos que ante ofertas más inelásticas se parte de situaciones menos favorables, los precios son más elevados (ver figura 3.23) y por ende los excedentes son menores (figura 3.21).

Al evaluar el efecto del intercambio en los mercados podemos encontrar que a medida

que la oferta del mercado B es mas inelástica el intercambio posee una mayor relevancia para dicho sistema, ya que su situación mejoraría mucho más.


71

La figura 3.24 muestra que la interconexión posee mayor utilidad a medida que el mercado B parte de una situación más desventajosa (más comprometida) de menores beneficios.

Figura 3.23: Variación con y sin intercambio de los precios vs. pendiente oferta B

3

4

5

6

7

8

9

10

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Pendiente Mercado B

Pre

cios

[€/

MW

h]Precio B sin intercambio Precio B con intercambioPrecio A sin intercambio Precio A con intercambio

Por esto, la capacidad de intercambio posee una mayor utilidad en los escenarios con

menor elasticidad. Sin embargo, a menor elasticidad los beneficios totales de los mercados son menores. En el mercado A, el beneficio extra que genera el intercambio es de 0.25 unidades, y permanece constante mientras la capacidad de intercambio sea la misma. Sin embargo, para el mercado B la capacidad de interconexión vale más a medida que la oferta es menos elástica como se muestra en la siguiente figura, ya que representa una mejora mayor de su situación.

Figura 3.24: Utilidad de la interconexión vs. pendiente oferta B

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Pendiente Mercado B

Uti

lidad

Int

erca

mbi

o [€

] A B Ambos


72

3.8. Caso 4: Variación elasticidad en la demanda

A diferencia del apartado anterior, en este caso se pretende observar como varían los excedentes en función de la elasticidad de la demanda en el mercado B.


Sistema A Sistema B


Oferta 1 0 1 5

Demanda -1 10 -0.4 10

3.8.1. Comparación Caso 4 Los resultados de los puntos de equilibrio de los mercados en los diferentes escenarios

de la capacidad de intercambio se encuentran resumidos en la siguiente tabla.




[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

A 5,00 12,50 12,50 25,00

B 8,57 6,38 2,55 8,93

NULO

Ambos - 18,88 15,05 33,93

A 5,50 15,13 10,13 25,25

B 8,29 5,40 3,67 9,07 LIMITADO

1MW Ambos - 20,52 13,80 34,32

A 7,27 26,45 3,72 30,17

B 7,27 2,58 9,30 11,88

INFINITO

Ambos 7,27 29,03 13,02 42,05



05

1015202530354045

A B Ambos


0,01,02,03,04,05,06,07,08,09,0

A B Ambos

LIMITADO INFINITO


73

Figura 3.26: Excedentes vs. Pendiente demanda

0

5

10

15

20

25

30

35

40

-0,1 -0,3 -0,5 -0,7 -0,9 -1 -1,1 -1,3 -1,5 -1,7

Pendiente Demanda B

Exce

dente

s [€

]

A Ambos B

Como puede apreciarse en la figura 3.26, la evolución de los beneficios es parecida a la

de los casos anteriores, en la medida que la demanda se hace más inelástica menores son los beneficios que se obtienen entre los sistemas.

3.9. Caso 5: Variaciones en el mercado A

Para este apartado se pretende variar alguno de los parámetros del mercado A, en este caso la pendiente de su oferta.


Sistema A Sistema B


Oferta 1.2 0 1 5

Demanda -1 10 -1 10

3.9.1. Comparación Caso 5 Los resultados de los puntos de equilibrio de los mercados en los diferentes escenarios

de la capacidad de intercambio se encuentran resumidos en la siguiente tabla.




[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

A 5,45 12,40 10,33 22,73

B 7,50 3,13 3,13 6,25

NULO

Ambos - 15,52 13,46 28,98

A 6,00 15,00 8,00 23,00

B 7,00 2,00 4,50 6,50 LIMITADO

1MW Ambos - 17,00 12,50 29,50

A 6,52 17,72 6,05 23,77

B 6,52 1,16 6,05 7,21

INFINITO

Ambos 6,52 18,88 12,10 30,98


74

Figura 3.27: Comparación Caso 5

Al comparar los diferentes casos expuestos se destaca que:

⌦ Siempre que existe intercambio entre los mercados ambos sistemas se benefician, ya que sus beneficios son mayores a los obtenidos cuando no existe intercambio.

⌦ Cuanto mayor es el intercambio entre los mercados mayores son los beneficios

obtenidos en ambos mercados. ⌦ Al existir intercambio entre mercados los precios en el mercado “A” (mercado precios

bajos) aumentan mientras que en el mercado “B” (mercado de precios elevados) disminuyen.

⌦ Los beneficios entre mercados están vinculados con la elasticidad de los mercados, ya

que ante ofertas más inelásticas se obtienen menores beneficios entre sistemas. Y ante demandas más inelásticas se obtienen menores excedentes en los mercados.

3.10. Beneficios de las Interconexiones

El concepto de redes transeuropeas está ligado a la supresión de fronteras entre los

miembros de la Unión, y al desarrollo de un mercado único para los transportes y la energía.

El título XV del Tratado Constitutivo de la Unión Europea dedica los artículos 154 a 156 a

esta materia, incidiendo su importancia como factor decisivo en el desarrollo económico y en

la cooperación y beneficio común que aportaría a todos los miembros. Este citado aumento

del bienestar debe ser cuantificado para poder valorar realmente la importancia que pueden

llegar a tener los intercambios, es por ello que dentro de un sistema de mercado donde

interactúan los diversos agentes como: los productores y los compradores la economía

permite distribuir de forma eficiente los recursos del mismo, puesto que cada uno de ellos

0

5

10

15

20

25

30

35

A B Ambos


0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

A B Ambos

LIMITADO INFINITO



75

puede mostrar su disposición a comprar o a vender una determinada cantidad de un bien

por un precio determinado. Así el equilibrio de esa interacción se alcanza cuando la cantidad

ofrecida es igual a la cantidad demandada, estableciéndose un precio, por lo que como la

utilidad marginal de los consumidores es igual al beneficio marginal de los productores.

Como consecuencia el buscado beneficio que obtienen los agentes pueden calcularse como

la suma de las diferencias entre la utilidad marginal de este y el precio del mercado.

En el sistema eléctrico europeo existen varios mercados, en donde los precios entre ellos

son diferentes, estos dependen principalmente del tipo del tecnología de generación

existente en sus sistemas, y por la marcada por el diversidad de los recursos energéticos

además del nivel de desarrollo tecnológico. Esta diversidad de precios entre unos y otros

refleja que es más barato comprar la energía en un mercado que en otro, de forma que

existe un incentivo en tratar de establecer intercambios entre los mercados para

aprovecharse de los precios más bajos existentes en otros sitios. Entonces, si es posible

establecer intercambios siempre existirán agentes intensados en hacer uso de esos caminos

de conexión de los mercados. En los sistemas eléctricos esos caminos son llamados

interconexiones y físicamente están representadas las líneas de transmisión de energía.

Los intercambios de energía producen un aumento de los beneficios económicos de los

sistemas involucrados, esto puede ser producto de varias causas como son: un mejor

aprovechamiento de los recursos hidráulicos por la complementariedad de las cuencas, las

diferencias horarias y climáticas; los menores requerimientos de reserva de seguridad que se

traduce en un menor necesidades de inversión en centrales de punta y demás

equipamientos de control; en un uso más eficiente de la capacidad instalada del parque

generador que puede llegar a traducirse en una reducción de pérdidas y de emisiones en el

sistema, entre otras. Todas estas razones indican que si lo que se pretende es cuantificar en

que medida se benefician los sistemas al aumentar su capacidad de intercambio, todo pasa

por la determinación de los comportamientos de los agentes en el mercado, con lo cual se

puede calcular los beneficios que estos obtienen al realizar sus transacciones para cada

nivel de demanda.

Es importante destacar, que en la estimación de los beneficios que proporcionan las

interconexiones entre el sistema español y el sistema europeo habría que considerar todos

los agentes existentes de los diferentes mercados de la unión europea, lo cual llevaría una

gran complejidad en el cálculo. En vista de que el acceso a Europa por parte de España, a

nivel de los sistemas eléctricos, pasa fundamentalmente por las interconexiones que este

posea con el sistema francés, este estudio estimará los beneficios de las interconexiones

entre los sistemas eléctricos de España y Francia

Para determinar los beneficios económicos que se obtienen por la presencia de

interconexiones entre dos áreas, es necesario evaluar en una primera instancia una situación

hipotética en la que se tenga una capacidad de interconexión nula entre ambos sistemas, y


76

luego contrastar este resultado con un escenario en el cual se tengan un valor asignado de

capacidad de intercambio25.

Para ello es justo considerar una expresión que represente como varían los precios en

función de la demanda para los sistemas a considerar. En vías de lograr lo anterior, en

cuanto al caso del sistema francés se procedió a recopilar los valores de de los precios y

volúmenes casados del mercado POWERNEXT para cada hora durante los años 2002 y 2003,

presentándolos de forma creciente y así se obtuvo una curva como la representada en la

figura 3.11.

Figura 3.28: Variación de precios en función de la demanda del sistema francés

0

10

20

30

40

50

60

28207 33532 36082 38582 41082 43582 46082 48732 51257 53757 56257 58782 61282 63782 66307 68832 71582 76157

Demanda[MWh]

Prec

io[€

/MW

h]

Es preciso señalar que el volumen del mercado que se maneja en POWERNEXT no se

corresponde con el total del sistema francés, por ello se asumirá que este precio resultante

del mercado es el marginal del todo el sistema, por lo cual a ese volumen de energía casado

se hará corresponder con el del total del sistema. Para ello se hizo de los datos procedentes

del operador del sistema eléctrico de Francia (RTE) del cual se extrajeron estas cifras.

A estos datos se les aplicó un análisis de regresión para determinar cual curva se

ajustaba en mejor forma a los datos experimentales resultando ser que el ajuste de tipo

polinomio es el que presenta un mayor grado de correlación.

25 [congest_12, 04]


77

Figura 3.29: Determinación de los precios en función de la demanda-Francia

0

10

20

30

40

50

60

25000 35000 45000 55000 65000 75000

Demanda[MWh]

Prec

io[€

/MW

h]

Ajuste Lineal

Ajuste Polinómico

Por el lado de la demanda debido a su carácter inelástico se asumió como si esta fuese totalmente vertical. Sin embargo, los beneficios que obtuviesen los consumidores de los sistemas al considerar una demanda de forma vertical tendrían un valor ilimitado, corresponde al área entre el precio que se establece y la curva de utilidad marginal de los consumidores los cuales serían insensibles a los precios que se generasen. En realidad no tendría mucho sentido porque a pesar de que la demanda es muy inelástica en el caso de un producto como es la energía eléctrica, posee habitualmente una forma decreciente a medida que aumenta la demanda.

Lo anterior representaría que el precio dependería solamente de los productores, los cuales podrían fijar el precio a niveles fuera de todo contexto económico. Sin embargo, los precios excesivos en el precio de la electricidad no son sostenibles en el tiempo tanto por parte de los consumidores como por parte de los organismos estatales o del gobierno, de forma que si son demasiado elevados es previsible la intervención del regulador fijando un tope a los mismos. Es por ello que de una forma simplificada podemos colocar un precio máximo que nos permita realizar el cálculo de los beneficios de los consumidores.

Es preciso destacar que los beneficios que se calculen dependerán de precio tope que se fije, por ello a la hora del análisis de los resultados los valores absolutos que se calculen no tomarán mucha relevancia sino más bien serán usados para poder estimar los incrementos o diferencias entre los diferentes escenarios que se planteasen, es decir, serán usados de una forma relativa y comparativa. Para el caso del sistema español existe el precio tope, y su valor esta fijado en 18.03 c€/kWh. Si consideramos varios valores límites para ambos sistemas (español y francés) los respectivos beneficios por parte de los consumidores. A continuación se presenta el caso del sistema francés.


78

Figura 3.30: Variación beneficios de consumidores en función del “price cup”-Francia

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

10.000.000

25.000 35.000 45.000 55.000 65.000 75.000

Demanda[MWh]

Exc

eden

te[€

]

Precimo Limite 180

Precimo Limite 170

Precimo Limite 160

Precimo Limite 150

En el caso de España, se siguió un procedimiento semejante al del caso francés, con la diferencia que los datos de precios y volúmenes casados son provenientes del Operador del Mercado Eléctrico (OMEL).

Figura 3.31: Variación de precios en función de la demanda del sistema español

1

2

3

4

5

6

7

12658 14508 16008 17508 19008 20508 22008 23508 25008 26508 28008 29508 31258

Demanda[MWh]

Prec

io[c

€/M

Wh]

De igual forma al aplicar un análisis de regresión a los datos anteriores, pudo observarse que la curva de tipo polinómica fue la que se ajusta de mejor manera a los datos. Estos resultados pueden observarse en la grafica a continuación.


79

Figura 3.32: Determinación de los precios en función de la demanda-España

0

1

2

3

4

5

6

7

12000 17000 22000 27000 32000Demanda[MWh]

Prec

io[c

€/kW

h]

Ajuste Polinómico

Ajuste Lineal

Para el caso de los consumidores, siguiendo con las consideraciones antes hechas sus beneficios vienen representados por la siguiente figura.

Figura 3.33: Variación beneficios de consumidores en función del “price cup”-España

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

4.000.000

4.500.000

12000 17000 22000 27000 32000Demanda [MWh]

Exc

eden

te[€

]

Precio Límite 180Precio Límite 170Precio Límite 160Precio Límite 140

Ahora bien, si consideramos que las variaciones de los precios de los mercados vienen dados por las curvas antes obtenidas (3.29 y 3.32), es posible estimar para los diferentes niveles de demanda de cada sistema, cuales son los beneficios que se obtienen cuando existen o no intercambios entre ellos, considerando los intercambios como bloques de demanda.


80

En el caso de la demanda podemos suponer como una cantidad fija para cada uno de los niveles máximos (punta), promedio (llano) y mínimo (valle). Por ello se procedió a estimar una demanda representativa para cada nivel de carga con base a los datos históricos de ambos sistemas.

Al representar los valores máximos, mínimos y medios de la demanda por cada hora, ver figura a continuación, se determina que una demanda de punta del sistema francés podría estar alrededor de los 75000 MW, mientras que la demanda en horas de llano esta en los 56000 MW, y las horas de valle se ubica en 46200 MW.

Figura 3.34: Demanda del sistema francés (2002-2003)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1

243

485

727

969

1211

1453

1695

1937

2179

2421

2663

2905

3147

3389

3631

3873

4115

4357

4599

4841

5083

5325

5567

5809

6051

6293

6535

6777

7019

7261

7503

7745

7987

8229

8471

8713

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]

20000

30000

40000

50000

60000

70000

800002003 2002

Si utilizamos un procedimiento similar al anterior pero aplicado al sistema español se

obtiene que para períodos de tiempo iguales, se encuentran demandas alrededor de los 33000 MW, la de llano en 28000 MW y la de valle en 22000 MW.

Figura 3.35: Demanda del sistema español (2002-2003)

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1

243

485

727

969

1211

1453

1695

1937

2179

2421

2663

2905

3147

3389

3631

3873

4115

4357

4599

4841

5083

5325

5567

5809

6051

6293

6535

6777

7019

7261

7503

7745

7987

8229

8471

8713

Horas[h]

Vol

umen

[MW

h]

10000

15000

20000

25000

30000

350002003 2002


81

Puede observarse como en la gráfica anterior el sistema español presenta en todos los períodos un aumento notable de la demanda, a diferencia del sistema francés que posee un crecimiento menor.

Una vez determinados los niveles representativos de carga para cada sistema se

procede a estimar los beneficios de las interconexiones. Como punto de partida de este análisis supondremos que la capacidad de intercambio entre ambos mercados es nula, de forma que los beneficios que se determinen de este escenario serán los puntos de referencia para realizar las comparaciones con otros casos donde la capacidad de interconexión no sea nula.

3.10.1. Escenario de Demanda Media

Si partimos de un caso ejemplo en el que el sistema español tendría una demanda de 28000 MW y el sistema francés 56000 MW en cuanto interactúan cada uno por separado se obtienen los siguientes resultados.

Tabla 3.22: Resultados capacidad de intercambio nula-Demanda Media

País España Francia Ambos Países

Demanda [MW] 28.000,00 56.000,00 84.000,00 Precio [€/MWh] 44,69 29,23 - Excedente Productores [€] 786.902,97 1.102.512,19 1.889.415,16 Excedente Consumidores [€] 3.788.653,52 8.442.959,43 12.231.612,94 Total Beneficios [€] 4.575.556,49 9.545.471,62 14.121.028,10

Como puede observar existe una notable diferencia de precios entre ambos sistemas, de

igual forma ocurre con los beneficios entre consumidores y productores, eso es debido al tope tan elevado de los 180 €/MWh que se ha impuesto, en la medida que este fuera menor esta cantidad igualmente se reduciría de valor. Ahora bien si se considera el mismo escenario de demanda pero se le añaden como dato complementario que los dos sistemas tengan una capacidad ilimitada de interconexión de forma que ambos se uniesen en uno sólo. Los resultados que se obtendrían fuesen los siguientes.

Tabla 3.23: Resultados capacidad de intercambio infinita-Demanda Media

País España Francia Ambos Países

Demanda [MW] 28.000,00 56.000,00 84.000,00 Precio [€/MWh] 32,61 32,61 32,61 Excedente Productores [€] 1.302.286,94 497.749,55 1.800.036,49 Excedente Consumidores [€] 8.253.961,13 4.126.980,56 12.380.941,68 Total Beneficios [€] 9.556.248,07 4.624.730,11 14.180.978,17

Por un lado es necesario destacar que ahora existe un solo precio para ambos sistemas,

esto es debido a que se forma una única curva que representa a los dos mercados, esta curva se obtiene como la suma de las cantidades de ambos sistemas, donde para cada


82

precio la cantidad demandada del sistema total será la suma de la demanda del sistema español más la demanda del sistema francés para dicho precio.

Figura 3.36: Curva del sistema con capacidad de interconexión ilimitada

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000

Energía [MWh]

Pre

cio

[€/M

Wh]

Oferta Francia Oferta España Oferta Ambos Sistemas

Tal como se puede apreciar la capacidad de interconexión necesaria para que ambos mercados convergieran en uno solo, donde el precio en ambos fuese el mismo, sería de 6565 MW. Es de resaltar que el precio en el sistema español sufre una caída del 27%, mientras que el precio del sistema francés aumenta un 11.6%. Esta situación es beneficiosa para los consumidores de España mientras que perjudica a los productores de este país ya que una parte considerable de su generación deja de ser despachada, dado viene por medio de la interconexión.

Sin embargo, una situación contraria ocurre en el sistema francés pues al aumentar los precios los consumidores se ven afectados mientras que los productores al tener que producir una mayor cantidad hacen que el precio aumente y son beneficiados. Pero a pesar de que unos agentes ganan y otros pierden, en el contexto global existe un incremento de los beneficios de ambos sistemas que vienen resumidos en la siguiente tabla.

Tabla 3.24: Incremento de beneficios-Demanda Media

España Francia

Incremento Beneficios Consumidores [€] -289.153,42 199.774,75 Incremento Beneficios Productores [€] 338.327,04 -188.998,30 Incremento Beneficios Sistema [€] 49.173,62 10.776,45 Capacidad Interconexión [MW] 6565


83

Ahora bien, la capacidad de interconexión existente entre ambos mercados es mucho

menor al valor resultante de la unión de ambos sistemas, por lo cual a continuación supondremos que la capacidad tiene un valor fijo determinado y con base a eso se realizan los respectivos cálculos, en los casos se presumirá que toda la capacidad de interconexión esta siendo utilizada al máximo y que este es un bloque discreto.

Figura 3.37: Interacción entre mercados variando la capacidad de interconexión-Demanda Media

10

15

20

25

30

35

40

45

0

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0

7600

0

Demanda[MWh]

Precio[€/MW

h]

Aumento de la capacidad de interconexión

Aumento del Precio

Disminución del Precio

En base a lo anterior, iremos variando la capacidad de interconexión desde un valor, por ejemplo 1000 MW, hasta la capacidad de interconexión ilimitada obtenida anteriormente, observando de esta forma como varían los beneficios, precios y rentas en función de la capacidad de interconexión que se tenga. Cabe destacar que en todos aquellos casos donde la capacidad de intercambio es menor al valor de la interconexión esto permitirá la obtención de un solo precio, lo cual da a lugar a lo que se denomina como una congestión por lo cual se forma un precio diferente en cada zona. Es por ello que al existir una diferencia de precios entre ambas zonas se genera una renta producto de la congestión que es igual a la diferencia de precios por la cantidad de intercambio usado.


84

Tabla 3.25: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Media

Cap

acid

ad

Inte

rcon

exió

n

Sist

ema

Con

sum

o [M

W]

Pro

ducc

ión

G

ener

ador

es

[MW

]

Pre

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[€/M

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den

te

Pro

duct

ores

[€

]

Exce

den

te

Con

sum

idor

es

[€]

Tota

l B

enef

icio

s [€

]

Ren

ta d

e co

nge

stió

n [

€]

Francia 56000 56000 29,23 1.102.512,19 8.442.959,43 9.545.471,62

España 28000 28000 44,69 786.902,97 3.788.653,52 4.575.556,49 0,00 0

Ambos 84000 84000 - 1.889.415,16 12.231.612,94 14.121.028,10

Francia 56000 57000 29,80 1.134.618,45 8.411.134,45 9.545.752,89

España 28000 27000 43,96 766.790,47 3.809.149,54 4.575.940,01 14.157,77 1000

Ambos 84000 84000 - 1.901.408,91 12.220.283,99 14.121.692,90

Francia 56000 58000 30,34 1.165.476,17 8.381.079,39 9.546.555,56

España 28000 26000 42,91 739.068,16 3.838.476,67 4.577.544,83 25.147,36 2000

Ambos 84000 84000 - 1.904.544,33 12.219.556,06 14.124.100,39

Francia 56000 59000 30,85 1.195.412,83 8.352.420,39 9.547.833,22

España 28000 25000 41,41 700.846,90 3.880.489,74 4.581.336,64 31.684,33 3000

Ambos 84000 84000 - 1.896.259,72 12.232.910,13 14.129.169,86

Francia 56000 60000 31,34 1.224.861,05 8.324.703,46 9.549.564,50

España 28000 24000 39,42 652.174,34 3.936.160,90 4.588.335,24 32.312,98 4000

Ambos 84000 84000 - 1.877.035,39 12.260.864,36 14.137.899,74

Francia 56000 61000 31,83 1.254.365,46 8.297.393,43 9.551.758,89

España 28000 23000 37,00 595.195,50 4.004.089,35 4.599.284,85 25.822,74 5000

Ambos 84000 84000 - 1.849.560,96 12.301.482,77 14.151.043,74

Francia 56000 62000 32,32 1.284.589,20 8.269.873,36 9.554.462,56

España 28000 22000 34,25 533.353,54 4.081.074,26 4.614.427,79 11.541,95 6000

Ambos 84000 84000 - 1.817.942,74 12.350.947,62 14.168.890,36

Francia 56000 62565 32,61 1.302.286,94 8.253.961,13 9.556.248,07

España 28000 21435 32,61 497.749,55 4.126.980,56 4.624.730,11 0,00 6565

Ambos 84000 84000 32,61 1.800.036,49 12.380.941,68 14.180.978,17

Figura 3.38: Variación de los precios en función de la capacidad de interconexión-Demanda Media

0

5

10

15

20

25

30

35

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0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

Capacidad Interconexión [MW]

Pre

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0

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10000

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25000

30000

35000

Ren

ta [

€]

España Francia Renta de la congestión [€]


85

Los precios en el caso del sistema español presentan una senda de variación decreciente a medida que aumentamos la capacidad de intercambio, con una disminución alrededor de un 27%. Para el sistema francés los precios presentan un aumento a medida que la capacidad aumenta, con un promedio de crecimiento alrededor del 10%.

Figura 3.39: Beneficios del sistema español-Demanda Media

-400.000

-300.000

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000


Ben

efic

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[€]

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Ben

efic

ios

Tota

les

[€]

Beneficios Totales Beneficios Consumidores Beneficios Productores

Al observar la variación de los beneficios de provenientes del sistema español, vemos como siguen una secuencia creciente a medida que aumentamos la interconexión con un crecimiento promedio alrededor del 28% hasta el valor de la interconexión ilimitada. Una situación similar ocurre con el sistema francés presentando un crecimiento promedio del 19%.

Figura 3.40: Beneficios del sistema francés-Demanda Media

-250.000

-200.000

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500


Ben

efic

ios

[€]

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Ben

efic

ios

[€]

Beneficios Totales Beneficios Consumidores Beneficios Productores


86

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500 6.000 6.500


Ben

efic

ios

[€]

Incremento Beneficios Totales Incrementos Beneficios Francia Incremento Beneficios España

En cuanto al sistema en su totalidad, presenta un crecimiento promedio de los beneficios que ronda alrededor del 26% con respecto de la situación de partida.

Figura 3.41: Incrementos beneficios ambos sistemas-Demanda Media

Si comparamos los beneficios que obtienen los agentes para cada uno de los

escenarios con las diferentes capacidades de interconexión, es de resaltar que la renta de la congestión generada por la diferencias de precios representa una parte importante de los beneficios que se generan, representando alrededor de un 59% de los excedentes.

Figura 3.42: Renta de la congestión-Demanda Media

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

500

1.000

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0

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2.50

0

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0

3.500

4.00

0

4.50

0

5.00

0

5.50

0

6.00

0

6.50

0

6.56

5


Incr

emen

tos

bene

fici

os [

€] Incremento Beneficios Renta Congestión


87

3.10.2. Escenario de Demanda Mínima

Los cálculos anteriores fueron hechos bajo un escenario de demanda en concreto, para observar como influye el nivel de demanda en los resultados obtenidos, se evaluarán ahora los sistemas bajo otra situación donde la demanda es baja y siguiendo un procedimiento similar al anterior, se obtienen los siguientes resultados.

Tabla 3.26: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Mínima

Inte

rcon

exió

n

[MW

]

Paí

s

Pre

cio

[€/M

Wh

]

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den

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rodu

ctor

es

[€]

Exce

den

te.

Con

sum

idor

es. [

€]

Tota

l Ben

efic

ios

[€]

Incr

emen

tos

Ben

efic

ios

Con

sum

idor

es [

€]

Incr

emen

tos

Ben

efic

ios

Pro

duct

ores

[€

]

Incr

emen

tos

Ben

efic

ios

Sist

ema

[€

]

Ren

ta C

onge

stió

n [

€]

Francia 21,49 709.883,41 7.323.344,70 8.033.228,11 - - -

España 34,25 533.353,54 3.206.558,34 3.739.911,88 - - - 0,00 0

Ambos - 1.243.236,94 10.529.903,04 11.773.139,99 - - -

Francia 21,97 732.331,78 7.301.016,88 8.033.348,66 22.448,37 -22.327,82 120,55

España 32,80 501.855,08 3.238.420,18 3.740.275,26 -31.498,46 31.861,83 363,38 5.414,88 500

Ambos - 1.234.186,86 10.539.437,06 11.773.623,91 -9.050,09 9.534,01 483,93

Francia 22,45 754.698,70 7.279.006,96 8.033.705,66 44.815,30 -44.337,75 477,55

España 31 470.644 3.270.732,84 3.741.377,22 -62.709,16 64.174,50 1.465,34 8.884,59 1000

Ambos - 1.225.343 10.549.739,80 11.775.082,88 -17.893,86 19.836,75 1.942,89

Francia 23 776.945 7.257.346,06 8.034.291,39 67.061,93 -65.998,64 1.063,29

España 29,86 440.196,02 3.303.014,90 3.743.210,92 -93.157,52 96.456,56 3.299,04 10.422,56 1500

Ambos - 1.217.141,35 10.560.360,96 11.777.502,31 -26.095,59 30.457,92 4.362,33

Francia 23,38 799.034,07 7.236.063,14 8.035.097,21 89.150,66 -87.281,56 1.869,11

España 28,42 410.938,67 3.334.799,17 3.745.737,85 -122.414,87 128.240,83 5.825,97 10.085,93 2000

Ambos - 1.209.972,74 10.570.862,32 11.780.835,06 -33.264,20 40.959,27 7.695,07

Francia 23,83 820.928,80 7.215.184,83 8.036.113,64 111.045,40 -108.159,87 2.885,53

España 27,02 383.238,59 3.365.652,57 3.748.891,16 -150.114,95 159.094,23 8.979,28 7.971,56 2500

Ambos - 1.204.167,39 10.580.837,41 11.785.004,80 -39.069,55 50.934,36 11.864,81

Francia 24,27 842.595,19 7.194.735,29 8.037.330,47 132.711,78 -128.609,42 4.102,37

España 25,67 357.384,59 3.395.196,80 3.752.581,40 -175.968,94 188.638,46 12.669,52 4.209,22 3000

Ambos - 1.199.979,78 10.589.932,09 11.789.911,87 -43.257,16 60.029,04 16.771,88

Francia 24,63 860.172,88 7.178.297,70 8.038.470,58 150.289,47 -145.047,00 5.242,47

España 24,63 337.699,19 3.418.237,00 3.755.936,20 -195.654,34 211.678,66 16.024,32 0,00 3410

Ambos 24,63 1.197.872,07 10.596.534,71 11.794.406,77 -45.364,87 66.631,66 21.266,79


88

La evolución de los precios puede apreciarse en la siguiente figura:

Figura 3.43: Variación de los precios en función de la capacidad de interconexión-Demanda Mínima

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000


Pre

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[€/M

Wh]

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Ren

ta [

€]


Los precios en el sistema español disminuyen con una media del 24% a medida que se

aumenta la capacidad de intercambio, mientras que los del sistema francés ascienden aproximadamente con un 12%. Igualmente la capacidad de interconexión para la cual se formaría un único precio, es menor al caso anterior ubicándose en el entorno de 3400 MW, a los beneficios del sistema presentan una senda creciente a medida que aumentamos la interconexión cuyos incrementos son menores al caso anterior en un 30%.

Figura 3.44: Incrementos beneficios ambos sistemas-Demanda Mínima

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.410


Ben

efic

ios

[€]

Incremento Beneficios Totales Incrementos Beneficios Francia Incremento Beneficios España


89

La renta de generada en promedio representa un 51% de los beneficios, donde la mayor renta se obtiene con una capacidad de interconexión de 2000 MW.

Figura 3.45: Renta de la congestión-Demanda Mínima

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.410


Incr

emen

tos

bene

fici

os [

€] Incremento Beneficios Renta Congestión

3.10.3. Escenario de Demanda Máxima

Y por último, si evaluamos a ambos sistemas bajo un escenario donde la demanda sea más elevada, se obtienen los siguientes resultados.

Tabla 3.27: Resultados incremento capacidad de interconexión-Demanda Máxima

Cap

acid

ad

Inte

rcon

exió

n

Sist

ema

Pre

cio

[€/M

Wh

]

Exce

den

te

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ores

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Exce

den

te

Con

sum

idor

es

[€]

Tota

l Ben

efic

ios

[€]

Ren

ta d

e la

co

nge

stió

n [

€]

Francia 46,66 2.291.451,10 10.000.831,70 12.292.282,80 España 57,47 1.189.778,54 4.043.637,36 5.233.415,91 0,00 0 Ambos - 3.481.229,65 14.044.469,06 17.525.698,71 Francia 47,61 2.363.268,06 9.929.207,37 12.292.475,43 España 54,79 1.102.052,66 4.131.881,11 5.233.933,76 2.872,37 400 Ambos - 3.465.320,72 14.061.088,48 17.526.409,19 Francia 48,62 2.439.234,42 9.853.845,60 12.293.080,02 España 52,59 1.030.804,07 4.204.434,07 5.235.238,14 3.182,01 800 Ambos - 3.470.038,49 14.058.279,67 17.528.318,16 Francia 49,67 2.519.532,49 9.774.605,81 12.294.138,30 España 50,81 973.615,58 4.263.396,60 5.237.012,18 1.361,09 1200 Ambos - 3.493.148,07 14.038.002,41 17.531.150,48 Francia 50,15 2.555.667,62 9.739.080,23 12.294.747,85 España 50,15 952.665,79 4.285.195,32 5.237.861,11 0,00

1.373

Ambos 50,15 3.508.333,41 14.024.275,55 17.532.608,96

Puede observarse que la capacidad de interconexión para que ambos sistemas

convengan en un solo precio es tan sólo 1373 MW, siendo este valor casi la mitad al alcanzado en el escenario anterior.


90

3.10.4. Análisis Lineal

2.1.1.2. Escenario de Demanda Media Como una variante a los cálculos anteriores, y para contrastar los resultados obtenidos,

se procedió a realizar las operaciones pero considerando una aproximación lineal de las curvas.

Figura 3.46: Curvas caso lineal-Demanda Media

0

5

10

15

20

25

30

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40

45

50

55

60

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 70000 80000 90000

Energía [MWh]

Prec

io [

€/M

Wh]

Oferta Francia Oferta Lineal Francia Oferta España

Oferta Lineal España Oferta Ambos Sistemas Oferta lineal Ambos

Para tener una mejor apreciación de cómo varía la renta de la congestión en función de

la capacidad de interconexión de los mercados, se evaluó a los sistemas pero con aumentos progresivos de la capacidad de interconexión en pasos de 500 MW. Para ello se obtuvieron los siguientes resultados mostrados en la tabla 3.28.

Figura 3.47: Interacción mercados caso lineal por variación capacidad interconexión-Demanda Media

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0

4000

8000

1200

0

1600

0

2000

0

2400

0

2800

0

3200

0

3600

0

4000

0

4400

0

4800

0

5200

0

5600

0

6000

0

6400

0

6800

0

7200

0

7600

0

Demanda[MWh]

Prec

io[€

/MW

h]

Aumento de la capacidad de interconexión

Aumento del Precio

Disminución del Precio

º


91

Tabla 3.28: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Media C

apac

idad

In

terc

onex

ión

[M

W]

Paí

s

Pre

cio

[€

/MW

h]

Exce

den

te

Pro

duct

ores

[€

]

Exce

den

te

Con

sum

idor

es

[€]

Tota

l B

enef

icio

s [

€]

Incr

emen

to

Ben

efic

ios

Con

sum

idor

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[€]

Incr

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to

Ben

efic

ios

Pro

duct

ores

[€

] In

crem

ento

B

enef

icio

s Si

stem

a

[€]

Ren

ta

Con

gest

ión

[

€]

0 España 45,06 772.541 3.778.433 4.550.974 - - - 0

Francia 28,37 1.079.469 8.491.154 9.570.623 - - -

Ambos - 1.852.010 12.269.587 14.121.597 - - -

500 España 44,02 751.367 3.807.491 4.558.859 29.058 -21.173 7.885 7.625

Francia 28,77 1.101.692 8.469.029 9.570.722 -22.125 22.223 99

Ambos - 1.853.060 12.276.521 14.129.581 6.934 1.050 7.984

1000 España 42,98 729.280 3.836.550 4.565.830 58.117 -43.261 14.856 13.818

Francia 29,16 1.124.113 8.446.905 9.571.018 -44.249 44.644 395

Ambos - 1.853.393 12.283.454 14.136.848 13.867 1.383 15.251

1500 España 41,94 706.279 3.865.608 4.571.887 87.175 -66.262 20.913 18.578

Francia 29,56 1.146.732 8.424.780 9.571.512 -66.374 67.263 889

Ambos - 1.853.010 12.290.388 14.143.398 20.801 1.001 21.802

2500 España 39,87 657.534 3.923.725 4.581.258 145.292 -115.007 30.284 23.798

Francia 30,35 1.192.562 8.380.531 9.573.092 -110.623 113.092 2.469

Ambos - 1.850.095 12.304.255 14.154.351 34.668 -1.915 32.754

3000 España 38,83 631.790 3.807.491 4.584.573 174.350 -140.751 33.599 24.259

Francia 30,74 1.215.773 8.358.406 9.574.179 -132.748 136.304 3.556

Ambos - 1.847.563 12.311.189 14.158.752 41.602 -4.447 37.155

3500 España 37,79 605.133 3.981.841 4.586.974 203.408 -167.408 36.000 23.287

Francia 31,14 1.239.181 8.336.281 9.575.463 -154.872 159.712 4.840

Ambos - 1.844.314 12.318.123 14.162.437 48.536 -7.696 40.840

4500 España 35,72 549.076 4.039.958 4.589.034 261.525 -223.465 38.060 17.045

Francia 31,93 1.286.591 8.292.032 9.578.623 -199.122 207.122 8.000

Ambos - 1.835.668 12.331.990 14.167.658 62.403 -16.342 46.061

5000 España 34,68 519.677 4.069.016 4.588.693 290.583 -252.864 37.719 11.775

Francia 32,32 1.310.593 8.269.907 9.580.500 -221.246 231.123 9.877

Ambos - 1.830.270 12.338.924 14.169.193 69.337 -21.740 47.597

5500 España 33,64 489.364 4.098.075 4.587.438 319.642 -283.177 36.464 5.071

Francia 32,72 1.334.791 8.247.783 9.582.574 -243.371 255.322 11.951

Ambos - 1.824.155 12.345.857 14.170.013 76.271 -27.855 48.416

5822 España - 469.376 4.116.773 4.586.149 338.340 -303.165 35.175 0

Francia - 1.350.468 8.233.546 9.584.014 -257.608 270.999 13.391

Ambos 32,97 1.819.844 12.350.319 14.170.163 80.732 -32.166 48.567

En general pudo verificarse que todos los resultados van en la misma línea de los

obtenidos anteriormente, reafirmando las ventajas de poseer una capacidad de interconexión mayor.


92

La evolución de los precios en ambos sistemas esta representada en el gráfico a

continuación.

Figura 3.48: Variación precios caso lineal en función de capacidad interconexión -Demanda Media

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 5822


Pre

cio

[€/M

Wh]

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

Ren

ta [

€]


En cuanto a la renta de la congestión para este caso pasa a representar alrededor del 38% de los beneficios totales generados por el intercambio.

Figura 3.49: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Media

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 5822


Ben

efic

ios

[€]

Incremento Beneficios Renta Congestión

En función de esto a continuación se colocan los gráficos representativos de los beneficios por cada uno de los países por separado. En el caso del sistema español puede


93

observarse que los beneficios son siempre crecientes, obteniendo su máximo en el nivel de máxima capacidad de interconexión.

Figura 3.50: Beneficios caso lineal del sistema español-Demanda Media

-400.000

-300.000

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500


Ben

efic

ios

[€]

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

Ben

efic

ios

Tota

les

[€]

Beneficios Totales

Beneficios Consumidores

Beneficios Productores

En el sistema francés a medida que los niveles de interconexión aumentan, mayores son los beneficios que le reportan correspondiendo los beneficios máximos con la capacidad máxima de interconexión establecida por la igualdad de precios en ambos lugares.

Figura 3.51: Beneficios caso lineal del sistema francés-Demanda Media

-300.000

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 5822


Ben

efic

ios

[€]

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Ben

efic

ios

[€]

Beneficios Totales

Beneficios Consumidores

Beneficios Productores


94

Figura 3.52: Beneficios ambos sistemas caso lineal -Demanda Media

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 5822


Ben

efic

ios

[€]

Incremento Beneficios Totales

Incrementos Beneficios Francia

Incremento Beneficios España

Los beneficios de ambos sistemas tienen un crecimiento más acentuado durante los primeros niveles de capacidad de interconexión, representando un valor agregado mayor que cuando la capacidad de intercambio se acerca a la máxima.


95

9507

12069

8900

0 0

32,60

30,32

28,24

26,17

23,93

23,93

23,0022,21

21,4220,63

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

0 1000 2000 3000 4178Capacidad Interconexión [MW]

Prec

io [€

/MW

h]

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Ren

ta [€

]

Renta de la congestionPrecio Sist. EspañaPrecio Sist. FranciaSerie4

2.1.1.3. Escenario de Demanda Mínima Para el caso del escenario de demanda mínima los resultados en cuanto a los precios

varían según el siguiente perfil:

Figura 3.53: Variación precios caso lineal-Demanda Mínima

Estos resultados resumidos son los siguientes:

Tabla 3.29: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Mínima

In

terc

o.

[M

W]

Paí

s

Pre

cio

[€/M

Wh

]

Exce

. P

rodu

c.

[€]

Exce

. C

onsu

. [

€]

Tota

l B

enef

icio

[€

]

Ren

ta

Con

gest

. [€

] 0 España 20,62862813 683769,8518 7362957,524 8046727,376

Francia 32,60239478 461201,7368 3242747,447 3703949,183 0

Ambos - 1144971,589 10605704,97 11750676,56

1000 España 21,41879393 720670,5956 7326451,863 8047122,459

Francia 30,52680002 416576,4475 3288410,533 3704986,981 9108,006088

Ambos - 1137247,043 10614862,4 11752109,44

2000 España 22,20895974 758361,5053 7289946,202 8048307,707

Francia 28,45120526 374026,7529 3334073,62 3708100,373 12484,49105

Ambos - 1132388,258 10624019,82 11756408,08

3000 España 22,99912554 796842,5807 7253440,541 8050283,122

Francia 26,3756105 333552,6531 3379736,707 3713289,36 10129,45489

Ambos - 1130395,234 10633177,25 11763572,48

4000 España 23,78929135 836113,822 7216934,88 8053048,702

Francia 24,30001575 295154,1481 3425399,793 3720553,941 2042,897608

Ambos - 1131267,97 10642334,67 11773602,64

4178 España 23,93011154 843195,5441 7210428,987 8053624,531

Francia 23,93011154 288528,8334 3433537,686 3722066,52 0

Ambos 23,93011154 1131724,377 10643966,67 11775691,05


96

Los beneficios obtenidos son los siguientes:

Figura 3.54: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Mínima

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4178,22


Ben

efic

ios

[€]

Incremento Beneficios Renta Congestión

2.1.1.4. Escenario de Demanda Máxima Y al considerar el escenario de mayor demanda en ambos sistemas los resultados

obtenidos son los siguientes:

Tabla 3.30: Resultados caso lineal incremento capacidad de interconexión-Demanda Máxima

Cap

acid

ad

Inte

rcon

exió

n

[MW

]

Paí

s

Pre

cio

[€/M

Wh

]

Exce

den

te

Pro

duct

ores

[€

]

Exce

den

te

Con

sum

idor

es

[€]

Tota

l Ben

efic

ios

[€]

Incr

emen

to

Ben

efic

ios

Con

sum

idor

es

[€]

Incr

emen

to

Ben

efic

ios

Pro

duct

ores

[€

]

Incr

emen

to

Ben

efic

ios

Sist

ema

[€

]

Ren

ta

Con

gest

ión

[€

] 0 España 46,94 2.337.511,84 10.578.178,74 12.915.690,58 - - - 0

Francia 53,36 1.021.612,34 4.052.533,16 5.074.145,50 - - -

Ambos - 3.359.124,18 14.630.711,90 17.989.836,08 - - -

500 España 47,34 2.369.019,70 10.546.769,65 12.915.789,35 31.507,86 -31.409,09 98,77 Francia 52,32 988.662,27 4.085.742,67 5.074.404,95 -32.950,07 33.209,52 259,45 2.492,16 Ambos - 3.357.681,98 14.632.512,32 17.990.194,30 -1.442,21 1.800,43 358,22 1000 España 47,73 2.400.725,11 10.515.360,56 12.916.085,66 63.213,27 -62.818,18 395,08 Francia 51 956.231 4.118.952,19 5.075.183,30 -65.381,24 66.419,03 1.037,80 3.551,43 Ambos - 3.356.956 14.634.312,75 17.991.268,96 -2.167,97 3.600,85 1.432,88 2239 España 48,71 2.480.159,37 10.437.512,28 12.917.671,64 142.647,53 -140.666,46 1.981,06 Francia 48,71 878.086,45 4.201.262,87 5.079.349,33 -143.525,89 148.729,72 5.203,83 0,00 Ambos 48,71 3.358.245,82 14.638.775,15 17.997.020,97 -878,36 8.063,26 7.184,89


97

Figura 3.55: Variación precios caso lineal-Demanda Máxima

42

44

46

48

50

52

54

0 500 1000 1500 2000 2239,26347


Pre

cio

[€/M

Wh]

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Ren

ta [

€]

Renta de la congestión [€] España Francia

Como resultado del escenario de alta demanda es posible observar como los precios alcanzados en ambos sistemas son mayores a la vez que la capacidad de intercambio para que exista un solo precio se reduce de forma considerable, de manera que los beneficios obtenidos son menores en comparación con los casos anteriores.

Figura 3.56: Renta de la congestión caso lineal-Demanda Máxima

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

500 1000 1500 2000 2239,26347


Ben

efic

ios

[€]

Renta de la congestión [€]Incremento Beneficios TotalesIncremento Beneficios EspañaIncrementos Beneficios Francia


98

2.1.2. Comparación de casos Cuando comparamos los diferentes escenarios puede comprobarse que se genera una

mayor renta a medida que la diferencia de precios es mayor entre ambos sistemas. El caso con la demanda media es el que presenta mayor margen de diferencia de precios entre sistemas y por ende la mayor renta para las diferentes capacidades de interconexión entre todos los casos.

Figura 3.57: Nivel precios y rentas generadas para los diferentes escenarios

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000


Prec

io [€

/MW

h]

0

5000

10000

15000

20000

25000

Ren

ta [€

]

España Demanda Máx. España Demanda Promedio España Demanda Mín.

Francia Demanda Máx. Francia Demanda Promedio Francia Demanda Mín.Rentas Demanda Máx. Rentas Demanda Promedio Rentas Demanda Mín.

Igualmente se identifica que a mayor demanda (lógicamente mayores son los precios en los sistemas) los sistema tienen una menor diferencia de precios y se obtienen menores rentas. Cada escenario de demanda tienen como punto de referencia el caso donde la capacidad de interconexión fuese nula, de esta forma cuando se calculan los incrementos de los beneficios para los sucesivos casos donde se aumenta la interconexión se hace con respecto al punto de referencia respectivo. Por ello es importante aclarar que en la gráfica posterior esta representado ese incremento del beneficio, y se debe evitar cometer el error de pensar que cuanto mayor es la demanda los beneficios del sistema son menores, porque no es cierto, de hecho el razonamiento es totalmente contrario ya que a mayor demanda se presentan los beneficios mayores de los sistemas como está comprobado en las tablas mostradas anteriormente, en ellas se muestran los valores absolutos de los excedentes calculados.


99

Figura 3.58: Incrementos de los beneficios para los diferentes escenarios

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000


Incr

emen

to d

e lo

s Ben

efic

ios

[€]

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

Incr

emen

to P

orce

ntua

l de

los

Ben

efic

ios

[%]

Incrementos Beneficios Demanda Máx.

Incrementos Beneficios Demanda Media.

Incrementos Beneficios Demanda Mín.

Incrementos Porcentual Beneficios Deman. Máx.

Incrementos Porcentual Beneficios Deman. Media

Incrementos Porcentual Beneficios Deman. Mín.

Se puede concluir que partir de los resultados mostrados en la última grafica en donde se vislumbra que los mayores incrementos en los beneficios producto de la presencia de mayor capacidad de las interconexiones se obtienen cuando los sistemas poseen un nivel de demanda medio cuyo crecimiento se sitúa en el 0.25% respecto a los beneficios absolutos de su respectivo caso. Por otro lado con el nivel más elevado de demanda los beneficios aumentan con la menor progresión siendo esta del 0.03%, mientras que cuando la demanda es baja los crecimientos son mayores que con un escenario de máxima demanda, situándose en los 0.2% pero a su vez son menores que al caso de demanda medio.

Figura 3.59: Incrementos beneficios /Capacidad Interconexión para los diferentes escenarios

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000


Ben

efic

ios/

Cap

acid

ad d

e In

terc

ambi

o [€

/MW

]

Demanda Máx.

Demanda Media

Demanda Mín.

La grafica anterior muestra que la utilidad por unidad de capacidad de interconexión es

decreciente a medida que el intercambio es mayor, de igual forma esta utilidad es menor cuanto menor es el nivel de la demanda. Esto es lógico debido a que cuanto menor es la


100

cantidad de un bien, tal como se aprecia en este caso la capacidad de interconexión, mayor es su utilidad. También es de resaltar, que esta utilidad varía con el nivel de demanda del sistema, donde para un mismo valor de interconexión reporta más beneficios al sistema cuando en la medida en que éste se encuentre con niveles de demanda mayores.

Los resultados anteriores nos han demostrado que a mayor capacidad de interconexión

mayor son los beneficios totales que se consiguen, independientemente del nivel de demanda que tenga el sistema. Estos beneficios poseen un aumento marginal mayor cuanto menor es la capacidad de interconexión, de forma tal que a medida que el intercambio se acerca al valor máximo, donde los precios empiezan a igualarse, se comienza a observarse una saturación de la curva de los beneficios. De la misma forma, se ha podido observar que por lo general el sistema que presenta un mayor nivel de precios es el que tiene un mayor crecimiento de sus beneficios en comparación con el sistema de precio más bajos.

Sin embargo, la renta que se genera por la diferencia de precios en ambos sistemas no sigue ese patrón, así cuando la capacidad de interconexión es ilimitada esta renta se anula ya que los precios en ambos sistemas son los mismos. Por lo que si uno de los lineamentos es realizar un reparto de forma eficiente, entonces es importante analizar como varía la renta en función de la capacidad de interconexión entre los sistemas. Debido a estas razones se puede evaluar como varía la misma en función de la elasticidad que presenten los sistemas involucrados, tomando en cuenta lo anteriormente expuesto se varió la elasticidad de uno de los sistemas y se hizo el cálculo sucesivo de las rentas para cada uno de los valores de elasticidad fijados.

Figura 3.60: Variación de la elasticidad

0

10

20

30

40

50

60

0

4000

8000

1200

0

1600

0

2000

0

2400

0

2800

0

3200

0

3600

0

4000

0

4400

0

4800

0

5200

0

5600

0

6000

0

6400

0

6800

0

7200

0

7600

0

8000

0

8400

0

8800

0

Demanda[MWh]

Prec

io[€

/MW

h]

0,5

0,8

1

21,5 1,2

Los resultados de las rentas son similares a los realizados en los casos pasados, puesto

que como la renta es función de la diferencia de precios y de la cantidad de energía intercambiada, al variar la elasticidad de las curvas lo que se hace es variar el precio de los sistemas y por ende la renta.


101

Figura 3.61: Rentas congestión por variación de la elasticidad

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000Capacidad Interconexión [MW]

Ren

ta [€

]x2

x1,5

x1,2

x1

x0,8

x0,5

0,5

0,8

1

21,5

1,2

Puede observarse que las mayores rentas se obtienen cuando las elasticidades son menores a la unidad, donde también se vislumbra que a menor elasticidad mayor es la capacidad máxima de intercambio entre mercados producto de la gran diferencia de precios que se genera.

Figura 3.62: Beneficios por variación de la elasticidad

13.600.000

13.700.000

13.800.000

13.900.000

14.000.000

14.100.000

14.200.000

14.300.000

14.400.000

14.500.000

14.600.000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

Capacidad Intercambio [MW]

Ben

efic

ios

[€]

x2

x1,5

x1,2

1

x0,8

x0,5

En el caso de las elasticidades mayores a la original, siempre se reportan rentas menores a la del caso original. Sin embargo, el perfil de rentas menores no coincide con la de mayor elasticidad sino con aquella que hace que los precios en un sistema sean los más cercanos al de otro.


102

Al analizar los beneficios que se obtienen, vemos que a medida que la elasticidad es menor siempre son mayores los beneficios generados, sin embargo esta situación no se corresponde con un aumento de los límites máximos de interconexiones entre los mercados, ya que la capacidad de transferencia como se ha observado anteriormente depende fundamentalmente de la diferencia de precios en los sistemas.

Figura 3.63: Incrementos beneficios /Capacidad Interconexión variación elasticidad

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000


Ben

efic

ios/

MW

[€/M

W]

x2

x1,5

x1,2

1

x0,8

x0,5

Por otro lado, cuando calculamos la función de la utilidad marginal en función del nivel de interconexión se puede apreciar que la misma es prácticamente igual para los diferentes casos. Este aspecto nos refleja que la función de utilidad es mucho más sensible a los cambios del nivel de demanda del sistema que a la variación de la elasticidad de uno de los sistemas.

103

4. ASIGNACIÓN DE LA RENTA DE LA CONGESTIÓN

Como se pudo comprobar a lo largo del análisis hecho anteriormente, siempre y cuando

exista una capacidad de interconexión no nula que haga que los precios en los sistemas sean distintos, existirá una renta de la congestión.

Esta renta producto de la congestión es un bien generado y como tal debe repartirse de

forma eficiente y equitativa entre los países correspondientes. Es por ello la economía del bienestar, constituye una herramienta útil para debatir las cuestiones normativas que rodean a la política económica relacionadas con la equidad y la eficiencia26. Por medio de lo señalado en esta teoría, es posible realizar eficientes y diferentes asignaciones de los bienes, pero es probable que unas asignaciones sean más justas que otras, y he aquí que surge la pregunta de ¿cómo saber cuando una asignación es más equitativa que otra? Se trata de una difícil cuestión: los economistas y otros pensadores discrepan tanto sobre la definición de equidad como de su cuantificación.

Cualquier opinión al aspecto implicaría comparaciones subjetivas de utilidad entre los

agentes y cualquiera pusiese discrepar sobre el método utilizado para realizar las comparaciones. En estas comparaciones de utilidad en la economía, a menudo se usa una función social del bienestar para describir las ponderaciones que aplicamos a la utilidad de cada agente con el fin de averiguar qué es socialmente deseable27. Cada función social de bienestar puede relacionarse con un determinado punto de vista sobre la equidad.

Por ejemplo, una función social de bienestar llamada utilitarista, pondera por igual la

utilidad de todo el mundo y, por consiguiente, maximiza la utilidad total de todos los miembros de la sociedad. La igualitarista establece que todos los miembros reciban la misma cantidad de bienes. Por otro lado, el punto de vista Rawlsiano pone énfasis en que una distribución igualitaria de los recursos puede eliminar el incentivo que tiene la mayoría de las personas productivas para esforzarse. Esta visión permite las desigualdades, si mejoran el bienestar de la persona peor situada en la sociedad. Según Rawls, la asignación más equitativa es la que maximiza la utilidad de la persona peor situada en la sociedad. La perspectiva rawlsiana podría ser igualitarista e implicar una distribución igualitarista de los bienes entre todos los miembros de la sociedad, pero no necesariamente.

Los cuatro puntos de vista sobre la equidad van desde el más igualitarista hasta el

menos igualitarista. El igualitarista exige explícitamente asignaciones igualitaristas, mientras que el rawlsiano pone mucho énfasis en la igualdad (de lo contrario, el bienestar de unos sería mucho peor que el de otros). Es probable que el utilitarista exija la existencia de algunas diferencias entre los miembros mejor situados de la sociedad y los peor situados. Por último, la visión orientada hacia mercado, la cual establece que el resultado del mercado competitivo es equitativo porque recompensa a los que están más capacitados. Sin embargo, puede provocar un grado significativo de desigualdad en las asignaciones de los bienes. 26 [micro_2, 01] 27 [macro _5, 91]

Capítulo IV: Renta de la Congestión

104

Lo anterior nos permite darnos cuenta que no existe una verdad absoluta de cómo ser equitativos en la asignación de un bien entre varios sujetos, pero si es verdad que nos proporciona una idea de cuales son los criterios económicos considerados a la hora de abarcar un problema de este estilo. De forma tal que podríamos aplicar cada uno de estos criterios para tratar de repartir el monto generado en la renta de la congestión y evaluar los resultados que nos proporcionara de cara a tomar una posible solución para el reparto. Algo que si es necesario para repartir el monto de la renta de la congestión es conocer sobre que medida vamos a medir esa la equidad entre ambos países, parece lógico pensar que debemos estimar la situación de bienestar que poseen los países y en función de la posición que estos posean realizar el reparto en base en los criterios antes mencionados. La medida de este bienestar transita por concretar los beneficios percibidos, siendo estos beneficios como la suma de los excedentes de los consumidores y productores. La estimación de estos beneficios se hará por medio de un análisis estático de los sistemas (España, Francia) en donde es conocido los niveles de demanda y la capacidad de interconexión disponible, al igual que las curvas de oferta de los mismos, y a partir de estos datos se calcularan los beneficios. Para ello partiremos de los datos obtenidos en el año 2003 y se hará uso de una metodología similar a la implementada en el apartado anterior.

4.1. Demanda y Capacidad de Interconexión En este proceso de búsqueda de datos, los primeros parámetros considerados fueron la

demanda y la capacidad de interconexión. Debido a que la demanda posee un perfil bastante similar durante algunas de las horas del día, se procedió a agrupar por bloques uniformes de carga horarios (en horas de punta, llano y valle) (Figura 4.2).

Figura 4.1: Demanda de energía eléctrica por hora de España y Francia (2003)

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

124

1

481

721

961

1201

1441

1681

1921

2161

2401

2641

2881

3121

3361

3601

3841

4081

4321

4561

4801

5041

5281

5521

5761

6001

6241

6481

6721

6961

7201

7441

7681

7921

8161

8401

8641

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

Francia

España

Las horas de punta son las comprendidas entre las 19 y 22, las de valle de 1 a 8 y, las

de llano de 9 a 18 y de 23 a 24, esto se realizó para cada uno de los días de cada mes del año 2003. En dichos bloques se consideró el promedio de la carga en esos períodos de tiempo.


105

Figura 4.2: Monótona de carga España y Francia (2003)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

1 377 753 1129 1505 1881 2257 2633 3009 3385 3761 4137 4513 4889 5265 5641 6017 6393 6769 7145 7521 7897 8273 8649

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]Francia España

Para el caso del sistema francés al reagrupar la demanda por los niveles se obtuvo la

siguiente figura, donde la curva de verde claro es la correspondiente a la demanda modelada.

Figura 4.3: Modelado demanda de Francia

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

1

241

481

721

961

1201

1441

1681

1921

2161

2401

2641

2881

3121

3361

3601

3841

4081

4321

4561

4801

5041

5281

5521

5761

6001

6241

6481

6721

6961

7201

7441

7681

7921

8161

8401

8641

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000Demanda Original

Demanda Modelada


106

En el caso de la demanda del sistema Español se obtuvo el resultado expuesto en el

siguiente grafico.

Figura 4.4: Modelado demanda de España

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

500001

241

481

721

961

1201

1441

1681

1921

2161

2401

2641

2881

3121

3361

3601

3841

4081

4321

4561

4801

5041

5281

5521

5761

6001

6241

6481

6721

6961

7201

7441

7681

7921

8161

8401

8641

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000Demanda Original

Demanda Modelada

Al representar la demanda de cada hora para los diferentes meses, se pudo observar

que existen diferencias considerables durante cada uno de los meses por lo que se consideró más certero tratar la información por separado en cada uno de los meses, en vez de agrupar algunos meses con perfiles parecidos. Esto queda en evidencia en las figuras 4.6 y 4.7.

Figura 4.5: Demanda horaria de cada mes-Francia

30000

35000

40000

45000

50000

55000

60000

65000

70000

75000

80000

0 100 200 300 400 500 600 700

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]

FR-01 FR-02 FR-03 FR-04 FR-05 FR-06 FR-07 FR-08 FR-09 FR-10 FR-11 FR-12


107

Figura 4.6: Demanda horaria de cada mes-España

15000

20000

25000

30000

35000

40000

0 100 200 300 400 500 600 700

Horas [h]

Vol

umen

[MW

h]ER-01 ER-02 ER-03 ER-04 ER-05 ER-06 ER-07 ER-08 ER-09 ER-10 ER-11 ER-12

En cuanto a la capacidad de interconexión considerada para evaluar los escenarios se

recopilo la información proveniente del operador del sistema francés (RTE) y, siguiendo un procedimiento similar al anterior (agrupación por horas) obtuvimos las capacidades de intercambio para cada una de las agrupaciones de horas.

Figura 4.7: Intercambio entre España-Francia

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1

238

475

712

949

1186

1423

1660

1897

2134

2371

2608

2845

3082

3319

3556

3793

4030

4267

4504

4741

4978

5215

5452

5689

5926

6163

6400

6637

6874

7111

7348

7585

7822

8059

8296

8533

Horas [h]

Cap

acid

ad I

nte

rcon

exió

n [M

W]

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000Intercambio Original

Intercambio considerado


108

Figura 4.8: Intercambio entre España-Francia por meses

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0 100 200 300 400 500 600 700

Horas [h]

NTC

[MW

]

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12

4.2. Beneficios Una vez obtenidos los datos necesarios, se pasó a la estimación de los beneficios de la

interconexión. Para ello haciendo uso de las curvas previamente obtenidas en el capítulo anterior junto a los niveles de demanda y la capacidad de interconexión disponible para cada período se calcularon los excedentes de los sistemas bajo tres escenarios diferentes sobre la capacidad de interconexión. Uno donde la capacidad de intercambio es nula, otro donde la capacidad es limitada haciendo uso de los valores resultantes del cálculo realizado en el apartado anterior, y por último suponiendo que la capacidad de interconexión entre los dos mercados es infinita.

El realizar supuestos sobre el valor de la capacidad de intercambio, nos permitirá por un

lado identificar los beneficios que proporciona la interconexión a cada uno de los sistemas, siendo estos la diferencia entre los excedentes obtenidos con una capacidad intercambio nula y los beneficios conseguidos con una determinada capacidad de intercambio, y por el otro lado determinar los puntos de partida a partir de los cuales se lleva a cabo el mecanismo de counter trading, el cual se tratará en detalle más adelante.

Los cálculos se realizaron para cada uno de los niveles de carga, y los mismos se

contabilizaron por cada uno de los meses del año. Los resultados anteriores se encuentran resumidos en la siguiente tabla, donde el precio que aparece es el resultante de la media ponderada del mes.


109

Tabla 4.1: Resultados sistema francés sin intercambio

Mes Precio [€/MWh] Excedente Productores [€]

Excedente Consumidores [€] Total Beneficios [€]

Enero 32,46027044 964.534.679,665 6.826.381.488,211 7.790.916.167,876

Febrero 29,20585263 741.327.878,739 5.689.385.635,397 6.430.713.514,136

Marzo 25,68998547 682.268.679,569 5.859.850.326,574 6.542.119.006,144

Abril 23,81740064 594.090.107,119 5.489.505.396,069 6.083.595.503,188

Mayo 19,91501406 479.264.861,219 5.309.061.296,981 5.788.326.158,200

Junio 19,35821309 447.098.740,560 5.085.819.392,587 5.532.918.133,147

Julio 21,33727075 528.181.086,057 5.437.948.396,034 5.966.129.482,091

Agosto 17,66085121 405.721.001,836 5.105.552.483,851 5.511.273.485,687

Septiembre 19,61954218 455.954.355,035 5.107.967.895,425 5.563.922.250,460

Octubre 26,78480834 727.275.230,265 6.008.610.522,491 6.735.885.752,756

Noviembre 28,39761198 764.266.250,606 6.006.552.169,211 6.770.818.419,817

Diciembre 32,55551604 969.518.191,673 6.839.355.335,360 7.808.873.527,033

Total 7.759.501.062,342 68.765.990.338,193 76.525.491.400,535

Tabla 4.2: Resultados sistema español sin intercambio

Mes Precio [€/MWh] Excedente Productores [€]


Enero 42,45360341 544.951.549,835 2.712.720.626,320 3.257.672.176,154

Febrero 39,83634511 448.287.549,757 2.323.364.881,598 2.771.652.431,355

Marzo 39,38636031 488.249.747,907 2.549.871.803,879 3.038.121.551,785

Abril 35,10671447 401.695.888,150 2.330.495.884,736 2.732.191.772,886

Mayo 37,007465 447.224.805,735 2.463.707.736,505 2.910.932.542,239

Junio 40,1667608 486.047.728,190 2.499.258.108,311 2.985.305.836,501

Julio 42,40493029 542.759.861,744 2.703.035.887,081 3.245.795.748,825

Agosto 40,07943671 499.739.546,059 2.564.003.552,523 3.063.743.098,582

Septiembre 38,44245785 456.357.019,821 2.429.148.399,210 2.885.505.419,031

Octubre 39,67987493 493.233.736,006 2.560.784.283,214 3.054.018.019,220

Noviembre 39,65079913 477.158.786,597 2.485.381.272,496 2.962.540.059,094

Diciembre 41,93105154 535.458.788,115 2.686.666.190,884 3.222.124.978,999

Total 5.821.165.007,915 30.308.438.626,757 36.129.603.634,672

Si en vez de suponer que no hay intercambio entre ambos mercados, se considera la

existencia de una capacidad de interconexión limitada los resultados obtenidos son los que se muestran a continuación.


110

Tabla 4.3: Resultados sistema francés con intercambio limitado

Mes Precio [€/MWh]

Excedente Productores [€]


Enero 32,9220033 985.949.152,751 6.805.105.386,796 7.791.054.539,547

Febrero 29,6408248 757.717.782,642 5.673.104.667,530 6.430.822.450,171

Marzo 26,3707429 708.180.880,330 5.834.160.997,778 6.542.341.878,108

Abril 24,5045109 618.365.546,321 5.465.430.217,813 6.083.795.764,134

Mayo 20,9026396 512.368.309,870 5.276.345.573,448 5.788.713.883,318

Junio 20,3766257 479.712.605,375 5.053.597.877,563 5.533.310.482,938

Julio 22,2380125 559.243.746,702 5.407.218.001,075 5.966.461.747,777

Agosto 18,6055871 435.885.188,058 5.075.733.240,094 5.511.618.428,153

Septiembre 20,4544314 482.789.650,125 5.081.399.709,064 5.564.189.359,189

Octubre 27,4313542 752.370.559,473 5.983.738.212,435 6.736.108.771,908

Noviembre 28,9247948 784.996.746,163 5.985.982.702,386 6.770.979.448,549

Diciembre 33,0158228 990.956.710,787 6.818.049.393,025 7.809.006.103,811

Total 8.068.536.878,596 68.459.865.979,007 76.528.402.857,603

Tabla 4.4: Resultados sistema español con intercambio limitado




Enero 41,2273169 522.171.129,786 2.735.872.376,097 3.258.043.505,883

Febrero 38,4307283 426.191.906,473 2.345.820.290,086 2.772.012.196,559

Marzo 37,5974473 457.498.942,779 2.581.234.293,748 3.038.733.236,527

Abril 33,0630444 369.694.943,312 2.363.102.908,187 2.732.797.851,499

Mayo 34,5609963 407.015.861,147 2.504.902.933,985 2.911.918.795,132

Junio 38,1588208 452.334.499,068 2.533.781.472,609 2.986.115.971,677

Julio 40,9423736 516.422.110,950 2.729.966.741,060 3.246.388.852,010

Agosto 38,1141226 465.727.441,683 2.598.780.891,308 3.064.508.332,991

Septiembre 36,5012192 424.534.153,986 2.461.613.144,639 2.886.147.298,625

Octubre 37,8410881 461.473.099,494 2.593.201.275,046 3.054.674.374,540

Noviembre 37,9962029 449.439.718,461 2.513.618.591,421 2.963.058.309,882

Diciembre 40,7497453 513.553.428,384 2.708.898.302,697 3.222.451.731,081

Total 5.466.057.235,522 30.670.793.220,883 36.136.850.456,406

En la grafica que sigue queda en evidencia que el intercambio tiene un efecto directo

sobre los niveles de precios de ambos sistemas. Donde para el caso de España le afecta a la baja, es decir, sus precios disminuyen un poco por el efecto del intercambio. Sin embargo, el sistema francés observa un ligero aumento de los precios en los mismos meses.


111

Figura 4.9: Precios mensuales por países

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Meses

Pre

cios

[€/

MW

h]

Precios Francia- con Interconexión

Precios España-con Interconexión

Precios España-sin Interconexión

Precios Francia-sin Interconexión

Esta variación de los precios esta reflejada en la figura 4.8, donde puede verse que en el

caso de Francia posee una variación mínima del 1.41% frente a una de 2.82% de España, igualmente la variación máxima la sufre el sistema francés donde alcanza un aumento hasta del 7.33% mientras que España como máxima variación tiene 6.6%. Sin embargo de media el sistema español es el que ve una mayor variación con un 4.45% frente a un 3.55% de Francia.

Figura 4.10: Variación de los precios

0

1

2

3

4

5

6

7

8


Meses

% V

aria

ción

Pre

cios

Francia España


112

Por último, si suponemos que no existe una restricción en cuanto al valor máximo de intercambio entre ambos mercados los beneficios obtenidos son los que se muestran a continuación.

Tabla 4.5: Resultados sistema francés con intercambio ilimitado




Enero 35,140 1.092.177.001,387 6.704.540.940,307 7.796.717.941,694

Febrero 31,296 821.909.544,036 5.612.243.707,791 6.434.153.251,827

Marzo 28,785 802.826.927,510 5.745.265.334,546 6.548.092.262,055

Abril 26,415 686.716.514,450 5.400.799.146,482 6.087.515.660,932

Mayo 24,349 632.291.263,506 5.165.125.676,425 5.797.416.939,931

Junio 24,990 635.395.359,348 4.911.269.893,281 5.546.665.252,628

Julio 27,116 737.751.971,254 5.243.944.280,282 5.981.696.251,536

Agosto 23,827 612.491.488,400 4.914.670.476,701 5.527.161.965,100

Septiembre 24,562 619.776.659,975 4.955.211.815,170 5.574.988.475,144

Octubre 29,630 839.264.040,952 5.902.349.036,176 6.741.613.077,128

Noviembre 30,782 858.797.782,798 5.916.686.483,750 6.775.484.266,548

Diciembre 35,029 1.086.621.272,172 6.727.529.296,278 7.814.150.568,450

Total 9.426.019.825,786 67.199.636.087,187 76.625.655.912,974

Tabla 4.6: Resultados sistema español con intercambio ilimitado




Enero 35,140 411.856.606,627 2.864.471.759,579 3.276.328.366,205

Febrero 31,296 315.915.897,097 2.471.637.146,192 2.787.553.043,289

Marzo 28,785 311.442.725,391 2.749.523.729,946 3.060.966.455,337

Abril 26,415 268.122.680,807 2.477.433.969,269 2.745.556.650,076

Mayo 24,349 248.315.754,870 2.689.363.087,096 2.937.678.841,966

Junio 24,990 249.035.002,209 2.776.753.926,111 3.025.788.928,320

Julio 27,116 287.373.220,758 3.007.533.185,663 3.294.906.406,420

Agosto 23,827 240.958.107,992 2.867.160.244,994 3.108.118.352,987

Septiembre 24,562 243.240.847,135 2.674.369.788,775 2.917.610.635,910

Octubre 29,630 324.419.886,623 2.751.470.758,329 3.075.890.644,952

Noviembre 30,782 330.781.637,800 2.650.910.190,222 2.981.691.828,021

Diciembre 35,029 409.992.308,159 2.829.939.541,766 3.239.931.849,925

Total 3.641.454.675,468 32.810.567.327,941 36.452.022.003,410


113

Una vez obtenidos los resultados por cada uno de los meses y para cada escenario, lo siguiente fue calcular las diferencias de los beneficios cuando no existe presencia de intercambio menos los beneficios obtenidos cuando la capacidad de interconexión es limitada, los cuales se muestran a continuación.

Tabla 4.7: Beneficios obtenidos en el sistema francés por el intercambio limitado

Mes Incrementos Excedente Productores [€]

Incrementos Excedente Consumidores [€]

Incrementos Total Beneficios [€]

Enero 21.414.473,086 -21.276.101,415 138.371,671

Febrero 16.389.903,903 -16.280.967,867 108.936,035

Marzo 25.912.200,760 -25.689.328,797 222.871,964

Abril 24.275.439,202 -24.075.178,256 200.260,946

Mayo 33.103.448,651 -32.715.723,533 387.725,118

Junio 32.613.864,815 -32.221.515,024 392.349,791

Julio 31.062.660,645 -30.730.394,959 332.265,686

Agosto 30.164.186,223 -29.819.243,757 344.942,466

Septiembre 26.835.295,090 -26.568.186,361 267.108,729

Octubre 25.095.329,209 -24.872.310,057 223.019,152

Noviembre 20.730.495,556 -20.569.466,825 161.028,732

Diciembre 21.438.519,114 -21.305.942,335 132.576,778

Totales 309.035.816,254 -306.124.359,186 2.911.457,068

Tabla 4.8: Beneficios obtenidos en el sistema español por el intercambio limitado

Mes Excedente Productores [€]

Excedente Consumidores [€]

Total Beneficios [€]

Enero -22.780.420,048 23.151.749,777 371.329,729

Febrero -22.095.643,283 22.455.408,488 359.765,205

Marzo -30.750.805,128 31.362.489,870 611.684,742

Abril -32.000.944,838 32.607.023,451 606.078,613

Mayo -40.208.944,588 41.195.197,480 986.252,892

Junio -33.713.229,122 34.523.364,298 810.135,176

Julio -26.337.750,794 26.930.853,979 593.103,185

Agosto -34.012.104,376 34.777.338,785 765.234,408

Septiembre -31.822.865,835 32.464.745,429 641.879,594

Octubre -31.760.636,512 32.416.991,832 656.355,320

Noviembre -27.719.068,136 28.237.318,925 518.250,788

Diciembre -21.905.359,732 22.232.111,813 326.752,081

Totales -355.107.772,393 362.354.594,126 7.246.821,733

Lo anterior deja en evidencia que la interconexión beneficia a ambos sistemas, donde un

sistema se beneficia más que el otro, que en este caso el sistema español posee una utilidad mayor de la capacidad de interconexión.


114

Figura 4.11: Beneficios producto del intercambio

0

200.000

400.000

600.000

800.000

1.000.000

1.200.000


Meses

Ben

efic

ios

[€]

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

Ren

ta C

onge

stió

n [€

]

Francia

España

RentaCongestión

Por otro lado, siguiendo los pasos anteriores podemos calcular las diferencias entre los

beneficios sin presencia de intercambio menos los beneficios obtenidos cuando no existe la limitación en cuanto a la capacidad de interconexión.

Tabla 4.9: Beneficios obtenidos en el sistema francés por el intercambio ilimitado




Enero 127.642.321,722 -121.840.547,904 5.801.773,818

Febrero 80.581.665,297 -77.141.927,606 3.439.737,691

Marzo 120.558.247,940 -114.584.992,029 5.973.255,912

Abril 92.626.407,331 -88.706.249,588 3.920.157,744

Mayo 153.026.402,288 -143.935.620,556 9.090.781,732

Junio 188.296.618,787 -174.549.499,306 13.747.119,481

Julio 209.570.885,197 -194.004.115,753 15.566.769,444

Agosto 206.770.486,564 -190.882.007,151 15.888.479,413

Septiembre 163.822.304,940 -152.756.080,255 11.066.224,684

Octubre 111.988.810,687 -106.261.486,315 5.727.324,371

Noviembre 94.531.532,192 -89.865.685,461 4.665.846,731

Diciembre 117.103.080,499 -111.826.039,082 5.277.041,417

Totales 1.666.518.763,444 -1.566.354.251,006 100.164.512,439


115

Tabla 4.10: Beneficios obtenidos en el sistema español por el intercambio ilimitado




Enero -133.094.943,208 151.751.133,259 18.656.190,051

Febrero -132.371.652,660 148.272.264,594 15.900.611,935

Marzo -176.807.022,516 199.651.926,068 22.844.903,552

Abril -133.573.207,342 146.938.084,533 13.364.877,191

Mayo -198.909.050,865 225.655.350,592 26.746.299,727

Junio -237.012.725,980 277.495.817,799 40.483.091,819

Julio -255.386.640,986 304.497.298,581 49.110.657,595

Agosto -258.781.438,067 303.156.692,471 44.375.254,404

Septiembre -213.116.172,686 245.221.389,565 32.105.216,879

Octubre -168.813.849,383 190.686.475,114 21.872.625,731

Noviembre -146.377.148,798 165.528.917,725 19.151.768,928

Diciembre -125.466.479,956 143.273.350,882 17.806.870,926

Totales -2.179.710.332,447 2.502.128.701,184 322.418.368,738

4.3. Distribución de la renta Como se ha mencionado a lo largo del trabajo, mientras exista un intercambio entre los

mercados que genere una diferencia de precios entre los mismos se producirá un beneficio a repartir entre los países, cuyo monto es igual a la diferencia de precios por la cantidad de energía que se intercambia. Es de resaltar que este beneficio producido por la existencia de la congestión, se genera siempre que la capacidad de interconexión real utilizada es menor a aquella necesaria para establecer un mismo precio en ambos mercados (capacidad ilimitada). Es por ello que todos aquellos mercados que hagan uso de mecanismos de asignación de capacidad como por ejemplo las subastas explícitas o implícitas, usualmente se encontraran con la presencia de rentas por las congestiones. Una situación algo diferente se presenta si el mecanismo adoptado es el counter trading, puesto que este “beneficio” producto de la congestión no se genera ya que se establece un mismo precio en ambos mercados, donde el valor de la capacidad de interconexión corresponde con el que antes hemos denominado “ilimitado”, este tratamiento de la interconexión trae consigo que en vez de tener que repartir el monto de la renta se tenga que asignar un coste entre los países producto del ajuste de la capacidad de interconexión al valor necesario para que sean viables los flujos por la red. Lo mencionado anteriormente nos lleva a enfocar nuestro trabajo con dos propósitos diferentes: por un lado analizar diferentes formas de cómo realizar un hipotético reparto de la renta de la congestión, y por el otro examinar diversos métodos que permitan asignar el sobrecoste proveniente del proceso del counter trading (ver parte 5).

En el comienzo de este apartado se hacía mención de algunos criterios económicos

(utilitarista, igualitarista, rawlsiano) que permiten valorar la equidad en la asignación de los bienes entre diversos individuos, de forma que si adoptáramos estos criterios para repartir la renta de la congestión nos permitirían obtener distintas asignaciones con las cuales contrastar los resultados. A continuación se presentan los resultados de aplicar los principios antes nombrados en la asignación de la renta.


116

4.3.1. Asignación Utilitarista El primero de los criterios adoptados en nuestro trabajo es el llamado utilitarista. En este

criterio el interés de cada individuo debe identificarse con el interés general. Para los utilitaristas el “todo” es mayor que la suma de las partes. De ahí que un elemento individual no podrá lograr sus propósitos con independencia del “todo”. Para ello el interés general de la comunidad se mide por la suma de los intereses individuales en la comunidad: cada uno de los intereses individuales tiene que tener el mismo peso en la medición del bienestar general. Es por ello que un criterio de este tipo pondera por igual la utilidad de todo el mundo y, por consiguiente, maximiza la utilidad total de todos los miembros de la sociedad.

Centrándonos en nuestro caso, tendríamos que la aplicación de un criterio de este estilo

llevaría al ponderar por igual los beneficios de ambos sistemas en el reparto de la renta de la congestión daría como resultado que fuera adjudicado el 50% de la misma a cada una de las partes involucradas.

Por lo que si hiciésemos un reparto de este tipo los resultados encontrados son los

siguientes:

Tabla 4.11: Asignación Utilitarista de la renta de la congestión

Utilidad Francia [€]

Utilidad España [€]

Renta de la congestión [€]

Asignación Francia [€] % Asignación

España [€] %

Ene 138.371,671 371.329,729 4.982.493,158 2.491.246,579 50% 2.491.246,579 50% Feb 108.936,035 359.765,205 4.435.186,468 2.217.593,234 50% 2.217.593,234 50% Mar 222.871,964 611.684,742 7.228.464,980 3.614.232,490 50% 3.614.232,490 50% Abr 200.260,946 606.078,613 4.618.455,203 2.309.227,601 50% 2.309.227,601 50% May 387.725,118 986.252,892 9.785.749,220 4.892.874,610 50% 4.892.874,610 50% Jun 392.349,791 810.135,176 13.595.723,335 6.797.861,667 50% 6.797.861,667 50% Jul 332.265,686 593.103,185 13.306.521,691 6.653.260,846 50% 6.653.260,846 50% Ago 344.942,466 765.234,408 13.520.036,120 6.760.018,060 50% 6.760.018,060 50% Sep 267.108,729 641.879,594 10.009.949,501 5.004.974,751 50% 5.004.974,751 50% Oct 223.019,152 656.355,320 7.107.950,399 3.553.975,200 50% 3.553.975,200 50% Nov 161.028,732 518.250,788 5.570.849,575 2.785.424,787 50% 2.785.424,787 50% Dic 132.576,778 326.752,081 4.688.784,379 2.344.392,190 50% 2.344.392,190 50% Totales 2.911.457,068 7.246.821,733 98.850.164,029 49.425.082,014 50% 49.425.082,014 50%


117

Tabla 4.12: Beneficios Sistemas con reparto Utilitarista

Francia Utilidad + Renta [€] % España

Utilidad + Renta [€] %

Ene 2.629.618,250 47,88% 2.862.576,308 52,121%

Feb 2.326.529,269 47,44% 2.577.358,439 52,557%

Mar 3.837.104,454 47,59% 4.225.917,232 52,411%

Abr 2.509.488,547 46,26% 2.915.306,215 53,740%

May 5.280.599,728 47,32% 5.879.127,502 52,682%

Jun 7.190.211,458 48,59% 7.607.996,844 51,412%

Jul 6.985.526,531 49,08% 7.246.364,031 50,916%

Ago 7.104.960,525 48,56% 7.525.252,468 51,436%

Sep 5.272.083,480 48,28% 5.646.854,344 51,716%

Oct 3.776.994,352 47,29% 4.210.330,519 52,713%

Nov 2.946.453,519 47,14% 3.303.675,576 52,858%

Dic 2.476.968,968 48,11% 2.671.144,271 51,886%

Totales 52.336.539,083 48,01% 56.671.903,748 51,989%

4.3.2. Asignación Igualitarista Una asignación con este criterio logra que ambas partes consigan la igualdad en la

cantidad de los bienes percibidos, en este caso, la igualdad de los beneficios. De esta forma la suma de los beneficios más el monto de la renta asignada debe ser igual en ambos países. Lo que se busca es una paridad en cuanto a los beneficios totales a obtener por parte de ambos sistemas. Al realizar un reparto de este estilo los resultados correspondientes se muestran en la siguientes tablas, donde se puede apreciar las asignaciones de la renta que permiten lograr que ambos sistemas puedan obtener los mismos beneficios.

Tabla 4.13: Asignación Igualitarista de la renta de la congestión

Utilidad Francia

[€]

Utilidad España

[€]

Renta de la congestión

[€]

Asignación Francia

[€] %

Asignación España

[€] %

Ene 138.371,671 371.329,729 4.982.493,158 2.607.725,608 52,338% 2.374.767,550 47,662%

Feb 108.936,035 359.765,205 4.435.186,468 2.343.007,819 52,828% 2.092.178,649 47,172%

Mar 222.871,964 611.684,742 7.228.464,980 3.808.638,879 52,689% 3.419.826,101 47,311%

Abr 200.260,946 606.078,613 4.618.455,203 2.512.136,435 54,393% 2.106.318,768 45,607%

May 387.725,118 986.252,892 9.785.749,220 5.192.138,497 53,058% 4.593.610,723 46,942%

Jun 392.349,791 810.135,176 13.595.723,335 7.006.754,360 51,536% 6.588.968,975 48,464%

Jul 332.265,686 593.103,185 13.306.521,691 6.783.679,595 50,980% 6.522.842,096 49,020%

Ago 344.942,466 765.234,408 13.520.036,120 6.970.164,031 51,554% 6.549.872,088 48,446%

Sep 267.108,729 641.879,594 10.009.949,501 5.192.360,183 51,872% 4.817.589,319 48,128%

Oct 223.019,152 656.355,320 7.107.950,399 3.770.643,283 53,048% 3.337.307,116 46,952%

Nov 161.028,732 518.250,788 5.570.849,575 2.964.035,816 53,206% 2.606.813,759 46,794%

Dic 132.576,778 326.752,081 4.688.784,379 2.441.479,841 52,071% 2.247.304,538 47,929%

Totales 2.911.457,068 7.246.821,733 98.850.164,029 51.592.764,347 52,193% 47.257.399,682 47,807%


118

Tabla 4.14: Beneficios Sistemas con reparto Igualitarista

Francia Beneficios + Renta [€]

% España Beneficios + Renta [€]

%

Ene 2.746.097,279 50% 2.746.097,279 50%

Feb 2.451.943,854 50% 2.451.943,854 50%

Mar 4.031.510,843 50% 4.031.510,843 50%

Abr 2.712.397,381 50% 2.712.397,381 50%

May 5.579.863,615 50% 5.579.863,615 50%

Jun 7.399.104,151 50% 7.399.104,151 50%

Jul 7.115.945,281 50% 7.115.945,281 50%

Ago 7.315.106,497 50% 7.315.106,497 50%

Sep 5.459.468,912 50% 5.459.468,912 50%

Oct 3.993.662,435 50% 3.993.662,435 50%

Nov 3.125.064,548 50% 3.125.064,548 50%

Dic 2.574.056,619 50% 2.574.056,619 50%

Totales 54.504.221,415 50% 54.504.221,415 50%

4.3.3. Asignación Rawlsiana

Esta función lleva consigo una solución estrictamente equitativa para el óptimo social mediante la maximización de la utilidad de los individuos peor situados de la sociedad. En la determinación de los individuos peor situados del entorno se evalúan los beneficios percibidos a través de los resultados del mercado, y en función de ellos se valora cual es el país que debe de ser compensado y en que cantidad.

La perspectiva rawlsiana podría ser igualitarista e implicar una distribución igualitarista de los bienes entre todos los miembros de la sociedad, pero no necesariamente. Ya que si suponemos que recompensado más a las personas más productivas que a las menos productivas, podemos conseguir que las más productivas se esfuercen más. De esa manera, podrían producirse más bienes y servicios, algunos de los cuales podrían reasignarse para mejorar el bienestar de los miembros más pobres de la sociedad. Igualmente, la distribución final dependería de las diferencias existentes entre los miembros de la sociedad y de la compensación que debiera realizarse entre ellos para lograr que sus utilidades se igualen.

Si aplicamos este criterio al reparto veremos como los beneficios totales que obtiene el sistema francés por medio del mercado (ver apartado: Beneficios) son mucho más elevados que los del sistema español, siendo la diferencia entre ellos tal que al sistema español le correspondería el total de la renta. Sin embargo, aunque se adjudique el total del monto de la renta al sistema español no se produciría una equiparación de los beneficios.


119

4.3.4. Asignación conjunta

En este punto planteamos una forma de asignación alternativa a los criterios antes utilizados. Este criterio surge de los resultados obtenidos en los apartados anteriores, donde quedo demostrado que cuanto mayor sea la capacidad de interconexión mayores son los beneficios que obtienen ambos países, por cuanto pareciera que lo ideal sería que la capacidad de intercambio fuera lo más grande posible para así aprovechar las diferencias de precios en ambos sistemas y formar un conjunto más eficiente y productivo.

Al no existir restricciones de red, el resultado del mercado sería aquel donde ambos

sistemas tuviesen un mismo precio, puesto que sería la solución que maximiza el bienestar de cada uno de los sistemas. En ese caso la renta de congestión sería cero puesto que no habría ninguna congestión, por lo que podríamos decir que la misma estaría siendo asignada directamente por el mercado. Es por ello equitativo pensar que los beneficios finales (incluyendo la renta) de los sistemas deben ser acordes y consistentes con los beneficios resultantes cuando no existe limitación en cuanto a la capacidad de intercambio, ya que esta sería la solución óptima desde el punto de vista del bienestar de los mercados. Sin embargo, las limitaciones en cuanto a la capacidad física de interconexión hacen que lo anterior no se pueda llevar a cabo, puesto que la capacidad necesaria sería mucho más elevada que la existente actualmente. Esto que queda manifestado cuando se valora para cada uno de los meses del año la capacidad horaria promedio por agrupaciones de horas (punta, llano, valle)28 que permitiera esta hipotética unión de los mercados. (Ver tabla 4.15)

Figura 4.12: Capacidad de interconexión horaria promedio para la unión de los mercados

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas [h]

Cap

acid

ad I

nte

rcam

bio

[MW

h]

Ponderada Ene Feb Mar AbrMay Jun Jul Ago SepOct Nov Dic Promedio Ponderada

28 [Transport_1, 02]


120

Tabla 4.15: Capacidad de interconexión necesaria para la unión de los mercados

Mes Horas [h]

1-8 9-18 19-22 23-24

Ene 1119,88686 4554,35224 8722,826 6350,62533

Feb 1055,36358 4240,26305 7092,35391 5422,48603

Mar 1751,09846 4750,59975 7498,82183 6127,52395

Abr 912,62581 3534,15141 5818,10497 5038,03884

May 2447,75755 5251,90086 7708,38344 6441,44576

Jun 3593,46064 6831,63498 9234,77133 7754,97395

Jul 4204,87943 7887,13078 9535,30384 8131,71464

Ago 4153,26439 6865,96538 9314,07173 8129,26697

Sep 2924,9906 5652,45525 8943,18147 7097,62651

Oct 1524,01418 4664,42422 7860,82888 5076,15497

Nov 924,467529 4276,72368 7996,73342 5237,41308

Dic 675,170384 4185,39844 8753,74298 6271,81777

Ponderada 2116,09514 5234,3267 8218,03558 6433,03072

Promedio Ponderada 4763,760726

Para realizar el reparto primero debemos evaluar la estructura final repartición de

los beneficios que se generaría con un mercado sin restricciones en la cantidad intercambiada. Una vez obtenida la estructura del reparto, se asignaría el monto de la renta de forma que permitiese obtener la misma distribución de los beneficios.

Tabla 4.16: Asignación conjunta de la renta de la congestión

Repartición Beneficios sin limitaciones

Francia (%)

España (%)


[€]

Asignación Francia [€]

% Asignación España [€]

%

Ene 23,72% 76,28% 4.982.493,158 1.164.454,302 23,37% 3.818.038,855 76,63% Feb 17,79% 82,21% 4.435.186,468 763.234,722 17,21% 3.671.951,746 82,79% Mar 20,73% 79,27% 7.228.464,980 1.448.382,997 20,04% 5.780.081,984 79,96% Abr 22,68% 77,32% 4.618.455,203 1.030.054,831 22,30% 3.588.400,371 77,70% May 25,37% 74,63% 9.785.749,220 2.443.159,549 24,97% 7.342.589,671 75,03% Jun 25,35% 74,65% 13.595.723,335 3.358.930,773 24,71% 10.236.792,562 75,29% Jul 24,07% 75,93% 13.306.521,691 3.093.111,131 23,25% 10.213.410,560 76,75% Ago 26,36% 73,64% 13.520.036,120 3.512.300,079 25,98% 10.007.736,041 74,02% Sep 25,63% 74,37% 10.009.949,501 2.531.765,130 25,29% 7.478.184,371 74,71% Oct 20,75% 79,25% 7.107.950,399 1.434.447,627 20,18% 5.673.502,772 79,82% Nov 19,59% 80,41% 5.570.849,575 1.063.365,213 19,09% 4.507.484,361 80,91%

Dic 22,86% 77,14% 4.688.784,379 1.044.295,078 22,27% 3.644.489,301 77,73%

Totales 23,70% 76,30% 98.850.164,029 22.926.734,714 23,19% 75.923.429,315 76,81%


121

Tabla 4.17: Beneficios Sistemas con reparto conjunto

Francia Beneficios + Renta [€]

% España Beneficios + Renta [€]

%

Ene 1.302.825,974 23,72% 4.189.368,584 76,28% Feb 872.170,757 17,79% 4.031.716,951 82,21% Mar 1.671.254,960 20,73% 6.391.766,726 79,27% Abr 1.230.315,777 22,68% 4.194.478,984 77,32% May 2.830.884,668 25,37% 8.328.842,563 74,63% Jun 3.751.280,564 25,35% 11.046.927,738 74,65% Jul 3.425.376,816 24,07% 10.806.513,745 75,93% Ago 3.857.242,544 26,36% 10.772.970,449 73,64% Sep 2.798.873,860 25,63% 8.120.063,965 74,37% Oct 1.657.466,779 20,75% 6.329.858,092 79,25% Nov 1.224.393,945 19,59% 5.025.735,150 80,41%

Dic 1.176.871,857 22,86% 3.971.241,382 77,14%

Totales 25.838.191,783 23,70% 83.170.251,048 76,30%

4.3.5. Asignación en función de la utilidad En la economía del intercambio, existe algo denominado frontera de posibilidades de

utilidad, esta función representa las asignaciones eficientes de un recurso expresada en niveles de utilidad de dos individuos que intervienen en un intercambio. En nuestro caso estaríamos hablando de los beneficios que perciben cada uno de los países más la cantidad correspondiente a la renta de la congestión. Por tanto, en la medida en que se asigne una cantidad mayor de la renta a alguno de los países mayores serán los beneficios finales que este perciba, y menor será la cantidad que perciba el otro país. Al ir modificando el valor de la renta asignado a cada país se van obteniendo una serie de puntos, los cuales al unirlos generan una frontera de posibles soluciones como la mostrada en la figura a continuación.

Figura 4.13: Ejemplo de frontera de posibilidades de utilidad

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000

Beneficios Francia + Renta [€]

Ben

efic

ios

Espa

ña +

Ren

ta [

€]

P1

P2

P3

P4

A

B

C


122

En la figura 4.13, el punto P1 es un extremo donde España tendría asignada el total del monto de la renta de la congestión, mientras que el punto P2 es el contrario donde Francia recibiría el total de la renta. Dicha figura deja en evidencia la existencia de intereses contrapuestos de parte de ambos sistemas en lo respectivo al reparto. Donde los puntos de la curva (P1, A, B, C, P2) forman lo que los economistas llaman una frontera eficiente, ya que no es posible mejorar el bienestar de un país sin empeorar el del otro. Lo anterior forma parte de un criterio de optimalidad denominado eficiencia paretiana. El economista italiano Vilfredro Pareto (1896) introdujo este criterio que ha recibido su nombre y que puede considerarse crucial en teoría económica. Donde: “Una alternativa es eficiente (o Pareto óptima) si toda alternativa que proporcione una mejora en un atributo produce un empeoramiento en al menos otro de los atributos”. Puede decirse que la eficiencia paretiana es una condición exigida como necesaria para poder garantizar la racionalidad de las soluciones generadas por los diferentes enfoques multicriterio.

Todo los puntos de la curva son posibles soluciones a nuestro objetivo, ya que tanto el

punto A como B son soluciones eficientes y cada uno de ellos lleva consigo un reparto de la renta diferente, pero lo que en realidad lo que nos interesa saber es ¿cuál de esos puntos es el más equitativo? A priori es un asunto que desconocemos, sin embargo existe algo llamado programación compromiso que nos puede servir como herramienta para responder a esta pregunta. En este método lo primero consiste en establecer lo que Zeleny llama el punto o la alternativa ideal29. Las coordenadas de la alternativa ideal vienen dadas por los valores óptimos de los correspondientes objetivos. Este punto equivaldría al punto P3 (figura 4.13), el cual es inalcanzable, puesto que es imposible asignar la totalidad del monto de las rentas tanto a España como a Francia simultáneamente. Obviamente, si dicha alternativa fuera alcanzable, ello implicaría que no existe conflicto alguno entre los dos objetivos, por lo que de hecho no existiría ningún problema de elección multicriterio, pues la alternativa ideal sería la elección óptima. Por tanto, la mejor solución compromiso viene dada por la solución eficiente más próxima al punto ideal. Así, cuando un objetivo alcanza su valor ideal, su grado de proximidad es cero; por el contrario, dicho grado se hace igual a uno cuando el objetivo en cuestión alcanza un valor igual al anti-ideal (punto P4). Esta regla de comportamiento suele denominarse axioma de Zeleny, pues fue este investigador quien lo propuso en 1973.

La programación compromiso consiste en la búsqueda de las soluciones eficientes más

próximas al ideal, y se convierte en el siguiente problema de optimización:

=

⎡ ⎤⎡ ⎤−⎢ ⎥⎢ ⎥−⎢ ⎥⎢ ⎥⎣ ⎦⎣ ⎦

∑1 /ππ*

ππ *1

*

Min L = .n j j

jjj j

k kW

k k

29 El punto de partida de la programación compromiso son los siguientes dos trabajos: Yu, P.L. A Class of Solutions for Group Decision Problems, Management Science 19: 688-693, 1973 y Zeleny, M., Multiple Criteria Decision Making (Cochrane, J.L., Zeleny, M., editores), University of South Carolina Press, Columbia: 262-301, 1973.


123

Donde πjW representa las ponderaciones de la función utilidad, y *

jk vendría a ser el

punto ideal (P3) y * jk el punto anti-ideal (P4). El parámetro π representa la métrica que

define la familia de funciones de distancia. Dependiendo de la métrica que se elija tendremos diferentes funciones de distancia, es decir, para cada valor del parámetro π tendremos una distancia en concreto. Así, la distancia tradicional o euclidiana es un caso particular donde π = 2. Para la métrica π=∞, se minimiza la máxima desviación de entre todas las desviaciones individuales; esto es, para π=∞ sólo la desviación mayor influye en el proceso de minimización. Así, para problemas con dos objetivos, los puntos L1 y L∞ definen un subconjunto de la frontera eficiente denominado por Zeleny30 conjunto compromiso. Las otras mejores soluciones compromiso pertenecen al conjunto acotado por dichos puntos L1 y L∞.

En el problema de optimización anterior lo que se busca es determinar cual de los

puntos de la frontera eficiente es el más cercano al punto ideal, el punto resultante tendría la distancia más reducida con respecto al punto ideal. Es por ello que se plantea como un problema de minimización de distancia, en la cual las utilidades de los países están multiplicadas por un término denominado W, este término representa las ponderaciones de las funciones de la utilidad de cada sistema. Es usual adoptar una función social del bienestar para describir las ponderaciones que aplicamos a la utilidad de cada agente, puesto que cada función social de bienestar puede relacionarse con un determinado punto de vista sobre la equidad. Por ejemplo, si ponderamos de la misma forma ambas utilidades el resultado conseguido de reparto es del 50% para cada país, lo cual coincide con el resultado del reparto arrojado por un criterio utilitarista, que como se mencionó anteriormente pondera por igual la utilidad todos los individuos. De forma tal que dependiendo de las ponderaciones consideradas se conseguirán diferentes distribuciones de la renta. Entonces la solución a nuestro problema pasa por la determinación de un criterio equitativo que nos permita establecer las ponderaciones. Hemos visto que la renta de la congestión es un excedente que se genera por la existencia de intercambio entre los mercados, y nos da una señal económica acerca de la disposición de los agentes en hacer uso de la interconexión. Por ello, aquellos que tengan una utilidad mayor de la interconexión poseen una disposición mayor a realizar transacciones a través de ella. De hacerse efectivo el interés por hacer uso de la misma, se traduciría en un mayor volumen de intercambio, y como se ha demostrado a medida que el intercambio es mayor se origina un aumento del bienestar de las partes. Por ende, las ponderaciones que representarían la equidad en la asignación de la renta, pudiesen establecerse a través de la utilidad que tiene la interconexión para cada uno de los sistemas. De esta forma determinando que proporción de los beneficios generados en los sistemas (español y francés) son provenientes del intercambio sería posible determinar una función de utilidad que nos permita determinar las ponderaciones a ser consideradas en la utilidad de los agentes. Lo anterior se enmarca dentro del segundo teorema de la economía del bienestar, el cual nos dice literalmente que es posible conseguir cualquier equilibrio que se considere equitativo distribuyendo de una manera adecuada los recursos entre los individuos y que esa distribución no tiene por qué generar en sí misma ineficiencias.

30 Zeleny, M., A Concept of Compromise Solutions and the Method of the Displaced Ideal, Computers and Operations Research 1: 479-496, 1974.


124

Adoptando los criterios antes descritos y habiendo estimado los beneficios que proporciona el intercambio a ambos países determinamos la función de utilidad de ambos países la cual se representa en la figura 4.9.

Figura 4.14: Función de la utilidad de los países

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

900.000

1.000.000

100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000

Beneficios Francia [€]

Ben

efic

ios

Españ

a [€

]

Esta función es la que nos proporcionará los valores de las ponderaciones (W) usadas en

la utilidad del problema de optimización, en el cual se minimiza la distancia hacia el punto ideal31. Al haber contabilizado los resultados por meses, el reparto de la misma se puede hacer de forma mensual, de forma tal que los valores de las ponderaciones se corresponderán a la pendiente de la curva en cada uno de los puntos que se evalúe, en este caso sería para cada uno de los meses.

Para ello se planteó el siguiente problema de minimización32:

* *

*

1 /ππ π

π ππ 1 2

esp

esp

Min L = . .

.% *

(1 % ) *

total esp esp total fr fr

esp esp fr fr

total esp esp renta

total fr fr renta

esp esp

fr total fr

esp esp

B P B PW W

P P P P

S aB B renta

B B renta

P B renta

P B rentaP B

P

⎡ ⎤⎡ ⎤ ⎡ ⎤− −⎢ ⎥+⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎢ ⎥− −⎢ ⎥ ⎢ ⎥⎣ ⎦ ⎣ ⎦⎣ ⎦

= +

= + −

= +

= +

=

* fr frB=

31 [Multi_2, 95] 32 [Multi_3, 00] y [excel, 03]


125

Donde:

total espB ,total frB : Beneficios (España y Francia, respectivamente) más la renta asignada

espB , frB : Beneficios (España y Francia, respectivamente) sin la renta

esp%renta: Porcentaje asignado de la renta a España

renta : Monto de la renta Los datos de entrada para resolver el problema son los mostrados en la tabla 4.7:

Tabla 4.18: Datos de entrada programa de optimización

Beneficios [€]

Francia España


[€] Ponderación33

Ene 138371,6711 371329,7291 4982493,158 3,132747007

Feb 108936,0353 359765,2047 4435186,468 2,067900784

Mar 222871,9638 611684,7417 7228464,98 1,485389194

Abr 200260,9461 606078,6133 4618455,203 2,283977248

May 387725,1184 986252,8923 9785749,22 7,417670269

Jun 392349,7908 810135,1762 13595723,33 8,266231935

Jul 332265,6855 593103,185 13306521,69 1,071571033

Ago 344942,4655 765234,4084 13520036,12 1,964379781

Sep 267108,7295 641879,5936 10009949,5 0,137998849

Oct 223019,152 656355,3198 7107950,399 1,480057544

Nov 161028,7319 518250,7882 5570849,575 3,189499504

Dic 132576,7785 326752,0811 4688784,379 3,021604808

Algo a destacar es que con π = ∞, denota la llamada distancia de Tchebychev o lo que

es lo mismo minimizar la máxima distancia (así se obtiene una solución equilibrada, en que todos los grados de proximidad individuales están acotados, siendo a su vez un problema lineal).

El carácter equilibrado de la solución dota a este punto de un especial atractivo desde

un punto de vista de elección. Puede decirse que la solución L1 (π = 1) corresponde a una situación en la que se maximiza la suma ponderada de los logros de cada objetivo, traduciéndose en algo así como en un punto de máxima eficiencia, pero que puede estar fuertemente desequilibrado. Por el contrario, en la solución L∞ subyace una lógica de equilibrio en vez de una lógica de eficiencia.

33 Este corresponde a la ponderación de la utilidad de España, la de Francia toma siempre el valor de 1.


126

Los resultados obtenidos una vez que se fue resuelta la optimización respectiva quedan

plasmados en la tabla 4.8.

Tabla 4.19: Resultados porcentuales de la asignación de la renta de la congestión

L∞ (π = ∞) L1 (π = 1)

España (%) Francia (%) España (%) Francia (%)

Ene 76,01395439 23,98604561 90,75281685 9,24718315

Feb 67,5660885 32,4339115 81,04701498 18,952985

Mar 59,63331459 40,36668541 68,81219102 31,187809

Abr 69,72551284 30,27448716 83,9139141 16,0860859

May 90 10 98,2149816 1,78501838

Jun 89,4375 10,5625 98,5544369 1,4455631

Jul 51,74489775 48,25510225 53,4507967 46,5492033

Ago 74,06056479 25,93943521 79,4187354 20,5812646

Sep 11,88242173 88,11757827 1,8687798 98,1312202

Oct 59,76466057 40,23533943 68,6576413 31,3423587

Nov 80 20 91,0134682 8,9865318

Dic 75,34239575 24,65760425 90,1284249 9,87157514

Los resultados de la asignación al considera L1, serian los mostrados en la figura 4.9.

Figura 4.15: Resultados asignación renta L1

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000


Meses

Ren

ta A

sign

ada

[€]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Por

cent

aje

Rep

arto

[%

]

Esp[€] Fr[€] Esp(%) Fr(%)


127

Los mismos resultados pero en términos absolutos monetarios son los siguientes:

Tabla 4.20: Resultados Absolutos de la asignación de la renta de la congestión

L∞ (π = ∞) L1 (π = 1) Renta Total

[€] Renta España [€]

Renta Francia [€]

Renta España [€]

Renta Francia [€]

Ene 4.982.493,16 3.787.390,08 1.195.103,08 4.521.752,89 460.740,27

Feb 4.435.186,47 2.996.682,01 1.438.504,45 3.594.586,24 840.600,23

Mar 7.228.464,98 4.310.573,26 2.917.891,72 4.974.065,13 2.254.399,85

Abr 4.618.455,20 3.220.241,58 1.398.213,63 3.875.526,53 742.928,67

May 9.785.749,22 8.807.174,30 978.574,92 9.611.071,80 174.677,42

Jun 13.595.723,33 12.159.675,06 1.436.048,28 13.399.188,57 196.534,76

Jul 13.306.521,69 6.885.446,04 6.421.075,65 7.112.441,86 6.194.079,83

Ago 13.520.036,12 10.013.015,11 3.507.021,01 10.737.441,72 2.782.594,40

Sep 10.009.949,50 1.189.424,41 8.820.525,09 187.063,91 9.822.885,59

Oct 7.107.950,40 4.248.042,43 2.859.907,97 4.880.151,09 2.227.799,31

Nov 5.570.849,57 4.456.679,66 1.114.169,91 5.070.223,41 500.626,17

Dic 4.688.784,38 3.532.642,48 1.156.141,90 4.225.927,51 462.856,87

Totales 98.850.164,03 65.606.986,42 33.243.177,61 72.189.440,65 26.660.723,38

En la siguiente figura mostramos los resultados de la asignación cuando se considera L∞.

Figura 4.16: Resultados asignación renta L∞

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000


Meses

Ren

ta A

sign

ada

[€]

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Por

cen

taje

Rep

arto

[%

]

Esp[€] Fr[€] Esp(%) Fr(%)

El carácter equilibrado de la solución L∞ queda vigente en el hecho de que España

recibiría en total el 66,37013% del total de la renta mientras que Francia recibiría el 33,62987%. Esto queda contrastado con el resultado de la L1 donde España recibiría un 9,11% más, situándose en un 73,02916% y Francia se le asignaría el 26,97084%.


128

4.3.6. Asignación en función del impacto económico

A la vista de los resultados obtenidos, se ha comprobado que la presencia o no de

intercambio de energía entre dos mercados posee una influencia sobre el nivel de precios

generado, ya que la interconexión permite la posibilidad de adquirir una energía más barata

que sustituya a la del mercado local.

Al establecer un intercambio entre mercados se produce un aumento de beneficios en

los sistemas, originando una disminución del precio en la zona más cara y un aumento en la

zona que exporta. Si a esto le sumamos el hecho de que la electricidad es una de las

principales fuentes de energía de los países industrializados, observaríamos que una

variación de los precios de la energía puede afectar la economía de los países34, y desde

este punto de vista se apreciaría como un incentivo negativo de cara a promover

transacciones transfronterizas. Puesto que el objetivo es alcanzar la formación de un

mercado interior de electricidad este tipo de situaciones crean una duda-incertidumbre en

cuanto a la validez absoluta de la formación de un único mercado.

Por ende, al ser la renta de la congestión un beneficio del sistema podría asignarse con

la finalidad de disminuir el impacto que genera una variación de precios por causa del

intercambio, y una manera equitativa de lograr esto pasa por realizar un reparto de este

excedente en la misma proporción en que se ven afectados los países ante los cambios en

los precios que genera la existencia del intercambio a través de la interconexión. Lo anterior

sería acorde con lo establecido en los reglamentos del mercado interior de la electricidad35

siempre y cuando la cantidad asignada de la renta se traduce en una reducción de costes en

las tarifas de acceso, compensando de esta forma el efecto antes descrito.

Para determinar el hipotético reparto, tendríamos que determinar la influencia de los

precios de la electricidad sobre los sectores más representativos de la economía de cada

país; con esto calcularíamos la sensibilidad de cada país a la variación de los precios por

consiguiente la distribución de la renta entre los países.

Para cuantificar que influencia posee el precio de la electricidad dentro del desarrollo

económico de un país, en este caso entre España y Francia, tenemos que ser capaces

34 [macro_1, 90] 35 [COM, 01].Comunicación de la Comisión al Consejo y al Parlamento Europeo. Realización del mercado interior de la energía Propuesta de Directiva del Parlamento Europeo y del consejo por la que se modifican las Directivas 96/92/CE y 98/30/CE sobre normas comunes para los mercados interiores de la electricidad y del gas natural.


129

representar cifras representativas de la actividad económica de un país mediante el uso de

indicadores que resulten significativos.

El indicador de consumo de energía eléctrica, tiene la cualidad de ser fácil de obtener y

permite estimar la evolución de la actividad económica del país en cuestión. Es un indicador

que se obtiene directamente, ya que no viene expresado en ninguna base (año de

referencia), nos mide los millones de kilovatios puestos en la red para su consumo, y no

necesita de ninguna fórmula estadística para su interpretación; se emplea para analizar o

mejor dicho comprobar, el "clima" industrial de la nación. Ya que tiene cierta relación con la

fabricación, (el principal consumidor de energía eléctrica son las industrias), además de

poder establecerse un lazo de unión con el índice de producción industrial (I.P.I.)36.

De acuerdo con las estadísticas de energía eléctrica del Ministerio de Ciencia y

Tecnología correspondientes a los últimos años publicados, alrededor del 74% de la energía

eléctrica distribuida en este año fue consumido por los sectores productivos de la economía,

porcentaje que se mantiene constante desde 199837.

Los principales demandantes de energía eléctrica como input en sus correspondientes

procesos productivos fueron las actividades relacionadas con la industria y los servicios. Así,

se ve que la evolución de la demanda de electricidad está muy vinculada a los movimientos

registrados por estos dos sectores. Por esta razón basaremos el análisis de los sectores

productivos de ambos países empleando un índice macroeconómico, que representa el valor

agregado al producto interno bruto del sector industrial (VAB industria), de la demanda de

energía eléctrica y de los precios de la electricidad38.

De forma tal que con los datos provenientes de las series históricas se realiza una

regresión múltiple que permita explicar el VAB industrial en función de los otros parámetros

a considerar. Como primer paso será entonces la recopilación de la información necesaria de

los indicadores antes mencionados. Los datos del índice de producción industrial están

reflejados en las tablas 5.1 y 5.2.

36 Esta relación los niveles del consumo eléctrico con los de la actividad económica, se puede observar en SANZ,R (1978):"Modelización del IPI y su relación con el consumo de energía eléctrica", nº 7806). 37 [CNE_19, 03] 38 [macro_2, 03]


130

Tabla 4.21: Índice de Producción Industrial (IPI) mensual base 1995

Año Mes España Francia Año Mes España Francia Año Mes España Francia

1 85,2 87,8 1 91 92,8 1 99,7 102,1

2 83,4 87,3 2 93,3 93,3 2 99 101,8

3 83,9 88,2 3 92,3 93,5 3 98,9 102

4 83,9 87,3 4 93,6 93,9 4 97,5 100,5

5 84,6 87,3 5 93,4 93,9 5 99,5 101,4

6 83,9 87,9 6 93,4 94,6 6 99,3 101,5

7 82,8 88 7 93,3 94,7 7 97,1 101,5

8 83,3 87,5 8 92,9 92,6 8 102,1 101,9

9 83,4 87,1 9 93,3 94,2 9 98,3 101,1

10 82,2 86,2 10 94,2 93,6 10 97,8 100,4

11 83,1 86,5 11 93,9 94,8 11 97,6 99,3

1995

12 84,3 86,7

1998

12 94,5 94,3

2001

12 96,7 99,1

1 81,6 87,1 1 95,2 93,6 1 98,5 99,7

2 82,6 87 2 93,1 93,4 2 98,1 99,6

3 82,3 87,1 3 93,7 94,8 3 97,9 99,7

4 81,8 86,3 4 94,6 95,1 4 98,6 100,9

5 82,5 87,2 5 94,2 95,1 5 98,2 100,1

6 83 86,7 6 95,2 96,7 6 97,4 100

7 82,3 86,1 7 96,7 96,3 7 98,7 99,9

8 82,7 87,2 8 95,7 95,9 8 99,8 100,7

9 82,7 87,5 9 96,8 97,4 9 99 99,7

10 83,5 86,9 10 96,6 97,3 10 99,9 98,9

11 83,8 87,3 11 98,3 98,2 11 99,5 99,4

1996

12 83,1 87,8

1999

12 99,1 97,9

2002

12 99,1 98,9

1 85,5 87,3 1 98,5 97,8 1 100,1 99,9

2 83,9 87,7 2 100,2 98,7 2 99,7 100,1

3 89,5 88,1 3 100,2 99,5 3 99,3 99,9

4 88,3 91,5 4 99,5 98,7 4 100,6 99,8

5 87,1 90,7 5 100,5 100,5 5 99 97,9

6 87,9 90,5 6 99,6 99,5 6 99,9 99

7 89 91 7 99,5 100,2 7 100,4 99,5

8 89,8 93,2 8 100,3 100,5 8 100,3 99,2

9 89,8 91,6 9 99,3 100,1 9 99,9 100,1

10 91 93,4 10 97,7 101,3 10 100,6 100,8

11 89,8 91,4 11 102,5 101,8 11 100,8 100

1997

12 90,2 93,5

2000

12 102,2 100,9

20

03

12 100,8 100,2

Fuente: OCDE39

39 Series mensuales del boletín mensual de estadística apartado de industria y energía.


131

Tabla 4.22: Índice de Producción Industrial (IPI) anual base 1995

Año España Francia

1995 83,6666667 87,3166667

1996 82,6583333 87,0166667

1997 88,4833333 90,825

1998 93,2583333 93,85

1999 95,7666667 95,975

2000 100 99,9583333

2001 98,625 101,05

2002 98,725 99,7916667

2003 100,116667 99,7

Fuente: OCDE40

En cuanto a los índices económicos de Francia quedan resumidos en la tabla 5.3.

Tabla 4.23: Indicadores Económicos Francia

Años PIB Francia

[M€]

VAB

Industria

[M€]

1.986 1.130.569.000 193.113.000

1.987 1.169.235.000 193.845.000

1.988 1.231.673.000 202.164.000

1.989 1.291.404.000 211.709.000

1.990 1.332.066.000 215.649.000

1.991 1.350.324.000 218.369.000

1.992 1.371.203.000 220.020.000

1.993 1.352.257.000 211.195.000

1.994 1.393.623.000 219.532.000

1.995 1.431.613.000 230.602.000

1.996 1.448.641.000 231.301.000

1.997 1.488.912.000 238.590.000

1.998 1.561.995.000 250.946.000

1.999 1.620.958.000 258.527.000

2.000 1.715.964.000 269.496.000

2.001 1.748.974.000 277.158.000

2.002 1.775.933.000 279.428.000

2.003 1.782.327.000 279.141.000

Fuente: INSEE41

40 [estadist_3, 03] 41 Cuentas Nacionales


132

En lo concerniente al consumo y los precios de la energía eléctrica los datos están

plasmados en la tabla 5.4.

Tabla 4.24: Consumo y Precios de energía eléctrica Francia

Años

Producción

energía

[GWh]

Consumo

Final

Electricidad

[GWh]

Consumo

Industrial

Electricidad 42[GWh]

Consumo

Domestico

Electricidad

[GWh]

Consumo

Domestico

+

Servicio

[GWh]

Precios

Medios

Industriales

[€/MWh]43

1.996 513.051 355.564 124.540 120.509 220.352 45,68

1.997 504.226 355.195 127.699 199.084 216.632 42,67

1.998 510.806 367.204 131.987 123.147 224.110 42,07

1.999 523.981 374.677 132.610 126.933 230.813 40,9

2.000 540.654 385.111 135.145 128.720 238.285 38,8

2.001 549.181 395.489 134.665 133.887 249.138 38,8

2.002 558.048 392.979 133.350 132.998 247.647 37,2

2.003 565.658 398.338 135.169 134.812 251.024 35,46

Fuente: INSEE

En el caso de España los datos económicos, de energía y de precios están representados

en las tablas 5.5 y 5.6.

Tabla 4.25: Indicadores Económicos España

Año PIB

[M€]

VABPB

Agricultura

Ganadería,

Selvicultura

y Pesca. [M€]

VABPB

Rama

Energéticas.

[M€]

VABPB

Rama

Industria.

[M€]

VABPB

Rama

Construcción.

[M€]

VABPB Rama

Servicios De

Mercado.

[M€]

VABPB

Rama

Servicios

No De

Mercado.

[M€]

1.995 437.785 18.630 16.514 76.632 31.876 197.327 62.537

1.996 448.458 21.901 17.329 77.688 31.434 201.170 63.453

1.997 466.513 22.469 17.921 82.196 32.129 208.976 64.893

1.998 486.781 22.329 18.180 86.612 34.447 217.806 66.532

1.999 507.346 21.194 18.619 90.238 37.391 227.373 68.659

2.000 529.689 21.758 19.453 93.702 39.654 237.715 71.370

2.001 544.496 21.117 20.353 95.586 41.756 245.377 73.456

2.002 556.651 21.472 20.533 96.178 43.931 250.867 75.423

2.003 570.556 21.177 20.806 97.390 45.802 256.119 77.899

Fuente: INE44

42 EUROSTAT: [eurostat_1, 03], [eurostat _2, 03], [eurostat _3, 03] , [eurostat _4, 01], [eurostat _5, 02], [eurostat _6, 03] 43 CNE: Informes de comparación precios de la UE , EUROSTAT: Electricity Prices Data 1993-2003-ISSN 1725-1648


133

Tabla 4.26: Consumo y Precios de energía eléctrica España

Año Demanda

45Total [GWh]

Demanda

Sector

Productivo [GWh]

Demanda

Sector

Industrial [GWh]

Servios +

Doméstico [GWh]

Doméstico [GWh]

Precios

Medios

Industriales [€/MWh]46

1.996 147.182 116.581 63.764 79.947 37.515 60,1000

1.997 159.002 120.593 68.820 86.578 40.105 56,5000

1.998 165.969 128.434 71.423 90.795 41.700 50,4900

1.999 177.252 136.707 76.452 97.234 45.443 49,8000

2.000 188.459 140.222 85.640 98.656 43.619 44,0000

2.001 200.953 151.052 90.267 106.128 49.685 43,7000

2.002 206.953 152.086 92.890 108.851 50.636 44,6300

2.003 221.641 161.911 97.662 116.576 54.230 43,0300

Fuente: CNE

Ahora bien, con los datos ya recopilados pasamos a realizar la regresión múltiple47 para

cada uno de los países. En una regresión múltiple se hacen uso de tres o más variables,

donde sólo existe una variable dependiente, pero hay dos o más independientes. Este

método permite determinar una ecuación que da la posibilidad de predecir valores con una

mayor la capacidad predictiva que la regresión lineal simple. La técnica de los mínimos

cuadrados se utiliza para obtener la ecuación de la regresión.

Yc= a +b1x1+b2x2+…bkxk

a = ordenada en el origen

b1= pendiente

k = numero de variables independientes

Un análisis de regresión simple de dos variable da lugar a la ecuación de una recta, un

problema de tres variables produce un plano, y un problema de k variables implica un

hiperplano de (k +1) dimensiones.

En nuestro caso tendríamos una formulación matemática de la siguiente forma:

VAPB_Industria= Constante +[a1]. [PME_Indus]+ [a2]. [DME_Indus] + [a3]. [IPI]

44 [INE_1, 96], [INE_1, 96], [INE _2, 97], [INE _3, 98], [INE _4, 99], [INE _5, 00], [INE _6, 01], [INE _7, 02], [INE_8, 03] y [ICE_1, 04], [ICE_2, 04] 45 [MINECO, 02] 46 [CNE _1, 96], [CNE _2, 96], [CNE _3, 97], [CNE _4, 97], [CNE _5, 98], [CNE _6, 98], [CNE _7, 99], [CNE _8, 99], [CNE _9, 00], [CNE _10, 00], [CNE _11, 01], [CNE _12, 01], [CNE _13, 02], [CNE _14, 02], [CNE _15, 03], [CNE _16, 03], [CNE _17, 04], [CNE _18, 04] 47 [estadist_4, 03]


134

4.3.6.1. España

Para el caso de España los datos de entrada al modelo de regresión fueron los

mostrados en la tabla 5.7, a destacar que las series parten desde el año de 1996 que es el

año a partir de los cuales se tienen todos los datos de ambos países en una misma unidad

monetaria, y en el caso del índice de producción industrial esta sobre la base del año 1995.

Tabla 4.27: Datos entrada modelo regresión múltiple-España

Año VAPB_Industria

[M€]

PME_Indus

[€/MWh]

DEM_Indus

[GWh] IPI

1996 95.017 60,10 63.764 82,6583

1997 100.117 56,50 68.820 88,4833

1998 104.792 50,49 71.423 93,2583

1999 108.857 49,80 76.452 95,7667

2000 113.155 44,00 85.640 100,0000

2001 115.939 43,70 90.267 98,6250

2002 116.711 44,63 92.890 98,7250

2003 118.196 43,03 97.662 100,1167

Los resultados del análisis de regresión se muestran a continuación:

Tabla 4.28: Resultados modelo de regresión múltiple-España

Variables Coeficientes Error

estándar t-estadístico Probabilidad

Constante 34549,6241 56823,4441 0,6080 0,5760

PME_Indus -120,3092 423,1437 -0,2843 0,7903

DEM_Indus 0,3586 0,0847 4,2333 0,0133

IPI 543,2437 350,7352 1,5489 0,1963

R cuadrado 0,9933 Media (Dependiente) 109098,0000

R cuadrado ajustado 0,9883 Desviación est.(Dependiente) 8464,4006

Errores estándar de la regresión 916,4665 Criterio de Akaike 16,7858

Suma residual de cuadrados 3359643,5964 Criterio de Schwars 16,8255

Log máxima verosimilitud -63,1431 F estadístico 197,7047

Durbin Watson 2,8819 Probabilidad (F-estadístico) 0,0001

El grado de relación entre dos variables continuas se resume mediante un coeficiente

de correlación que se conoce como “r de Pearson “en honor del gran matemático Kart

Pearson, quien ideo este método. El coeficiente de relación presenta dos propiedades que

establecen la naturaleza de una relación entre dos variables. Una es su signo (+ o -) y la

otra, es su magnitud. El signo es igual al de la pendiente de una recta que podría

“ajustarse” a los datos si estos se graficaran en un diagrama de dispersión, y la magnitud de

r indica cuan cerca esta de la “recta” tales puntos.


135

Tabla 4.29: Matriz de varianzas y covarianzas -España

Constante PME_Indus DEM_Indus IPI

Constante 3228903803 -23826271,59 -2813,869405 -19355263,48

PME_Indus -23826271,59 179050,5852 23,79394716 138569,4689

DEM_Indus -2813,869405 23,79394716 0,00717659 11,26549445

IPI -19355263,48 138569,4689 11,26549445 123015,1561

Tabla 4.30: Resultados por variables-España

VAPB_Industria

[M€]

PME_Indus

[€/MWh]

DEM_Indus

[GWh] IPI

Media 109098,0000 49,0313 80864,7467 94,7042

Mediana 111006,0000 47,2150 81046,0000 97,1958

Máxima 118196,0000 60,1000 97661,9740 100,1167

Mínima 95017,0000 43,0300 63764,0000 82,6583

Desviación estándar 8464,4006 6,4381 12444,6738 6,2781

Asimetría -0,5074 0,6845 -0,0204 -0,9616

Curtusis 1,8713 2,0193 1,5230 2,5959

Jarque Bera 0,7680 0,9453 0,7277 1,2874

Probabilidad 0,6811 0,6233 0,6950 0,5254

Tabla 4.31: Estimaciones del modelo regresión múltiple-España

Periodo Actual Estimado Residuos Error

1996 95.017,00 95.089,81 -72,81 -0,077%

1997 100.117,00 100.500,51 -383,51 -0,383%

1998 104.792,00 104.751,04 40,96 0,039%

1999 108.857,00 108.000,20 856,80 0,787%

2000 113.155,00 114.292,74 -1.137,74 -1,005%

2001 115.939,00 115.241,22 697,78 0,602%

2002 116.711,00 116.124,32 586,68 0,503%

2003 118.196,00 118.784,16 -588,16 -0,498%


136

4.3.6.2. Francia

En este caso se siguió un procedimiento igual al del caso anterior, pero con los datos

pertinentes a este país.

Tabla 4.32: Datos entrada modelo regresión múltiple-Francia

Año VAPB_Industria

[M€]

PME_Indus

[€/MWh]

DEM_Indus

[GWh] IPI

1996 231.301.000 45,68 124.540 87,0167

1997 238.590.000 42,67 127.699 90,8250

1998 250.946.000 42,07 131.987 93,8500

1999 258.527.000 40,90 132.610 95,9750

2000 269.496.000 38,80 135.145 99,9583

2001 277.158.000 38,80 134.665 101,0500

2002 279.428.000 37,20 133.350 99,7917

2003 279.141.000 35,46 135.169 99,7000

Los resultados del análisis de regresión48 se muestran a continuación:

Tabla 4.33: Resultados modelo de regresión múltiple-Francia

Variables Coeficientes Error estándar t-estadístico Probabilidad

Constante 204.465.751 128.071.580 1,596 0,186

PME_Indus -2.121.295 1.003.600 -2,114 0,102

DEM_Indus -1.380 1.285 -1,074 0,343

IPI 3.368.407 1.139.787 2,955 0,042

R cuadrado 0,981 Media (Dependiente) 260.573.375

R cuadrado ajustado 0,967 Desviación est.(Dependiente) 18.867.702

Errores estándar de la

regresión 3.431.555 Criterio de Akaike 33,242

Suma residual de cuadrados 47.102.282.278.991 Criterio de Schwars 33,281

Log máxima verosimilitud -128,967 F estadístico 69,206

Durbin Watson 2,775 Probabilidad (F-estadístico) 0,001

Tabla 4.34: Matriz de varianzas y covarianzas -Francia

Constante PME_Indus DEM_Indus IPI

Constante 16.402.329.733.012.900 -97.598.916.327.839 -101.974.320.407 10.126.295.033.645

PME_Indus -97.598.916.327.823 1.007.213.485.153 -4.207.867 600.561.871.427

DEM_Indus -101.974.320.407 -4.207.867 1.652.090 -1.205.570.742

IPI 10.126.295.033.675 600.561.871.426 -1.205.570.742 1.299.114.467.112

48 [Regre, 01]


137

Tabla 4.35: Resultados por variables-Francia

Variables Coeficientes Error estándar t-estadístico Probabilidad

Media 260573375,0000 40,1975 131895,5653 96,0208

Mediana 264011500,0000 39,8500 132980,0000 97,8375

Máxima 279428000,0000 45,6800 135168,5223 101,0500

Mínima 231301000,0000 35,4600 124540,0000 87,0167

Desviación estándar 18867702,2595 3,2843 3841,3261 5,0897

Asimetría -0,4145 0,2074 -1,0180 -0,6820

Curtusis 1,6794 2,1687 2,6449 2,0897

Jarque Bera 0,8104 0,2877 1,4238 0,8964

Probabilidad 0,6668 0,8660 0,4907 0,6388

Tabla 4.36: Estimaciones del modelo regresión múltiple-Francia

Periodo Actual Estimado Residuos Error

1996 231.301.000,000 228.766.751,721 2.534.248,279 1,096%

1997 238.590.000,000 243.619.418,106 -5.029.418,106 -2,108%

1998 250.946.000,000 249.162.789,147 1.783.210,853 0,711%

1999 258.527.000,000 257.942.626,917 584.373,083 0,226%

2000 269.496.000,000 272.315.709,370 -2.819.709,370 -1,046%

2001 277.158.000,000 276.655.443,828 502.556,172 0,181%

2002 279.428.000,000 277.626.065,808 1.801.934,192 0,645%

2003 279.141.000,000 278.498.195,105 642.804,895 0,230%

4.3.6.3. Variación de precios

Realizado el análisis de regresión, tenemos como afecta económicamente al sector

industrial una variación de los precios de la electricidad para cada uno de los países. Ahora

bien, según los resultados obtenidos en el apartado anterior los precios de la electricidad

variaron a lo largo de los meses en una senda comprendida entre un 1.41% y un 7.3% para

el caso de Francia, mientras que para España se situó entre un 2.82% y un 6.6%. En

cuanto, a la media ponderada de variación de los precios para Francia fue de 3.55% y de un

4.45% para España. Con base a los datos anteriores podemos realizar un análisis de

sensibilidad en el rango de variación antes mencionado, de forma que observásemos cuál de

los dos sistemas es más vulnerable a las variaciones de los precios de la energía eléctrica.

Evaluando el modelo de regresión obtenido anteriormente y dejando todas las variables

constantes menos el precio de la electricidad que era la variable que modificábamos. Dichos

resultados se muestran en la tabla 5.17.


138

Tabla 4.37: Análisis de sensibilidad

% Variación Precios

Electricidad

Francia [M€]

España [M€]

Francia [%]

España [%]

-7 283.763.674,14 119.146,54 1,89067% 0,30508%

-6 283.011.462,85 119.094,78 1,62057% 0,26149%

-5 282.259.251,56 119.043,01 1,35048% 0,21791%

-4 281.507.040,27 118.991,24 1,08038% 0,17433%

-3 280.754.828,98 118.939,47 0,81029% 0,13075%

-2 280.002.617,69 118.887,70 0,54019% 0,08716%

-1 279.250.406,40 118.835,93 0,27010% 0,04358%

0 278.498.195,11 118.784,16 0,00000% 0,00000%

1 277.745.983,81 118.732,39 -0,27010% -0,04358%

2 276.993.772,52 118.680,62 -0,54019% -0,08716%

3 276.241.561,23 118.628,85 -0,81029% -0,13075%

4 275.489.349,94 118.577,08 -1,08038% -0,17433%

5 274.737.138,65 118.525,32 -1,35048% -0,21791%

6 273.984.927,36 118.473,55 -1,62057% -0,26149%

7 273.232.716,07 118.421,78 -1,89067% -0,30508%

Figura 4.17: Impacto económico por variación de precios electricidad

-2,0%

-1,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

-7 -5 -3 -1 1 3 5 7

Variación Precios electricidad [%]

Impa

cto

econ

ómic

o [%

]

Francia España

Como queda plasmado en los resultados anteriores, el sistema francés es

consideradamente más sensible ante las variaciones de precios de la electricidad, siendo esto algo lógico de pensar ya que el mismo posee una economía mucho más industrializada que la española49. Por al tanto calcular el impacto que sufren ambos sistemas antes las

49 [estadist_2, 99]


139

variaciones de los precios y considerando el volumen intercambiado entre ambos, da como resultado que el sistema francés debiera adjudicase un 97.3% del monto de la renta mientras que España recibiese el 2.7%.

Si bien es cierto que el análisis anterior es algo simplificado y no considera otros

aspectos referentes a la política monetaria de los países, si que nos da una especie de referente de cómo sería la tendencia de los acontecimientos a producirse en caso que se cumpliesen todos los supuestos considerados. Algo que es curioso observar es que si se aumentase la capacidad de interconexión, como pudo verse en los apartados anteriores, la variación de los precios de la electricidad sería mayor; lo cual afectaría de una forma considerable al sistema francés en otros sectores aparte del eléctrico, lo cual puede que sea esta una de las razones por las cuales desde este país no vea una estrategia deseable el expandir la capacidad de intercambio con España.

140

5. COUNTER TRADING

5.1. Introducción En los apartados anteriores hemos estudiado la interacción entre los mercados de

Francia y España, a través de un análisis estático bajo supuestos no existencia poder de mercado y con un funcionamiento de mercado perfecto en cuanto a la gestión de la interconexión. De forma tal que, por los supuestos realizados los resultados obtenidos son los equivalentes a como si la interconexión hubiese sido gestionada por medio un mecanismo de subastas explícitas o implícitas. Ya que bajo los supuestos realizados, el despacho final proveniente de las subastas implícitas resultaría idéntico al de las subastas explícitas. Por lo tanto, los precios y distribuciones de los beneficios resultantes son idénticos también. Sin embargo, una situación diferente resultaría si se hubiese implementado un procedimiento de solución de congestiones como es el counter-trading (CT).

En los mecanismos de subastas la capacidad de transmisión es adjudicada a los

participantes en función de la cantidad que estos están dispuestos a pagar por el uso de la interconexión, bajo un proceso de compraventa. En la medida en que los participantes estén dispuestos a pagar más aumentará la posibilidad de que estos obtengan el derecho de uso de la interconexión. En una subasta implícita los TSO comparan las ofertas provenientes de los dos mercados, de forma tal se maximiza la cantidad de transacciones entre mercados ajustando la cantidad intercambiada al valor máximo previsto. Sin embargo, el uso de un procedimiento de solución de congestiones como es el counter-trading supone que la capacidad de transmisión no sea adjudicada a usuarios individuales. Por ello en esta parte del trabajo trataremos de evaluar la eficiencia económica del método de counter trading, partiendo de los mismos supuestos realizados en los apartados anteriores de forma que puedan compararse los resultados.

5.2. El problema dual En este apartado trataremos de comprobar que mecanismo de counter trading es

económicamente igual de eficiente que el resto de métodos de solución de congestiones (por ejemplo: las subastas implícitas, explícitas) que poseen una gestión orientada a mecanismos de mercado y bajo criterios no discriminatorios.

Con la finalidad de dar cumplimiento al objetivo anterior tomaremos un escenario en

concreto para el cual determinaremos el punto de equilibrio de ambos mercados (precios del mercado, beneficios de los agentes) implementando la metodología usada por el mecanismo de counter trading para solucionar congestiones. Luego haremos la comparación entre los resultados del counter trading y obtenidos en apartado 4.2 de este trabajo.

El primer paso que contempla este mecanismo es el de ignorar las restricciones por

limitación de capacidad de la red, de forma que se determina un precio único para ambos mercados, y luego de esto los operadores de los sistemas son quienes se encargan de

Counter Trading

141

realizar un redespacho de forma que se ajusta la capacidad al valor real disponible. Los TSOs coordinan y ajustan estos flujos usando los mercados involucrados en el intercambio.

Figura 5.1: Método de Counter Trading

Con el mecanismo de counter trading los TSOs realizan un despacho al menor coste

posible, y si los flujos resultantes del mismo incumplen alguna de las condiciones (restricciones) de la red, estos operadores deben de: reducir la producción en la zona de exportación; para ello el TSO selecciona los generadores de la zona congestionada de exportación con el fin de que reduzcan su producción (en teoría el TSO podría seleccionar cargas controlables para aumentar el consumo). De la misma manera los TSO debe reducir el déficit de generación en la zona de importación, seleccionando a generadores en la zona de importación para que aumenten su producción (en teoría los TSO podrían seleccionar a cargas controlables a disminuir el consumo).

En un caso en específico donde el sistema francés posee una demanda de 58028 MW y

el sistema español de 28120 MW, al realizar el despacho sin restricciones da como resultado que el precio del mercado es de 33.58 €/MWh (ver figura 5.1), y para que este precio sea realidad es necesario un intercambio entre los mercados de 6350 MW. Pero la capacidad disponible entre los sistemas es de 829 MW, por lo que es necesario que los operadores realicen un redespacho de 5.521 MW que permita ajustar la capacidad inicial al valor máximo. El TSO realiza el redespacho al menor coste basado en las ofertas provenientes de los participantes. En este caso se asume que el TSO usa las ofertas recibidas en el despacho sin restricciones aunque se puede dar el caso que los participantes realicen ofertas separadas para el mercado y para el proceso de counter trading.

Al realizar el ajuste de las producciones se observa como el precio en la zona importadora se sitúa en 44.19 €/MWh, mientras que en la zona exportadora disminuye hasta llegar a los 30.78 €/MWh. Este ajuste del valor del intercambio lleva consigo un coste adicional, que se genera porque parte de la producción más barata de la zona de exportación será sustituida por generación de mayor coste que se encuentra en la zona de importación. Para realizar un redespacho al menor coste se requiere que el TSO compre

0

5

10

15

20

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30

35

40

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55

60

15000 30000 45000 60000 75000

Energía [MWh]

Pre

cio

[€

/MW

h]

Oferta FranciaDemanda FrDemanda Fr+NTC

0

5

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40

45

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55

60

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 4

Energía [MWh]

Oferta EspañaOferta Esp+NTCDemanda Esp

33,58

30,78

44,19

Counter Trading

142

electricidad en el país importador (España) al menor coste posible y la venda en el país exportador (Francia) al mayor precio posible.

Al calcular los beneficios de los sistemas así como el respectivo coste de redespacho, se

obtienen la distribución de beneficios que muestra la siguiente tabla.

Tabla 5.1: Resultados Counter Trading

Precio [€/MWh]


[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

Coste Counter Trading

Francia 33,584 1.364.258,3414 8.496.249,8172 9.860.508,1586 7.919,585

España 33,584 542.201,9827 4.117.252,3148 4.659.454,2975 58.594,108

Total 14.453.448,7628

Si en vez de resolver la congestión por medio de un mecanismo como el counter trading,

se hiciese uso de un mecanismo de subastas explicitas o implícitas la repartición de los beneficios sería como lo señala la tabla a continuación.

Tabla 5.2: Resultados Subastas

Precio [€/MWh]


[€]


[€]

Total Beneficios

[€]

Renta congestión

Francia 30,7777 1.191.176,4484 8.659.085,8213 9.850.262,2696

España 44,1957 773.215,4417 3.818.847,6063 4.592.063,0481 11.123,4451

Total 14.453.448,76

Desde un punto de vista estático puede comprobarse que los beneficios obtenidos con el mecanismo de counter trading son los mismos que se consiguen bajo la presencia de mecanismos con subastas explícitas o implícitas. Los beneficios totales no han cambiado puesto de el despacho final es el más eficiente en ambos casos. Sin embargo, la distribución de los beneficios son diferentes a la de los otros casos, los generadores del país exportador (Francia) están en mejor situación que bajo un mecanismo de subasta, mientras que los generadores del país importador se ven más perjudicados. Los consumidores del país exportador pagarían un precio mayor, mientras que los del país importador verían un menor precio que con los otros métodos de subastas.

Por otro lado, vemos que la implementación de un mecanismo de subastas hace todos los participantes (incluyendo los nuevos entrantes) estén expuestos al precio del mercado local. Siendo este precio el que corresponde con el marginal satisfacer un incremento en la demanda. A diferencia del caso del counter trading, donde el precio del mercado es el mismo en ambos países, no correspondiendo con el marginal de los mercados. Por lo tanto, si los precios son las señales económicas necesarias para la entrada de nuevos agentes, el

Counter Trading

143

counter trading es ineficiente desde este punto de vista ya que, incentivaría que la nueva generación se instalase en el país exportador y desincentivaría la inversión en importador.

5.3. Beneficios y costes del Counter Trading En el apartado anterior pudimos comprobar que el Counter Trading, económicamente,

es igual de eficiente que los demás métodos de solución de congestiones. Igualmente pudimos observar que este método al lograr una paridad en los precios de los mercados, no considerando restricción alguna en el intercambio, no genera lo que denominábamos anteriormente renta de la congestión. Sin embargo, los operadores incurren en un coste producto del ajuste del intercambio al valor de la capacidad de interconexión disponible que permite hacer viables los flujos por la red. Esta claro que este coste debe ser asignado entre los agentes del mercado, puesto que son ellos los causantes del mismo, no obstante, al llegar a este punto nos surgen la pregunta de ¿cómo debe de repartirse este coste? ¿Cuánto le tocaría pagar a cada país?. Por ello en el siguiente apartado plantearemos diversas formas de cómo responder a esas preguntas. Con la finalidad de lograr ese objetivo, seguiremos una metodología como la implementada en la parte 4 de este trabajo, donde analizaremos todos escenarios aplicando el mecanismo del Counter Trading para solucionar las congestiones, de esta forma hallaremos los beneficios y costes respectivos; habiendo perfilado lo anterior plantearemos diversas formas de cómo realizar una asignación de los costes entre los países.

En el punto 5.2 de este trabajo se pudo ver la secuencia de pasos necesarios para llevar a cabo el proceso de Counter Trading, si repetimos estos pasos para cada uno de los escenarios planteados en el apartado 4.1 de este trabajo, determinaríamos los respectivos beneficios y costes (ver tabla 5.3).

Tabla 5.3: Beneficios-Costes sistemas con Counter Trading

Mes Total Beneficios Francia [€]

Total Beneficios España [€]

Redespacho Francia [€]

Redespacho España [€]

Total Coste Counter Trading

Total Beneficios Counter-Trading

Ene. 7.796.717.942 3.285.508.356 4.353.257 23.792.502 28.145.759 11.054.080.539 Feb. 6.434.153.252 2.796.767.544 2.493.630 21.157.332 23.650.962 9.207.269.833 Mar. 6.548.092.262 3.074.702.838 4.197.574 30.293.946 34.491.520 9.588.303.580 Abr. 6.087.515.661 2.754.669.897 2.697.591 18.275.896 20.973.487 8.821.212.071 May. 5.797.416.940 2.956.256.858 6.214.464 37.040.906 43.255.371 8.710.418.428 Jun. 5.546.665.253 3.052.577.678 9.815.118 56.405.635 66.220.753 8.533.022.178 Jul. 5.981.696.252 3.323.853.105 11.769.840 67.622.395 79.392.235 9.226.157.121 Ago. 5.527.161.965 3.139.863.457 11.917.485 65.461.140 77.378.625 8.589.646.797 Sep. 5.574.988.475 2.940.848.902 8.221.948 47.268.821 55.490.769 8.460.346.607 Oct. 6.741.613.077 3.088.700.876 3.990.085 28.432.772 32.422.856 9.797.891.097 Nov. 6.775.484.267 2.992.552.420 3.360.785 25.067.294 28.428.078 9.739.608.608 Dic. 7.814.150.568 3.248.825.128 3.924.742 22.904.335 26.829.077 11.036.146.619 Total 76.625.655.913 36.655.127.058 72.956.520 443.722.973 516.679.493 112.764.103.478

Counter Trading

144

A forma de comprobación, en la tabla 5.4 colocamos los resultados que se conseguirían si la interconexión fuese gestionada a través de un proceso de subastas. (Cabe destacar que los resultados de la tabla 5.4 son los mismos que los obtenidos en la parte 4 añadiendo el beneficio de la renta de la congestión).

Tabla 5.4: Beneficios sistemas con subastas

Mes Total Beneficios Francia [€]

Total Beneficios España [€]

Renta de la congestión [€]

Total Beneficios [€]

Ene. 7.791.054.540 3.258.043.506 4.982.493 11.054.080.539

Feb. 6.430.822.450 2.772.012.197 4.435.186 9.207.269.833

Mar. 6.542.341.878 3.038.733.237 7.228.465 9.588.303.580

Abr. 6.083.795.764 2.732.797.851 4.618.455 8.821.212.071

May. 5.788.713.883 2.911.918.795 9.785.749 8.710.418.428

Jun. 5.533.310.483 2.986.115.972 13.595.723 8.533.022.178

Jul. 5.966.461.748 3.246.388.852 13.306.522 9.226.157.121

Ago. 5.511.618.428 3.064.508.333 13.520.036 8.589.646.797

Sep. 5.564.189.359 2.886.147.299 10.009.950 8.460.346.607

Oct. 6.736.108.772 3.054.674.375 7.107.950 9.797.891.097

Nov. 6.770.979.449 2.963.058.310 5.570.850 9.739.608.608

Dic. 7.809.006.104 3.222.451.731 4.688.784 11.036.146.619

Total 76.528.402.858 36.136.850.456 98.850.164 112.764.103.478

5.4. Asignación de los costes del Counter Trading Entrado en este punto debemos buscar una forma que permita asignar los costes del

Counter Trading entre los países involucrados. En principio pudiese pensarse de una forma similar al caso de la asignación de la renta de la congestión, donde en la búsqueda de la equidad mediante la aplicación de unos de los criterios repartíamos por partes iguales el beneficio de la renta. Si pensásemos en que lo justo sería asignar los costes por partes iguales, los resultados de dicha asignación serían los correspondientes a los de la tabla 5.5.

Tabla 5.5: Asignación igualitaria en de los costes Counter Trading

Beneficios Brutos Francia [€]

Beneficios Brutos España [€]

Total Coste Counter Trading


Asignación España [€]

Beneficios Netos Francia [€]

Beneficios Netos España [€]

Ene. 5.801.774 27.836.180 28.145.759 14.072.880 14.072.880 -8.271.106 13.763.300

Feb. 3.439.738 25.115.112 23.650.962 11.825.481 11.825.481 -8.385.743 13.289.631

Mar. 5.973.256 36.581.286 34.491.520 17.245.760 17.245.760 -11.272.504 19.335.526

Abr. 3.920.158 22.478.124 20.973.487 10.486.744 10.486.744 -6.566.586 11.991.381

May. 9.090.782 45.324.316 43.255.371 21.627.685 21.627.685 -12.536.904 23.696.631

Jun. 13.747.119 67.271.841 66.220.753 33.110.376 33.110.376 -19.363.257 34.161.465

Jul. 15.566.769 78.057.356 79.392.235 39.696.117 39.696.117 -24.129.348 38.361.239

Ago. 15.888.479 76.120.358 77.378.625 38.689.312 38.689.312 -22.800.833 37.431.046

Sep. 11.066.225 55.343.483 55.490.769 27.745.385 27.745.385 -16.679.160 27.598.098

Oct. 5.727.324 34.682.857 32.422.856 16.211.428 16.211.428 -10.484.104 18.471.429

Nov. 4.665.847 30.012.361 28.428.078 14.214.039 14.214.039 -9.548.192 15.798.321

Dic. 5.277.041 26.700.149 26.829.077 13.414.538 13.414.538 -8.137.497 13.285.610

Total 100.164.512 525.523.423 516.679.493 258.339.746 258.339.746 -158.175.234 267.183.677

Counter Trading

145

Los resultados nos muestran, que de asignar los costes del counter trading en partes iguales el sistema francés vería una disminución notable de los beneficios. Esta situación va en contradicción con lo demostrado en otros puntos de este trabajo, donde se sostiene que el intercambio entre mercados siempre redunda en un bienestar para las partes involucradas. Por lo tanto, una asignación de los costes de este estilo no posee mucho sentido económico además de ser algo ineficiente ya que desincentiva al sistema exportador (Francia) a fomentar el comercio entre las partes, hasta el punto que de saldría beneficiado si no se estableciese ningún intercambio.

Lo anterior nos deja claro que el coste adicional debe ser asignado a las partes responsables en la búsqueda de la eficiencia económica. Conceptualmente la solución consistiría en asignar el coste en proporción a los beneficios que el sistema proporciona a cada uno de sus usuarios. El método de asignación por beneficio consiste en evaluar los beneficios económicos que cada agente obtiene y asignar el coste entre los agentes proporcionalmente al beneficios que obtienen.

Se definiría beneficio como el impacto o incremento económico que para un agente viene asociado a la existencia de intercambio entre mercados. Es decir, el beneficio no es entendido aquí de forma absoluta sino como la diferencia entre dos situaciones. En la práctica se evalúa el beneficio económico que cada agente obtiene de la existencia de la interconexión comparando el beneficio con y sin intercambio.

Una de las principales virtudes de este método, es la de estar basado en un principio que tiene plena justificación económica, ya que garantiza que no se distorsione la eficiencia económica de las decisiones de los usuarios.

Para realizar la repartición de los costes en principio lo primero que debemos calculamos las distribuciones de beneficios que los sistemas han recibido. Estos resultados se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 5.6: Distribuciones beneficios Counter Trading

Beneficios Brutos Francia [€]

Beneficios Brutos España [€]

% Beneficios Francia

% Beneficios España

Ene. 5.801.773,818 27.836.180,234 17,248% 82,752%

Feb. 3.439.737,691 25.115.112,350 12,046% 87,954%

Mar. 5.973.255,912 36.581.285,867 14,037% 85,963%

Abr. 3.920.157,744 22.478.124,213 14,850% 85,150%

May. 9.090.781,732 45.324.316,000 16,706% 83,294%

Jun. 13.747.119,481 67.271.841,369 16,968% 83,032%

Jul. 15.566.769,444 78.057.356,043 16,627% 83,373%

Ago. 15.888.479,413 76.120.358,267 17,268% 82,732%

Sep. 11.066.224,684 55.343.482,544 16,664% 83,336%

Oct. 5.727.324,371 34.682.856,795 14,173% 85,827%

Nov. 4.665.846,731 30.012.360,534 13,455% 86,545%

Dic. 5.277.041,417 26.700.148,694 16,503% 83,497%

Total 100.164.512,439 525.523.422,910 16,009% 83,991%

Counter Trading

146

Determinadas las proporciones en que los sistemas se han beneficiado, podemos extraer directamente cuanto le corresponde aportar al pago de los costes de Counter Trading a cada país. Los resultados muestran que el sistema español a pesar de que debiera pagar más costes de Counter Trading es el más beneficiado de los dos.

Tabla 5.7: Distribuciones costes del Counter Trading

Total Coste Counter Trading [€]


Asignación España [€]

Beneficios Netos Francia [€]

Beneficios Netos España [€]

Ene. 28.145.759,495 4.854.496,509 23.291.262,986 947.277,309 4.544.917,249

Feb. 23.650.962,333 2.849.011,865 20.801.950,468 590.725,826 4.313.161,882

Mar. 34.491.520,092 4.841.473,264 29.650.046,828 1.131.782,647 6.931.239,039

Abr. 20.973.487,195 3.114.573,076 17.858.914,119 805.584,668 4.619.210,094

May. 43.255.370,501 7.226.397,605 36.028.972,895 1.864.384,126 9.295.343,104

Jun. 66.220.752,549 11.236.191,971 54.984.560,577 2.510.927,510 12.287.280,792

Jul. 79.392.234,925 13.200.450,315 66.191.784,611 2.366.319,130 11.865.571,432

Ago. 77.378.624,687 13.362.071,692 64.016.552,995 2.526.407,722 12.103.805,272

Sep. 55.490.769,405 9.246.740,390 46.244.029,014 1.819.484,294 9.099.453,530

Oct. 32.422.856,295 4.595.282,914 27.827.573,382 1.132.041,458 6.855.283,413

Nov. 28.428.078,170 3.824.910,976 24.603.167,194 840.935,755 5.409.193,340

Dic. 26.829.076,872 4.427.473,126 22.401.603,747 849.568,292 4.298.544,947

Total 516.679.492,518 82.713.676,469 433.965.816,049 17.450.835,969 91.557.606,861

Es importante destacar que en el caso del counter trading lo que se tiene que distribuir es un coste, por lo que su asignación viene dada de una forma más directa, a diferencia del caso de la renta, donde lo que se tiene que repartir es un beneficio, por ello se hace más complicado identificar criterios que permitan determinar quien merece este beneficio y en que proporción. Sin embargo, la dualidad entre mecanismos da pie a analizar un aspecto interesante, ya que la implementación de un método como el counter trading aporta un elemento adicional de cara al análisis del reparto de la renta de la congestión.

Ahora bien, en el apartado 5.1 se demostró que el counter trading (CT) y el market splitting (MS)50 son equivalentes desde el punto de vista de la eficiencia ya que aportan unos resultados idénticos, es decir:

Counter Trading Market SplittingBeneficios Netos Beneficios Netos− −=

Donde :

BrutosCounter Trading Market Splitting

Counter Trading Congestion

Beneficios Beneficios

Costes Re nta− −

−

=− +

50 En este caso cuando se mencione Market Splitting es esquivamente a referirnos a cualquier otro mecanismo de tipo subastas para la solución de congestiones.

Counter Trading

147

Por otro lado, los costos del redespacho pueden ser directamente asignados a los agentes del mercado mediante una distribución en función de los beneficios con el fin de preservar los incentivos económicos de los agentes. Al considerar esta distribución de los costes, directamente obtenemos los beneficios netos que les corresponden a los países, por lo que estaría resuelto el lado izquierdo de la ecuación anterior. Si a lo anterior sumamos que, los beneficios conseguidos por el market splitting están igualmente identificados por el mercado, lo único que queda por definir el es reparto de la renta. Sin embargo, la teoría nos indica que en la medida que se quiera preservar la eficiencia económica entre los agentes, los beneficios totales percibidos por los sistemas deben ser iguales independientemente del método de solución de congestiones que sea adoptado, de forma tal que la asignación de la renta de cada país quedaría directamente determinada. Lo anterior puede verse en la siguiente formulación:

BrutosCounter Trading

Congestion Market Splitting

Counter Trading

Beneficios

Re nta Beneficios

Costes

−

−

−

= −

−

Si aplicamos lo antes descrito a nuestro caso, se consiguen los resultados expuestos en

la siguiente tabla.

Tabla 5.8: Asignación dual de la renta congestión

Beneficios Francia CT [€]

Beneficios España CT [€]

Beneficios Francia MS [€]

Beneficios España MS [€]

Asignación Renta Francia [€]

% Asignación Renta España [€]

%

Ene. 947.277,3 4.544.917,2 138.371,7 371.329,7 808.905,6 16,23% 4.173.587,5 83,77%

Feb. 590.725,8 4.313.161,9 108.936,0 359.765,2 481.789,8 10,86% 3.953.396,7 89,14%

Mar. 1.131.782,6 6.931.239,0 222.872,0 611.684,7 908.910,7 12,57% 6.319.554,3 87,43%

Abr. 805.584,7 4.619.210,1 200.260,9 606.078,6 605.323,7 13,11% 4.013.131,5 86,89%

May. 1.864.384,1 9.295.343,1 387.725,1 986.252,9 1.476.659,0 15,09% 8.309.090,2 84,91%

Jun. 2.510.927,5 12.287.280,8 392.349,8 810.135,2 2.118.577,7 15,58% 11.477.145,6 84,42%

Jul. 2.366.319,1 11.865.571,4 332.265,7 593.103,2 2.034.053,4 15,29% 11.272.468,2 84,71%

Ago. 2.526.407,7 12.103.805,3 344.942,5 765.234,4 2.181.465,3 16,14% 11.338.570,9 83,86%

Sep. 1.819.484,3 9.099.453,5 267.108,7 641.879,6 1.552.375,6 15,51% 8.457.573,9 84,49%

Oct. 1.132.041,5 6.855.283,4 223.019,2 656.355,3 909.022,3 12,79% 6.198.928,1 87,21%

Nov. 840.935,8 5.409.193,3 161.028,7 518.250,8 679.907,0 12,20% 4.890.942,6 87,80%

Dic. 849.568,3 4.298.544,9 132.576,8 326.752,1 716.991,5 15,29% 3.971.792,9 84,71%

Total 17.450.836,0 91.557.606,9 2.911.457,1 7.246.821,7 14.539.378,9 14,71% 84.310.785,1 85,29%

Como puede apreciarse el monto de la renta que debiera ser asignado a España es alrededor de un 85%, mientras que Francia recibiría un 15%. Por un lado, este reparto de la renta se lograría que los beneficios a través del CT sean los mismos que los obtenidos por medio del MS. Por el otro, esta repartición de los costes permite igualar los excedentes que los sistemas hubieran tenido si la capacidad de interconexión hubiese sido limitada.

Counter Trading

148

Es de resaltar que, la cuantificación del beneficio no es una tarea fácil de llevar a la práctica. Ya que requiere modelar una situación “sin línea”, lo cual puede tener efectos drásticos en el sistema obligando a fuertes redespachos. Por el contrario, en otros casos, la eliminación de una línea puede resultar en un impacto económico insignificante para los usuarios, como es el caso de líneas redundantes necesarias para la fiabilidad del sistema. En cualquier caso, para calcular con precisión los beneficios que obtiene un determinado usuario por la existencia de una instalación, es necesario saber, o hacer hipótesis, sobre el comportamiento que ese usuario tendría para los escenarios de existencia y ausencia de la instalación de red considerada.

149

CONCLUSIONES

Con base a los resultados obtenidos en este trabajo podemos concluir que:

Siempre que exista intercambio entre los mercados ambos sistemas se benefician por la existencia del mismo, ya que al contabilizar los beneficios estos resultan mayores que aquellos obtenidos cuando no existe intercambio.

Cuanto mayor es el intercambio establecido entre los sistemas mayores son los

beneficios obtenidos en ambos mercados. En vista de los resultados obtenidos, lo ideal sería que la capacidad de intercambio fuera lo más elevada posible para así aprovechar las diferencias de precios en ambos sistemas y formar un conjunto más eficiente y productivo, alcanzando los máximos beneficios posibles.

Al establecerse intercambio entre dos mercados, el precio aumenta en el mercado

cuyo precio inicialmente es bajo, mientras que en el otro sistema ocurre lo contrario, el precio disminuye.

La utilidad de los beneficios producto de la existencia de intercambio está vinculado

con la elasticidad de los mercados, ya que ante ofertas más inelásticas se obtienen menores beneficios entre sistemas. Y ante demandas más inelásticas se obtienen menores excedentes en los mercados.

La utilidad de una determinada capacidad de interconexión es mayor a medida que

la oferta del sistema es más inelástica.

El resultado de una asignación utilitarista de la renta de la congestión, hace que ambos sistemas reciban el misma cantidad, es decir, un 50% cada uno. Lo cual daría una distribución final de beneficios en el que España obtendría un 52% de los mismos. Al realizar un reparto siguiendo un criterio igualitarista, ambas partes consiguen la igualdad en la cantidad de los bienes percibidos, en este caso, la paridad en los beneficios finales. Para ello, es necesaria una distribución de la renta que favorece un poco más al sistema francés ya que este recibiría alrededor de un 52%. En la denominada asignación conjunta se observa una mayor diferencia en cuanto a los porcentajes de reparto de la renta entre países, ya que bajo este criterio el sistema español percibiría el 76% del total del monto de la renta frente al 24% que obtendría Francia. Una asignación que sigue esta misma tendencia de reparto, donde España recibe un porcentaje mayor que Francia, es aquella que toma en consideración la utilidad que tiene el intercambio a través de la interconexión para cada uno de los sistemas, cuyo resultado muestran que España debería percibir entre 66 y 73% del monto total. La denominada asignación rawlsiana y la asignación en función del impacto económico presentan unos resultados contradictorios, y extremistas. Puesto que en un caso el total de la renta iría destinado al sistema francés (impacto económico) y en el otro sería destinado a España. Si bien es cierto

Counter Trading

150

que la teoría económica del bienestar indica que es posible realizar diferentes asignaciones eficientes de un bien, y que también es probable que unas asignaciones sean más justas que otras. Sin embargo, la aplicación de estos criterios al reparto de este beneficio no genera unos resultados muy objetivos.

El mecanismo Counter Trading, económicamente, es igual de eficiente que los demás métodos de solución de congestiones (suponiendo no existencia poder de mercado y con un funcionamiento de mercado perfecto en cuanto a la gestión de la interconexión) ya que los beneficios obtenidos bajo la implementación de ambos esquemas son los mimos. El coste adicional generado por el proceso de counter trading debe ser asignado a las partes responsables en la búsqueda de preservar los incentivos de los agentes del mercado así como la eficiencia económica del sistema. Una posible solución en la asignación de los costes, es asignar el coste en proporción a los beneficios que el sistema proporciona a cada uno de sus usuarios. Este método posee la virtud de estar basado en un principio que tiene plena justificación económica, ya que garantiza que no se distorsione la eficiencia económica de las decisiones de los usuarios. En el caso de estudio de la interconexión entre Francia-España, la aplicación de este criterio dio como resultado que el sistema español obtuviese el 83,991% de los beneficios. Esta asignación de los costes permite igualar los excedentes que los sistemas hubieran tenido si la capacidad de interconexión hubiese sido limitada. Por otro lado, la teoría nos indica que los beneficios totales percibidos por los sistemas deben ser iguales independientemente del método de solución de congestiones que sea adoptado. De forma tal que adoptando un determinado criterio de reparto de los costes, es posible determinar la equivalente asignación de la renta de la congestión para cada sistema (problema dual). En este caso, el monto de la renta que debiera ser asignado a España es alrededor de un 85,29%, mientras que Francia recibiría un 14,71%. Este reparto porcentual de la renta logra que los beneficios de los sistemas a través del Counter Trading sean los mismos que los obtenidos por medio de los mecanismos de subastas.

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