¿Cómo funciona la red eléctrica?

Hace casi 100 años, la electricidad de su casa provenía de la gran central eléctrica de carbón en las afueras de la ciudad. Cuando un tipo de la planta lanzaba un gran interruptor, miles de voltios salían de la planta a toda la ciudad. Eso era todo lo que la red eléctrica necesitaba en ese momento porque no había mucha gente con cosas que necesitaran electricidad. Así que no había mucha demanda.

Un siglo después y todo eso ha cambiado. Aire acondicionado, televisores, consolas de juegos, computadoras, lavadoras, luces, refrigeradores – todas estas cosas que usan electricidad se encuentran en prácticamente todos los hogares. Incluso en un día deslucido de junio, la demanda diaria de electricidad de EE.UU. puede superar fácilmente los 12.000.000 MWH.

En consecuencia, se necesita un sistema bastante sofisticado para mover la energía desde donde se genera hasta donde se necesita.

El Gran Interruptor – ISOs y RTOs

En su mayor parte, la red existía como un acuerdo informal que establecía grupos de energía entre las empresas de servicios públicos regionales para ayudar a satisfacer la creciente demanda de cada uno. Pero debido a la subida de los tipos de interés, las empresas de servicios públicos se mostraron reacias a invertir en la construcción de nuevas instalaciones de generación y la capacidad de los grupos de energía se redujo. En 1978, el Congreso aprobó la Ley de Políticas Reguladoras de Servicios Públicos (PURPA) en parte para crear un mercado para los productores de energía independientes de los servicios públicos. En 1996, las empresas de servicios públicos y la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC) trataron de garantizar tanto la fiabilidad de la energía como la igualdad de acceso de los generadores a la red de transmisión. La FERC emitió las órdenes #888 y #889 que reorganizaron el funcionamiento de la red eléctrica de los EE.UU. y crearon los Operadores de Sistemas Independientes (ISO). Los ISOs operan -pero no son dueños- de las líneas de transmisión de energía. Estas incluyen desde líneas de alta tensión hasta las líneas eléctricas de los postes de su vecindario. Los ISOs típicamente tienen un control a nivel estatal o regional sobre su parte de la red y actúan de manera independiente de las empresas de servicios públicos y los generadores para coordinar y monitorear las transmisiones de energía. Los ISOs también operan y manejan los mercados de energía dentro de su región.

Mapa cortesía de la FERC.

A pesar de la creación de las ISO, hubo problemas para asegurar el acceso a todos los generadores, grandes y pequeños, que quisieran transmitir su electricidad generada (llamada «energía a granel»). En 1999, la FERC emitió la orden #2000 que creó las Organizaciones Regionales de Transmisión (OTR).

Los RTOs básicamente hacen el mismo trabajo que los ISOs. Convenientemente, muchos ISO se convirtieron en RTOs (PJM por ejemplo). Pero los RTO tienen dos diferencias principales. Primero, manejan áreas mucho más grandes que la mayoría de los ISO y controlan las transmisiones de energía a granel a través de las fronteras estatales (e ISO). La segunda es que a los RTO se les exige tener como miembros de su organización a las empresas de generación y transmisión de energía. De esta manera, los RTO asumen más responsabilidad para mantener la demanda de carga equilibrada y la electricidad fluyendo.

Manteniendo todas estas organizaciones en línea es la Corporación Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica (NERC). Tienen la autoridad legal para hacer cumplir las normas de fiabilidad, y asegurarse de que la RTO/ISO cumple con esos requisitos, como mantener un cierto porcentaje de capacidad de generación adicional. El trabajo de NERC es asegurar que más de 830.000 megavatios (MW) de energía se generen y transmitan más de 211.000 millas de líneas de transmisión de alto voltaje cada día en la mayor parte del continente norteamericano.

Dado que las empresas de servicios públicos y de transmisión son miembros de las ISO/RTO, pueden elegir a qué RTO desean unirse, dependiendo de si sus interconexiones entran en contacto físico con dos o más territorios de RTO. Por ejemplo, en los últimos dos años, varias empresas de servicios públicos y de transmisión de Ohio dejaron MISO para unirse a PJM, mientras que otro grupo de empresas del este de Texas, Louisiana y Arkansas se unió a MISO.

El mercado de la electricidad

Todas las OTR tienen mercados en el día y en tiempo real. (La transmisión de energía a granel también se planifica según la programación del día anterior, de modo que la energía está lista para salir al día siguiente, así como un momento de aviso durante el día). Los bloques de electricidad se venden para cubrir horas específicas del día. Por ejemplo, 500 MW se venden de 10 a 11 de la mañana. El trabajo de la RTO es limpiar el mercado arreglando los bloques de electricidad ofrecidos de menos a más caro. Los RTO ejecutan un modelo de mercado computarizado que empareja a compradores y vendedores a través de la huella del mercado geográfico para cada hora a lo largo del día. Los generadores ofrecen vender bloques de electricidad por hora mientras que los clientes de carga ofrecen comprar electricidad por cada hora hasta que se llene la demanda de esa hora. Alrededor del 95% de todas las transacciones de energía se programan en el mercado del día siguiente. El resto se programan en el mercado en tiempo real. Debido a que los precios del mercado en tiempo real son más volátiles que los precios del mercado del día siguiente, este mercado funciona cada hora en intervalos de 5 minutos.

Transmisión de potencia – Pérdida, congestión, penalización y precio

La transmisión de energía es un factor decisivo que afecta al precio porque la cantidad de electricidad que se pone en el cable en un extremo será algo menor que la que se saca en el otro extremo. Incluso los mejores cables eléctricos poseen una cierta cantidad de resistencia eléctrica. A medida que la resistencia del cable aumenta, más voltaje se pierde durante la transmisión. Por consiguiente, se debe usar más energía para entregar la cantidad de electricidad requerida. La resistencia de los cables eléctricos se produce de dos maneras. Primero, la longitud total de la línea de transmisión aumenta la resistencia de la línea. La forma de asegurar que suficiente electricidad viaja de un extremo a otro es empujar un voltaje extremadamente alto a través de un cable de alambre muy grueso. Las líneas de transmisión transportan entre 60 y 500 mil voltios (kv) en comparación con los 7 a 13 kv que transportan los cables conectados a su casa. Por lo tanto, hay más pérdida de voltaje en una línea de 50 millas que en una línea de 10 millas. Menos voltios significa que hay menos vatios de electricidad disponibles. Si estás transmitiendo 200 MW en una línea de 50 millas, podrías perder de 5 a 10 MW debido a la resistencia eléctrica en el propio cable. En ese caso, es posible que tengas que transmitir 210 MW para poder entregar 200 MW en el otro extremo de la línea.

Luego está el calor. Todas las líneas de transmisión son monitoreadas por su «límite térmico». Cuanta más resistencia eléctrica tenga un cable, más energía se libera en forma de calor. Así que, cuanta más energía pasa por un cable, más calor se obtiene. Y cuanto más caliente se pone un cable, más aumenta su resistencia eléctrica.

A veces, cuando la demanda de electricidad es extremadamente alta, las compañías de transmisión empujan suficiente energía a través de una línea para que se acerque a su límite térmico. Cuando eso sucede, las líneas de transmisión se calientan, se estiran y empiezan a descolgarse de sus torres. En los calurosos días de verano, las líneas pueden descolgarse lo suficiente como para rozar las copas de los árboles y hacer un cortocircuito, causando fallas en la energía. Uno de los más grandes, el Gran Apagón del Noreste de 2003, se tocó cuando las líneas calientes rozaron los árboles.

Por consiguiente, los límites térmicos pueden afectar a la forma en que la electricidad se transmite o «despacha» desde los generadores hasta su casa. Debido a que la pérdida de línea limita el suministro de electricidad, las ISO calculan y asignan factores de penalización a los generadores para cubrir el precio de la electricidad perdida.

Digamos que hay dos generadores que suministran una demanda de 1000 MW (también llamado «carga»). Cada uno de ellos está sacando su máximo de 500 MW, ambos piden 40 dólares/MW. El generador 1 es un generador local ligado directamente a la demanda. El generador 2, sin embargo, debe transmitir su energía a 60 millas del bus de distribución de energía con el generador 1. Eso significa que el Generador 2 está perdiendo 12,6 MW en la pérdida de línea y en realidad sólo está entregando 487 MW. Eso significa que el Generador 1 debe generar otros 12,6 MW para compensar la pérdida. Para calcular el costo y el precio, al Generador 2 se le asigna un factor de penalización de 1,05. Esto aumenta el precio real de la electricidad a 42 dólares por MW.

Es obvio que la electricidad más cara se encuentra donde la demanda es mayor. Si tienes una alta demanda en un día caluroso, y un número limitado de líneas de transmisión, hay una buena posibilidad de congestión de las líneas. Al igual que cuando el tráfico está atascado en la autopista, la congestión retrasa y limita la transmisión de energía, lo que aumenta el precio para el consumidor. El truco para mantener los precios bajos está en entregar toda esa electricidad a una zona de alta demanda despachando primero a los generadores más baratos. A veces, el más cercano puede no ser el más barato.

Para ver cómo funciona todo esto, veamos 5 generadores que han hecho una oferta para dar servicio a una carga de 2.000 MW.

• Tres líneas de transmisión conducen al autobús de distribución de carga.
• Dos de estas líneas de transmisión tienen una potencia de 900 MW
• La línea más larga tiene un límite de carga de 400 MW.
• Sólo un generador, Gaga, está conectado directamente al bus de distribución de carga.
• Gaga es el generador más cercano pero es el más caro, 50 dólares/MW.
• Charlie es el más barato, 10 dólares/MW, pero es el más lejano.
• Baker es el mayor generador y sólo pide 25 dólares por MW.

La congestión se produce cuando la transmisión de energía se limita o restringe.

Digamos que tres de los generadores más baratos pueden satisfacer 1700 MW de la carga, pero la línea de transmisión más larga estará justo en su límite de 400 MW. Añadir un cuarto generador cubrirá las pérdidas de la línea y cumplirá con la carga de 2.000 MW, pero también alcanzará el máximo de una de las líneas de 900 MW y reducirá el vataje que puede ser transmitido. La transmisión de energía se ha vuelto limitada. La única manera de entregar con seguridad los 2.000 MW es agregar el generador más cercano (y en este caso, el más caro). Eso aumenta el costo marginal de la electricidad.

En los raros casos en que no se puede atender la carga y no hay otras opciones de suministro, la OTR puede recurrir a la eliminación de la carga o a los «apagones progresivos» para proteger las instalaciones de conmutación de generación y transmisión de posibles daños.

Como dice Energy.gov, «…los compradores de energía deben comprar más a menudo a proveedores de mayor costo, y el resultado es un mayor costo de la electricidad para los consumidores»). Si el despachador de la transmisión no puede encontrar una manera de asignar suficiente generación a la carga, entonces la entrega de la transmisión a otras cargas podría ser cortada para mantener la operación confiable de la red…»

Tradicionalmente, sólo ha habido dos maneras de reducir el riesgo de congestión, ya sea reducir la demanda o aumentar la capacidad y el número de líneas de transmisión. Una estrategia en desarrollo es animar a los hogares y negocios a instalar paneles solares en los tejados, células de combustible o almacenamiento de baterías. También conocida como recursos energéticos distribuidos (RDE), la producción local de generación en pequeña escala reduce la cantidad de electricidad que debe ser transmitida desde generadores distantes. Un proyecto de transmisión en el estado de Washington, el proyecto del Corredor I-5 de 80 millas de largo, fue cancelado después de que se determinó que las mejoras en la eficiencia de las plantas de energía locales, así como la inversión en DER en la próxima década, proporcionaría medios suficientes y flexibles para satisfacer la creciente demanda futura.

Con todas sus complejidades, la red eléctrica es mucho más que una simple planta de energía local – pero el objetivo sigue siendo mantener las luces encendidas para todos.