IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 8, NO. 3, JUNE 2010
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Transmission of Electric Energy:
A Bibliographic Review
Juan D. Molina, GSM, IEEE, Hugh Rudnick, Fellow, IEEE
Abstract— The reforms carried out in various energy markets
assign a central place to the transmission and hence this has
created a dynamic research area, which is reported in this paper.
There are various research topics, so it is required to identify the
different areas and scientific advances in the field. Setting the
types of assumptions used in the models and the influence of
dynamic variables such as generation, demand and flow control
will allow a better understanding of market dynamics. A
comprehensive literature review is performed and in a context of
power markets the most recent and relevant research in the
evolution of the transmission is assessed.
The paper presents topics of economic regulation and market
mechanisms, planning, financial assessment, assignment, network
congestion, economic and technical modeling methods and the
influence of transmission technologies in the energy market.
Research has sought to provide coupling mechanisms between
economic and technical concepts, in order to provide feasible
solutions to the electricity market. The debate about which is the
best mechanism for the regulation of transmission, the planning
model and the allocation of transmission costs, are still in force.
The new contributions are focused on the impact of transmission
on the market and the social benefits of the proposed mechanisms
for transmission expansion.
Keywords— transmission, regulation, market mechanisms,
power system planning, transmission financial assessment,
transmission cost assignment, network congestion, transmission
technologies.
I. INTRODUCCIÓN
L
A TRANSMISÍON de energía eléctrica es esencial para el
funcionamiento del mercado de energía. Esta debe
desarrollarse como un actor pasivo frente a todos los agentes
del mercado, permitiendo el intercambio de energía en
condiciones de máxima confiabilidad técnica, económica y
sustentable [1]. Al igual que en el sector generación, la
transmisión ha presentado cambios estructurales que buscan
generar incentivos para su óptima expansión y mínima
distorsión de los costos marginales ó precios en el corto plazo.
En general, la estructura de la transmisión se ha abordado
desde dos puntos de vista para la toma de decisiones. El
primero con un objetivo centralizado el cual considera la
cadena generar-transportar de forma integral y comúnmente en
poder del estado. El segundo, un mecanismo descentralizado,
donde el estado ha desarrollado instituciones (pertenecientes a
Agradecimientos a Fondecyt, a Transelec y a la Pontificia Universidad
Católica de Chile y MECESUP (2) a través de su programa de Becas.
J. D. Molina, Universidad Católica de Chile, (e-mail: jvmolina@uc.cl).
H. Rudnick, Departamento de Ingeniería Eléctrica, Universidad Católica
de Chile, Casilla 306, Correo 22, Santiago, Chile (e-mail:
hrudnick@ing.puc.cl).
la estructura del estado o independientes) que buscan un rol
más de regulación, coordinación y de diseño de normativa
para la remuneración y la expansión de la red. Bajo estas
estructuras se identifican tres tipos de mecanismos para el
desarrollo de la transmisión. El primero, un mecanismo
basado sólo en el ente regulador, donde este define quién,
cómo, dónde y cuándo sujetos a una metodología de
remuneración (precio techo, con base en el rendimiento, entre
otros). El segundo establece un mecanismo para que sea el
mercado el que defina el quién, cómo, dónde y cuándo
(derechos de transmisión, capacidad disponible de
transferencia, entre otros). El ultimo, es un híbrido entre los
mecanismos regulatorios e incentivos de mercado [2].
Los mecanismos de mercado han traído consigo una mayor
complejidad [3], básicamente por el incremento de agentes
con intereses individuales, entes reguladores y coordinadores
que trascienden y separan la propiedad y el control de los
activos de transmisión, donde deben permitir el acceso nodiscriminatorio al mercado. Al igual, conceptos de congestión,
poder de mercado y acoplamiento entre los mecanismos e
incentivos de corto y largo plazo influyen en la planificación y
operación confiable de la transmisión. Adicionalmente, se
debe considerar que la transmisión presenta economías de
escala que incentivan la sobreinstalación de redes [4],
alternativas de sustitución de inversión como la generación
distribuida (aunque puede traer nuevos costos al sistema) [5],
variación de la demanda, ya sea asociada a conceptos de
elasticidad ó a programas de eficiencia energética, la
incertidumbre regulatoria y la evolución tecnológica. Dicha
evolución ha permitido hacer un control sobre los flujos de
potencia (líneas DC) con el fin de eliminar flujos circulantes y
generar incentivos para la inversión de estas líneas con
propósitos de mercado [4], [6].
Es visto que la modelación y análisis de la transmisión ha
evolucionado en la medida que los modelos de mercados la
han considerado, es decir, desde un modelo uninodal hasta un
modelo multimodal considerándola como una restricción del
modelo de mercado, ya sea mediante modelos de transporte
y/o modelos DC ó AC [7]. Esto ha generado un debate
constante acerca de la forma óptima de considerar la
transmisión y las metodologías más convenientes para un tipo
de mercado de energía y la configuración del operador
encargado de la transmisión [8]. Las discusiones principales
acerca de la transmisión han abarcado los siguientes aspectos:
Los precios nodales como indicadores de inversión de la
generación y la demanda, el manejo de la congestión, el
acoplamiento de mercados para transferencia de energía
interregionales, la inversión en transmisión mediante
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mecanismos de mercado o mecanismos regulatorios y los
cambios a realizar (entre ellos los tecnológicos) para diseñar e
implementar mecanismos que incentiven una eficiente
operación y expansión de la transmisión [9].
El propósito de este artículo es realizar una revisión
bibliográfica acerca de los tópicos de discusión en la
transmisión. Sin embargo, debido a su constante evolución,
este artículo se ha enfocado en la literatura de los últimos 5
años y se sugieren los siguientes tópicos como punto de
partida de la revisión bibliográfica. Respecto a la temática de
acceso a la transmisión, los tópicos suelen dividirse en:
Operación, confiabilidad, planificación, económicos y
regulatorios [10], [11]. En el ámbito de la modelación
computacional, en particular la planificación de la transmisión,
se clasifican según la técnica de solución y lenguaje de
programación. Normalmente en técnicas de programación
matemática (optimización) y técnicas heurísticas [12].
Aunque, las técnicas heurísticas se podrían reclasificar en
heurísticas y Meta-heurísticas [13]. También es importante
destacar que la planificación de la expansión de la transmisión
se enfoca para dos tipos de escenarios, la estática y la
dinámica, siendo la primera la más utilizada. Finalmente, en
[2], [6], [9] se describen los aspectos más relevantes en la
expansión de la transmisión (planificación e inversión) y la
interrelación entre dos miradas conceptuales diferentes, la
económica y la técnica.
El artículo se organizó de la siguiente forma: en la Sección
II se presentan los aspectos económicos y regulatorios que
abarca la transmisión, la consideración de modelos
económicos, los tipos de mecanismos de regulación
implementados y los incentivos eficientes/perversos que se
han identificado. En la Sección III se presentan los aspectos
más relevantes que influyen en la planificación de la
transmisión, tales como, las metodologías y modelos de
negocio de la transmisión, métodos de evaluación financiera,
la congestión y la asignación de costos y expansión. La
Sección IV presenta los diferentes avances y aplicaciones de
los algoritmos utilizados en la inversión y expansión de la
transmisión. Se han clasificado por programación matemática,
heurística y Meta-heurística. Considerando la importancia de
los cambios tecnológicos en el transporte de energía eléctrica
y su influencia en la operación y planificación de la
transmisión, en la Sección V se describen los aspectos a
considerar para su modelación, evaluación en un contexto de
mercado, los mecanismos regulatorios utilizados para su
aplicación y las experiencias más representativas en su
aplicación. Finalmente, en la Sección VI se presentan las
conclusiones.
II. REGULACIÓN Y MECANISMOS DE MERCADO EN LA
TRANSMISIÓN
Dada la presencia de significativas economías de escala, la
transmisión se ha constituido en una actividad monopólica.
Por lo que un sistema de remuneración que busque reconocer
su costo de capital y operación, unido a la consideración de
libre acceso para sus usuarios, garantizará condiciones de
eficiencia para todo el sistema. Básicamente, se han
implementado tres tipos de modelos para el desarrollo de la
transmisión, el primero basado en la regulación, el segundo
basado en el mercado y el tercero un híbrido entre los modelos
mencionadas anteriormente. Particularmente, los basados en
regulación se han aplicado en Europa y los basados en
mercado en la mayoría de los sistemas de Norteamérica.
Países como Australia han optado por desarrollar
metodologías híbridas con el fin de dar señales óptimas al
sistema.
Las diferentes experiencias internacionales han mostrado
que los modelos basados en regulación no generan los
suficientes incentivos para su expansión y los modelos
basados en el mercado no remuneran en su totalidad los costos
de la transmisión. Lo anterior radica en que los sistemas de
transmisión presentan características técnicas propias que no
reflejan las transacciones económicas de energía. Entre ellas
las asociadas al flujo de potencia (flujos circulantes) que se
constituyen como una barrera significativa para la formación
mercados eficientes (externalidad tecnológica) y la posibilidad
de comportamientos oportunistas por parte de los agentes, en
especial los generadores para manipular el mercado. A
continuación, se describen los aspectos del modelo económico
de la transmisión, metodologías de regulación, aplicaciones e
impacto de los incentivos sobre el beneficio social.
A. Aspectos Económicos
Desde la perspectiva económica, todo sector económico
busca generar algún tipo de beneficio o en mayor medida un
beneficio social. En un mercado de energía, se busca obtener
un óptimo social mediante la prestación de servicios a precios
eficientes en un sistema económicamente adaptado [14].
Considerando lo anterior, la principal tendencia implementada
en los mercados eléctricos ha sido la restructuración y
separación de las actividades de generar y transportar la
energía eléctrica. Se buscaba eliminar las fallas, que en su
mayoría presentaba los sistemas sujetos al estado, y que este
sólo asumiera un rol de regulador ante las fallas del mercado.
Bajo esta estructura la transmisión se ha establecido como un
monopolio natural por sus características propias de la red y
como tal se deben regular los precios y demás condiciones de
acceso y operación, para que estos reflejen los costos reales
del sistema [15]. De esta manera se incentiva la eficiencia de
los operadores en un ambiente descentralizado, garantizando
una mayor satisfacción (técnico-económica) de los usuarios.
También es importante considerar, que si bien se asume un
monopolio natural en el modelo económico de la transmisión,
en esta se han desarrollado conceptos de competencia para la
expansión, tales como, la implementación de mecanismos
como la licitación para asignar la construcción de la
infraestructura y subastas para la asignación de derechos de
transmisión [16], [17].
B. Regulación de la Transmisión
A nivel de monopolios la regulación se ha centrado en
definir mecanismos que busquen establecer un precio óptimo,
generalmente un máximo posible y la consideración de
MOLINA AND RUDNICK : TRANSMISSION OF ELECTRIC ENERGY: A
mecanismos que incentive a reducir el precio y definir el
sistema económicamente adaptado [14]. En la literatura se
identifican tres tipos marcos sobre la transmisión: precio
techo, ingreso regulado y con base en el rendimiento. Las
metodologías de precio techo presentan mejores incentivos en
comparación con metodologías tradicionales como la tasa de
retorno [18]. Aunque, es importante que exista una estabilidad
regulatoria para no generar incertidumbre y la implementación
de mecanismos de largo plazo para la transmisión [19]. La
metodología de ingreso regulado se basa en el precio de la
congestión y el peaje por acceso a la red [20]. Presenta una
mayor eficiencia económica, aunque puede ser manipulada
por los agentes del mercado [18]. Por otro lado, el mecanismo
regulatorio basado en el rendimiento permite una mayor
recuperación de los costos de inversión y operación del
sistema [21]. En general, los mecanismos se ajustan
anualmente con base en indicadores de inflación,
productividad y crecimiento de la demanda. Este último como
incentivo para la compensación por costos debidos a la
expansión de la red [22].
Por su estabilidad metodológica, facilidad de comprensión y
aplicación, la metodología de ingreso regulado se ha
implementado en diversos países para el reconocimiento de la
transmisión. La metodología considera el valor de reposición a
nuevo -VRN- de los equipos y una determinada tasa de
retorno. Se le reconoce al transportador la inversión realizada
en activos (equipos) y adicionalmente los gastos en que se
incurre por administración, operación y mantenimiento
(AOM). El regulador evalúa (en promedio cada cuatro años) si
bajo criterios de calidad y seguridad, la metodología de
inversión y remuneración ha dado los incentivos mínimos
necesarios para la prestación del servicio. Este tipo de
metodología se concibe como de largo plazo y representa
aproximadamente el 80% de los costos totales de la
transmisión. El 20% restante está asociado al costo de corto
plazo y es el que se incurre por transportar una unidad
adicional a una hora determinada. Este depende de las
condiciones de operación de la red y se compone de los costos
asociados a las pérdidas de este (energía y potencia) y al costo
marginal de la congestión.
C. Experiencias internacionales
La tendencia a nivel mundial de los incentivos regulatorios
se han centrado en la reducción de costos, mejoramiento de la
calidad del servicio, estimulo a la inversión y precios
eficientes de acceso a la red [23] y la consideración de
energías renovables [24]. Adicionalmente, debido a los
diversos “Black-out” ocurridos a nivel mundial se han
revaluado los conceptos de regulación económica y la
incidencia de la confiabilidad para la inversión en transmisión.
Así como, la consideración de operadores independientes y/o
regionales de la transmisión [24]. En Sudamérica, por
ejemplo, países como Colombia (Resolución 11/2009,
www.creg.com.co) [25], Chile (Ley 19.940, www.cne.cl) [26]
y Brasil [27] han desarrollado metodologías de ingreso
regulado y mecanismos de subastas para la expansión de la red
[28], [29]. Argentina, ha implementado mecanismos de foros
247
para la expansión de la red [30], [31]. Australia, ha establecido
un hibrido entre ingreso regulado y mecanismo basados en
mercado para proyectos especiales [32]. En Norteamérica, los
mecanismos se han centrado en la eficiencia de precios (Order
890, www.ferc.gov) y el desarrollo de mecanismos de
mercado para la inversión y manejo de la congestión.
Finalmente, en Europa han desarrollado mecanismos
regulatorios para el manejo de la congestión entre regiones y
la creación de un operador regional del sistema (ETSO) [9].
D. Incentivos perversos y beneficio social
Bajo los conceptos de la economía clásica las instituciones
reguladores han concebido conceptos de eficiencia y equidad,
pero sin establecer claramente el beneficio social. Por
ejemplo, se ha definido que los principios de eficiencia y
equidad son incompatibles [33] y que el óptimo social difiere
del óptimo individual en estructuras de monopolio regulado y
con base en señales del mercado [34]. Lo anterior sugiere
implementar mecanismos para establecer un compromiso
entre los objetivos sociales y el de los transportadores. Las
anomalías o incentivos perversos que puedan generarse
dependerán de la metodología utilizada. En un modelo
regulado dependerá de las señales eficientes que brinde el
regulador para la correcta actualización del VRN y la tasa de
retorno (siendo esta fija o calculada mediante técnicas como el
WACC) ó incluso la vida útil a reconocer. De manera que se
reconozca la inversión realizada y se den los incentivos para
su reposición y mantenimiento. La tasa de retorno y la vida
útil regulatoria toman gran relevancia debido a la divergencia
que pueda existir con la vida técnica de la infraestructura.
Además, la consideración de requerimientos de calidad, por
ejemplo mecanismos de pago/compensación por el servicio no
prestado (energía no suministrada) influyen en el negocio de la
transmisión.
Por otra parte, los avances tecnológicos desafían los
conceptos tradicionales de regulación y las denominadas
instalaciones esenciales se han constituido como “cuellos de
botella” en servicios de infraestructura. La expansión de la
capacidad en generación no se ha acompañado de la expansión
de la transmisión, debido a que los mecanismos creados para
realizar la expansión han sido demasiado complejos para
estimular la inversión [35]. La incertidumbre que se presenta
en los flujos de potencia, ya sea desde la generación o la
demanda, generan cambios en la transmisión que no son
reconocidos en la regulación [36]. Generalmente, la regulación
no considera las externalidades sujetas a aspectos tecnológicos
y de asimetrías de información entre el regulador y los
transportadores [37], el riesgo y detrimento de las inversiones
por la utilización de tecnologías que controlen los flujos de
potencia, Líneas DC o sistemas de transmisión flexible en
corriente alterna -FACTS- [38], y los conflictos de interés que
se presentan entre los agentes de generación y consumo y los
propietarios de la red para la expansión de la transmisión [39],
[40].
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IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 8, NO. 3, JUNE 2010
III. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
En la planificación, el primer ítem a establecer es el tipo de
modelo a implementar, es decir, un modelo centralizado ó
descentralizado
de
la
transmisión
[41].
Ahora,
independientemente del modelo se consideran dos enfoques en
el problema de expansión de la transmisión, es decir, respecto
a la nueva inversión, la señal de precios y las metodologías de
remuneración [42]. El primero busca establecer técnicas que
encuentren una solución óptima o eficiente sobre la ubicación,
la cantidad de líneas de transmisión y las restricciones técnicoeconómicas. El segundo considera las técnicas o mecanismos
para la asignación de la construcción y operación de la
infraestructura. Para la asignación, se encuentra un espacio de
soluciones más acotado, siendo el tipo de modelo de mercado
de energía el que define la asignación de la infraestructura. Por
ejemplo, en modelos centralizados sin desintegración de las
actividades, el estado asume la construcción de la red. En
mercados descentralizados con la presencia de privados o
mixtos, se han implementado mecanismos como licitaciones u
otro tipo de subastas. Estas buscan asignar la infraestructura a
la menor oferta, siendo como parámetro principal el valor
presente neto -VPN- de la oferta. Además, es posible
considerar no sólo alternativas de transmisión sino proyectos
de generación o la demanda que puedan sustituir la
transmisión (aunque bajo condiciones de mercado es posible
no intercambiar proyectos de generación y transmisión) [5].
A continuación, se describen tópicos respecto a
metodologías marco de la transmisión, técnicas de evaluación
financiera de la transmisión, la asignación de costo y la
consideración de la congestión como elemento primordial en
la planificación, tanto en el corto plazo como en el largo plazo.
A. Metodologías de planificación
En general, las metodologías de planificación realizan una
evaluación económica. Se comparan diferentes alternativas de
expansión (nuevas líneas, cambio de conductores, nivel de
voltaje, etc.) y sus respectivos beneficios. Los aspectos más
relevantes a considerar en la planificación son: los objetivos
de los agentes del sistema, la representación de la red de
transmisión (flujo AC ó DC linealizado) [43], el
comportamiento de los precios del mercado (comportamiento
estratégico de los generadores) y la modelación de la
incertidumbre [44]. En [45] se propone una metodología que
evalúa la inversión en función de modelos de equilibrio y el
impacto en el beneficio social. Caracteriza tres tipos de
procesos de planificación: Proactivo, integración de recursos y
reactivo. Muestra como para cada proceso se obtienen
distintos planes de inversión y que estos son muy sensibles a
los parámetros de suministro, demanda y al conflicto de
intereses entre los agentes del sistema. Otro de los parámetros
más importantes en la planificación es la confiabilidad,
generalmente, se ha considerado criterios probabilísticos, tales
como, n-1, probabilidad de pérdida de carga y probabilidad de
energía no suministrada [46], [47]. Se busca determinar como
la confiabilidad influye en el mercado, dado que no siempre se
obtiene el óptimo desde el punto de vista económico. Es
posible que se presenten casos en el cual se hace necesaria una
línea de transmisión para que el sistema presente una mayor
confiabilidad, esto implica una sobreinversión de la
infraestructura óptima e influencia sobre la operación eficiente
y competitiva del mercado. Además, desde el punto de vista
de la operación del mercado, la configuración de la nueva
línea de transmisión puede ocasionar flujos circulantes. Estos
genera congestión e influyen en la planificación de la
transmisión [48]. Como solución al problema descrito, se ha
considerado la inclusión de tecnologías en el proceso de
planificación, tales como, FACTS y enlaces HVDC. En
particular los enlaces HVDC se han utilizado para obtener un
óptimo entre la confiabilidad y el mercado [49] y la
posibilidad de disminuir el poder de mercado de los
generadores [44]. Las metodologías, adicional a los aspectos
técnicos (flujos de potencia), cada vez más abarcan criterios
de mercado para la inversión, como los transaccionales
(precios nodales) y los financieros (contratos de derechos de
transmisión) para maximizar el beneficio social [50] y la
interacción que se pueda presentar entre la generación [51][53] y la flexibilidad de la transmisión [54].
Recientemente, los criterios a considerar en la planificación
de la expansión han sido los siguientes: mejoramiento de la
confiabilidad, incremento de la disponibilidad de suministro y
el incremento de la competencia de los agentes del mercado
[55]. Además, se deben diseñar mecanismos basados en
incentivos que maximicen el beneficio social y la
representación de escenarios más reales (representación de la
generación, transmisión y demanda). De esta manera, obtener
la inversión óptima del sistema de transmisión [56] y se
identifiquen los riesgos más relevantes en la planificación de
la transmisión [57] y la incidencia de estos en la expansión del
sistema [58, 59].
B. Valoración financiera
La transmisión como cualquier otro tipo de negocio
considera técnicas de evaluación financiera. Normalmente, la
más utilizadas han sido la del VPN [60] y análisis de
costo/beneficio para evaluar diferentes alternativas [61]-[65].
Por ejemplo, se proponen mecanismos de inversión anticipada
en el que los beneficiarios de la red definen la alternativa de
expansión según la evaluación de costo/beneficio [66] y la
confiabilidad [67]. La valoración financiera depende del tipo
de modelo de negocios de la transmisión [68]. Principalmente
depende de quiénes son los propietarios y quiénes son los que
controlan los activos de transmisión. Estos tipos de modelos
generan problemas de agencia (principal-agente) que
requieren la utilización de técnicas diferentes para la
valoración de alternativas en función de los intereses del
principal (accionistas) y el incremento del beneficio social de
la inversión, la valoración de la confiabilidad, la energía no
suministrada y la reducción de los costos de congestión [69],
[70]. Las técnicas más utilizadas han sido la aplicación de
técnicas de árboles binomiales [71], [72], o valoración de
opciones reales [73]-[75], teoría de portafolio de Markowitz’s
y análisis de riego [76]. En general, las técnicas permiten
obtener la decisión óptima en función de las estrategias de
inversión y maximización del ingreso. Estas presenta mayores
MOLINA AND RUDNICK : TRANSMISSION OF ELECTRIC ENERGY: A
ventajas respecto a metodologías clásicas por considerar
conceptos de riesgo asociados a la incertidumbre del negocio
de la transmisión, los procesos regulatorios y el desarrollo del
mercado de energía [77].
C. Asignación de Costo y expansión
Un aspecto a destacar en la planificación y diseño de
mecanismos regulatorios, es cómo asignar los costos de esta.
Las metodologías han sido diversas y varían según si el
modelo es uninodal o multimodal y quienes y en qué
porcentaje pagan la infraestructura y la expansión del mismo,
incluso las pérdidas técnicas del sistema [78], [79]. En
general, se pueden clasificar tres tipos de métodos de
asignación de costo en función de los incentivos
implementados para el desarrollo de la red [8]. El primero
conocido como método de asignación de costo hundido, donde
el costo total de la nueva infraestructura lo asumen
directamente los agentes del sistema (cargo general por
conexión o cargo tipo estampilla). El segundo, definen dos
tarifas, una por conexión y otra por uso de la red. El último
método, similar al anterior, pero el cargo por uso es
diferenciado por zona o nodo. A su vez, se consideran diversas
técnicas para definir el uso del sistema de transmisión, ya sea
con base en las leyes físicas o económicas. Por ejemplo, en
Chile se ha definido un Área de Influencia Común -AIC- en la
que se utiliza un criterio determinístico de 80% Generadores y
20% la demanda. Por otra parte, en Colombia, el 100% lo
asume la demanda prorrata consumo.
En la literatura, se han definido métodos físicos como los
factores de distribución Rudnick, Bialek y Kirschen [80],
intercambio bilateral equivalente, Zbus [81] y con base en la
reactancia para definir el porcentaje de asignación de los
costos de la transmisión ó la expansión de la misma [82].
Desde la perspectiva económica, se han utilizado dos
enfoques, uno en función de la capacidad (condiciones de
punta del sistema) y el otro en función de la energía (función
de la curva de demanda). En general, la teoría económica más
utilizada ha sido la teoría de juegos. Esta determina los costos
y beneficios del los agentes en función de sus estrategias. La
teoría de juegos suele dividirse en dos áreas (juegos
cooperativos y no cooperativos) y las principales aplicaciones
se han centrado en juegos cooperativos o de coalición. Se han
utilizando métodos de valor Shapley o valor Shapley bilateral
-BVS- [83]-[88], Kernel [89], [90] y nucléolo [91]-[93] y en
menor medida en los juegos no-cooperativos o estratégicos
[94]-[96]. Se destaca que los juegos no-cooperativos están
asociados a la motivación individualista de los agentes y no a
las consecuencias de sus decisiones. La interacción puede no
ser de mutua colaboración, pero puede ser inducida mediante
el diseño de mecanismos e incentivos considerando las dos
áreas mencionadas [56, 97].
D. Congestión de la Red
De la misma forma que el sector eléctrico ha presentado
cambios en su estructura, las tecnologías han influido en las
características técnicas de la red, aunque con el objetivo de
aliviar las restricciones técnicas de la misma. El cambio de
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visión de la transmisión y la consideración de conceptos como
el de “contrato de transmisión” han buscado que se reflejen las
condiciones reales del sistema y que sirvan como mecanismo
de desarrollo del mercado de energía [98]-[100]. En el
contexto del mercado, la congestión ha sido uno de los tópicos
más investigados por tener un mayor impacto sobre la
eficiencia económica del despacho y el poder de mercado
[98]. Frecuentemente, en la literatura se realizan
simplificaciones del sistema de potencia, tales como la
linealización del flujo DC, la no consideración de pérdidas
resistivas, restricciones de voltaje o potencia reactiva. Se ha
considerado que estas simplificaciones no influyen
significativamente en los modelos de mercado (modelos
oligopólicos) con respecto al impacto de la congestión. Sin
embargo, se ha establecido que estas simplificaciones hacen
que los resultados diverjan en función del modelo económico
(oligopólicos, Cournot, etc.). En particular, cuando se
presentan flujos de potencia controlables y pérdidas
significativas [101], [102].
La congestión es el objetivo más importante del operador
del sistema, debido a que esta puede influir en las
transacciones (técnicas/económicas), ya sea de manera
positiva o negativa sobre los agentes participantes del mercado
[103]. En general, se han definido tres mecanismos para
abordar la congestión: la optimización del flujo de potencia
(realizada por el operador del sistema), las señales de precios y
los acuerdos bilaterales entre los generadores y consumidores
(en función del impacto de las transacciones en el sistema de
transmisión) [103]. Adicionalmente, se conciben diferentes
métodos para la gestión de la congestión, los cuales se basan
en factores de sensibilidad (factores de distribución de
transferencia de potencia -PTDF- y zonas de congestión),
mecanismos de subastas (asignación de derechos de
transmisión -FTR-, flujos -FGR-), métodos basados en señales
de precios (precios marginales locales -LMP-) y redespacho
(contratos bilaterales, políticas de desprendimiento de carga)
[103].
Recientemente, en la literatura se han propuesto métodos
para la gestión de la congestión e interconexiones regionales
[104], [105]. Metodologías de coordinación entre operadores
del sistema [106], subastas orientadas a consumidores
especiales (cargas no desconectables) [107], contratos de
congestión de la transmisión -TCC- [108], funciones de
suministro e índices de poder de mercado [109]. Híbridos
entre metodologías de estampilla e índices de sensibilidad
[110], índices para identificar áreas con congestión [111] y
métodos de asignación óptima de recursos para transacciones
multilaterales [112]. A su vez, se identifica técnicas, tales
como, distancias eléctricas relativas [113], algoritmos de
descomposición de Benders [114] y de barra de referencia
(LMP) [115]. Aplicaciones de Algoritmos Genéticos -AGpara la reconfiguración de la topología de la red [116],
Optimización de Partículas Swarm -OPS- [117], OPS
multiobjetivo [118], inteligencia artificial [119], redes
neuronales [120] y la asignación de costos de la congestión en
función del uso de la red y señales económicas [121]. Además,
250
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 8, NO. 3, JUNE 2010
la consideración de tópicos que están correlacionados con la
congestión, como la generación distribuida [122], la
elasticidad de la demanda [123] o la generación [124], la
estabilidad del sistema [125], la interacción con la
competencia [126], el redespacho y desprendimiento de carga
[127], la susceptancia de la línea de transmisión [128], los
incentivos económicos [129] y el bienestar social [130], [131].
IV. ALGORITMOS DE MODELACIÓN
Existen diversas formas de considerar la transmisión en un
sistema de potencia. Esto depende del grado de supuestos y
simplificaciones que se tomen. Para modelos de generación o
de despacho económico, la transmisión se ha considerado
como una restricción. En esta se define un mínimo y/o un
máximo flujo de potencia que pueda transferir una línea de
transmisión. Para el caso de modelos de inversión y expansión
de la red, se busca particularmente el menor costo sujeto a
restricciones
económicas
y
de
confiabilidad.
Las
investigaciones se han centrado en metodologías de
programación matemática y heurísticas para definir la red
óptima o eficiente de expansión y la consideración del
horizonte de planificación de la modelación. La planificación
estática es utilizada para definir dónde y cuáles y la
planificación dinámica considera adicionalmente el cuándo y
los cambios que se produzcan en la topología de la red [132].
A nivel de metodologías la programación entera mixta
combinatorial ha sido la que mejor se ha ajustado a los
requerimientos de la modelación del sistema de transmisión.
Esta se ha utilizado en aplicaciones tan importantes de los
sistemas de potencia, tales como, el despacho económico
“Unit Commitmet”, la programación de mantenimiento y la
expansión de la red. La expansión de la red es un problema
complejo, esta considera aspectos de energía inyectada en los
diferentes nodos y la incertidumbre asociada al tiempo y la
demanda. Se busca minimizar los costos de operación y la
minimización de los costos de inversión que determinen el
lugar y el número de líneas que requiera el sistema. A
continuación, se presentan los modelos y aplicaciones más
recientes y relevantes en la planificación de la transmisión.
Las técnicas de programación se clasificaron en programación
matemática, técnicas heurísticas y Meta-heurísticas [12, 13].
A. Programación Matemática
La técnica de programación matemática busca formular el
problema de la transmisión mediante procedimientos
matemáticos y el planteamiento de problemas de
optimización. Se definen restricciones para encontrar el
óptimo según la función objetivo y los supuestos utilizados del
modelo. En general, la evolución de las técnicas se ha
enmarcado en el desarrollo de modelos más robustos que
soporten sistemas de transmisión de gran tamaño y reducir el
tiempo de ejecución de los algoritmos. Es importante
considerar que los problemas de inversión y expansión de la
transmisión son no-lineales y de naturaleza no-convexa. Este
tipo de problema pertenece a la familia de problemas NPCompletos. Los cuales presentan tiempos de ejecución
exponenciales a medida que crece el sistema y la realidad con
que se modele el mismo. De acuerdo a la literatura, las
técnicas clásicas utilizadas han sido la programación lineal PL- [133], la programación no lineal -PNL- [134],
programación entera -PE- [135]-[137], programación entera
mixta -PEM- [138]-[141] y programación estocástica -PS[142]-[144]. Por otra parte, las técnicas de descomposición
matemática, como la descomposición de Benders [48] y
procesos jerárquicos [145], han utilizado algoritmos de
“Branch & Bound” [146], [147] y punto interior -PI- para
resolver el problemas de planificación de la transmisión [148][151]. Recientemente, se han utilizado técnicas de PEM con
optimización multiobjetivo [152] y Branch & Bound [153][155], criterios estocásticos [156, 157] y multiperiodo [158],
programación cuadrática [159] y cuadrática secuencial con
maximización del beneficio social [130], búsqueda directa y
caos [160], acotamiento de soluciones mediante optimización
cardinal [161] y programación bi-nivel [154], [162].
B. Heurística
En la práctica, debido a las simplificaciones que
normalmente se realizan en la programación matemática, por
ejemplo, las condiciones de voltaje estático, flujo DC lineal ó
la linealización de la pérdidas, hacen que no se garantice la
optimalidad del mismo y se utilicen técnicas heurísticas o
hibridas que obtengan soluciones más factibles al problema
que de por si es complejo por su naturaleza combinatorial. En
general, las técnicas heurísticas establecen reglas lógicas y/o
empíricas (experiencia) y análisis de sensibilidades. El
objetivo es buscar una solución a problemas como el de la
planificación de la transmisión con menores tiempos de
ejecución y una mayor tasa de convergencia de la solución
óptima [12]. Sin embargo, presenta desventajas al seleccionar
el óptimo del sistema por partir de búsquedas locales que
podrían no ser el óptimo global del sistema, siendo de gran
relevancia para sistemas de medio a gran tamaño [13]. Las
técnicas utilizadas han sido los Algoritmos Heurísticos
Constructivos -AHC- [163] con técnicas de punto interior
[164], [165], inducción hacia adelante/atrás [166],
programación entera mixta no-lineal [167], [168] y técnicas
heurísticas con planificación multiperiodo [169].
C. Meta-Heurística.
Las técnicas Meta-heurísticas son un hibrido entre las
técnicas de programación matemática y las técnicas
heurísticas. Básicamente, buscan obtener las ventajas de los
dos métodos descritos anteriormente, es decir, una solución
óptima factible a un bajo costo computacional. Los avances
recientes en este tipo de técnicas han demostrado que es
posible conseguir mejores soluciones en sistemas de gran
tamaño (como son en realidad los sistemas de transmisión)
[13]. Si bien es cierto que las técnicas heurísticas presentan
una desventaja al determinar el óptimo global, el mercado de
energía es un sector dinámico. En este varían
permanentemente los parámetros más importantes de la
planificación de la transmisión, es decir, la generación y la
demanda [170], por lo que estas técnicas brindan mayores
facilidades en la evaluación de escenarios, opciones de planes
de expansión y el tipo de modelo de la transmisión. De
MOLINA AND RUDNICK : TRANSMISSION OF ELECTRIC ENERGY: A
acuerdo a la literatura, las aplicaciones más recientes han sido
en la planificación multiperiodo con algoritmos evolutivos
[171], [172] y evolutivo diferencial [173], AG [174], OPS
[175], [176] y temple simulado [177]. Otras técnicas han sido
la búsqueda aleatoria adaptada Greedy [178], estrategias
evolutivas [179], planificación con criterios de confiabilidad
utilizando temple simulado [180] y búsqueda Tabú [181], AG
“Niche” [182], AG “genético Chu-Beasley”[183], [184], AG
con AHC [185], [186], AHC con estructuras de “Branch &
Bound” [187], PEM [188], PS [189], OPS [190],
programación entera difusa [191], [192] y el método primaldual interior para la planificación dinámica [193]. Finalmente,
se destacan aplicaciones híbridas entre la optimización
cardinal y la búsqueda Tabú [194], AG con la consideración
de funciones de beneficio social [195], [196], AG (NSGA II)
con procesos de decisión difusos [46] y algoritmos híbridos
meta-heurístico [197].
V. TECNOLOGÍAS Y MERCADO
Con la implementación de modelos basados en el mercado,
las tecnologías han asumido un rol importante por su
influencia (positiva ó negativa) en el sistema y una mayor
complejidad al funcionamiento del mismo. Por ejemplo, a
nivel de generación la introducción de tecnologías como la
eólica han traído consigo una mayor incertidumbre [198-200].
Esta impacta el despacho económico y la planificación de la
transmisión. Ahora, a nivel de la transmisión, la evolución
tecnológica se ha centrado en el mejoramiento de la operación
del sistema mediante dispositivos FACTS, transformadores
desfasadores [201] y líneas DC [202], entre otros. Estos
dispositivos afectan los costos del sistema al tener la facilidad
de cambiar las características técnicas de la red y control de
los flujos de potencia [203]. A continuación, se hace énfasis
en los FACTS, líneas HVDC y las experiencias
internacionales en un contexto de mercado.
A. FACTS
Los dispositivos FACTS tienen la habilidad de controlar tres
parámetros básicos del flujo de potencia: el voltaje, el ángulo
de fase y la impedancia. Esta habilidad le permite maximizar
el uso de la red, incrementar la capacidad de transferencia
entre nodos y la disminución de la congestión [204]. Sin
embargo, puede presentar conflictos entre los agentes al
redistribuir los beneficios individuales que se presentan en la
operación del sistema [205] y crear nuevas restricciones [206].
En el contexto del mercado, las aplicaciones FACTS utilizadas
en la literatura han sido las siguientes: Controlador de flujo de
potencia -UPFC- en análisis de interconexiones y subastas
coordinadas [204], Compensador Serie Controlado por
Tiristores -TCSC- para determinar su influencia en la
generación y la demanda en función del beneficio social [205],
la reducción de la congestión y la variación de las
transacciones bilaterales [206].
B. HVDC
En el contexto del mercado, las líneas DC presentan al
menos dos ventajas con respecto las líneas AC. La primera al
251
coincidir la operación real con la operación financiera y la
segunda el poder eliminar flujos circulantes. Además, este tipo
de líneas puede incrementar la competencia en la expansión de
la red y para grandes distancias presentar mejores beneficios
(ambientales, económicos y técnicos) [207]. Por ejemplo, si
consideramos dos líneas paralelas con características AC,
estas se comportarán como un monopolio al estar
eléctricamente unidas. En cambio, si consideramos estas líneas
paralelas con características de flujo controlable, estas pueden
competir por capacidad. Lo que hace que sean
estratégicamente sustituibles para flujo controlables y
estratégicamente complementarias para flujos no controlables
[38]. Sin embargo, para el mercado y los usuarios del sistema
podrían implicar mayores precios. Por ejemplo, los precios del
mercado NordPool se incrementaron con la presencia de líneas
DC (DC-UCTE) y se ha establecido que este incremento
puede ser aún mayor si se interconecta a mercados que
presenten estructuras monopólicas en su generación [101]. De
ahí, que la discusión respecto a este tipo de interconexiones
radica en determinar que mecanismo (regulado o en base al
mercado) maximiza el beneficio neto agregado de los agentes
del sistema [32], su modelación [208] y las consideraciones
respecto a metodologías de precios marginales por barra [209]
y su incidencia en la estabilidad dinámica de la red [210].
C. Experiencias internacionales
La implementación de estas tecnologías se ha incrementado
en la medida que han bajado los costos de esta y la definición
de mecanismos para incentivar su instalación, ya sea bajo
ambientes regulados ó con base en el mercado. En general, las
líneas DC han presentado mayores aplicaciones en el contexto
de mercado y los sistemas FACTS en el mejoramiento de la
operación del sistema (sin desconocer que las líneas DC
también mejoran la estabilidad de los sistemas de potencia).
Existen diversas experiencias en enlaces de HVDC [211], tales
como, el enlace DirectLink en Australia (enlaces de baja
capacidad- Australia ha centrado sus análisis regulatorios para
determinar el mejor mecanismo para la remuneración de
nuevos enlaces como el MurrayLink y SNI) [32], los enlaces
NoordPool-UCTE, RTE-NGC en Europa [101], proyectos en
China [212], [213] y la India para conectar sistemas
regionales. En Norteamérica, principalmente los enlaces entre
los operadores regionales -RT0-(www.ferc.gov) [214]. En
Sudamérica, el enlace Itaipú HVDC (6300 MW), enlaces
Brasil-Argentina, el estudio del Enlace HVDC-Aysén
(www.aysentransmision.cl) en Chile y la interconexión de los
mercados Colombia-Panamá (en fase de armonización
regulatoria,www.interconexionelectricacolombiapanama.com)
VI. CONCLUSIONES
Las investigaciones en el sector de la transmisión han sido
diversas y dinámicas. Se evidencia que las investigaciones
buscan proveer mecanismos de acoplamiento entre conceptos
económicos y técnicos con la finalidad de brindar soluciones
claras y transparentes para el mercado eléctrico. Es visto que
la evolución de la tecnología ha generado cambios a nivel de
la regulación. Esta ha buscado definir mecanismos óptimos
252
IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 8, NO. 3, JUNE 2010
que incentiven la inversión y la operación eficiente bajo
criterios de costos, confiabilidad y competencia del mercado.
A nivel de la modelación, las investigaciones han desarrollado
técnicas que describan mejor el comportamiento del sistema
con un menor esfuerzo computacional para identificar el
óptimo requerido. El debate acerca de cuál es el mejor
mecanismo para la trasmisión (regulado ó con base al
mercado), el modelo de planificación (centralizado/
descentralizado), la asignación de costos por transmisión, aún
se mantienen vigentes. Las recientes investigaciones han
centrando su interés en modelar las características técnicas de
la red considerando sus variaciones (en el tiempo y por
aspectos tecnológicos) y su impacto en el mercado y el
beneficio social de los mecanismos propuestos para la
expansión de la transmisión.
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Juan D. Molina (M’06, GSM’08).
Ingeniero Electricista y M.Sc de la
Universidad de Antioquia, Medellín,
Colombia. Estudiante de Doctorado en
Ciencias de Ingeniería en el área de
Mercados Eléctricos del Departamento
de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia
Universidad
Católica
de
Chile,
Santiago. Investigador en áreas de
planificación e inversión de la
transmisión y planificación energética.
Hugh Rudnick (F’00) Ingeniero Civil
Electricista de la Universidad de Chile,
Santiago, y M.Sc y Ph.D de la
Universidad de Manchester, Reino
Unido. Profesor Titular del Departamento
de Ingeniería Eléctrica de la Pontificia
Universidad Católica de Chile, Santiago,
Chile. Docente e investigador en las áreas
de operación económica, planificación y
regulación de mercados eléctricos.
Consultor
en
el
diseño
de
reestructuración
de
mercados
y
tarificación de sistemas de transmisión y
distribución, para empresas privadas y entes reguladores en diferentes
países, Naciones Unidas y el Banco Mundial.