El documento analiza opciones para un mecanismo permanente de Financial Transmission Rights (FTR) en Alberta, en el contexto de la implementación del Restructured Electricity Market (REM), que incorporará precios locacionales marginales (LMP), planificación óptima de transmisión y Transmission Reinforcement Payments. La discusión se centra en cómo gestionar el riesgo de congestión cuando el sistema pasa de un precio uniforme hacia un esquema locacional, donde la separación de precios entre nodos puede afectar ingresos de generadores, costos de consumidores y decisiones de inversión. Los FTR se describen como instrumentos adquiridos con anticipación que entregan pagos cuando la congestión provoca diferencias de precios entre ubicaciones de la red. No obstante, el análisis deja claro desde el inicio que su valor depende enteramente del diseño, del método de asignación, de las reglas de liquidación y del alineamiento con la arquitectura del REM. El punto de partida no es asumir que Alberta necesita un mercado formal de FTR, sino evaluar si estos mecanismos realmente generan eficiencias superiores a un escenario donde el AESO simplemente provee transparencia de datos y deja que participantes y terceros desarrollen coberturas bilaterales o privadas. En esa lógica, la opción sin FTR se presenta como la referencia base que cualquier otro modelo debe superar desde la perspectiva del interés del consumidor y de la eficiencia económica.  

La primera alternativa consiste precisamente en no crear un mecanismo formal de FTR. Bajo este esquema, el AESO no emitiría derechos de congestión ni construiría un mercado organizado, y la cobertura se desarrollaría mediante acuerdos privados, estructuración bilateral y señales derivadas directamente del LMP. Esta opción se considera atractiva porque preserva señales eficientes para la localización de inversiones y para la gestión física del riesgo de congestión, incluyendo decisiones como ubicar recursos en otros nodos, incorporar baterías o estructurar contratos con compradores específicos. También se señala que la mayoría de los consumidores liquidaría sus costos energéticos frente a un único Alberta Load Price, mientras que las rentas de congestión recaudadas en el REM regresarían a los clientes como compensación sobre cargos energéticos o de transmisión. La principal desventaja es la ausencia de un mecanismo líquido y transparente para descubrir precios de riesgo de congestión y transferir ese riesgo a terceros financieros. La segunda familia corresponde a los FTR al estilo estadounidense, con subastas centralizadas, productos líquidos de corto plazo y horizontes mensuales o de hasta tres años. Aunque ese diseño ha mostrado liquidez y precios visibles en mercados de Estados Unidos, el análisis le atribuye una propuesta de valor débil para generadores y consumidores. Se indica que esos productos suelen no ajustarse bien a las necesidades de cobertura horaria de renovables, peakers o cargas, y que una parte sustancial del fondo de congestión termina capturada por traders financieros, lo que puede dejar a los consumidores con mayores costos y riesgos netos.

La tercera familia reúne variantes de comprador y vendedor voluntarios, donde toda posición de cobertura surge del cruce entre partes dispuestas a comprar y vender sin que el sistema o el gobierno asuman una posición neta. Dentro de esta categoría se analizan tres subvariantes. La opción 3A plantea una plataforma administrada por el AESO con subastas similares a las estadounidenses, pero limitadas a posiciones que realmente encuentren contrapartes voluntarias. La opción 3B traslada esa función a un mercado tipo exchange, comparable a futuros de energía o de basis de gas natural, con pocos productos estandarizados y posibles diferenciales entre zonas y un hub de sistema. La opción 3C considera un modelo bilateral facilitado por brokers, donde la cobertura puede estructurarse de manera personalizada según nodo, perfil de generación y plazo contractual. La ventaja transversal de esta familia es que evita exponer involuntariamente a los consumidores a posiciones financieras complejas o de largo plazo. El costo de esa ventaja es una menor probabilidad de liquidez profunda, especialmente en coberturas largas y específicas. El documento reconoce que esta familia parece más consistente con una lógica de eficiencia y asignación voluntaria de riesgos, pero también advierte que, si la liquidez resulta muy limitada, sus beneficios prácticos frente a la alternativa sin FTR pueden ser reducidos.

La cuarta familia corresponde a variantes impulsadas por mandato, donde el AESO o una entidad gubernamental tomaría una posición neta de compra o venta de coberturas para cumplir objetivos específicos. Se distinguen tres enfoques: uno orientado a respaldar nuevas inversiones de generación, otro dirigido a cubrir consumidores frente a riesgos de congestión y un tercero híbrido. Estas variantes tienen la ventaja de permitir objetivos explícitos y de ofrecer liquidez más segura porque la cobertura estaría respaldada por una decisión institucional y por el uso del fondo de congestión. Sin embargo, el análisis las considera especialmente delicadas desde el punto de vista del riesgo público. Si las coberturas se venden por debajo de su valor o entregan protección excesiva, los consumidores pueden terminar absorbiendo costos no previstos. También se advierte que podrían subsidiar decisiones ineficientes, como sobreconstrucción de recursos en zonas ya saturadas. En los hallazgos finales se afirma que no es concluyente que algún mecanismo de FTR tenga una alta probabilidad de mejorar la eficiencia frente a la opción sin FTR, y se resalta que la mejor alternativa dependerá del equilibrio entre señales de inversión, capacidad de cobertura, exposición del consumidor, complejidad administrativa y claridad del mandato institucional. Desde esa perspectiva, la opción sin FTR aparece como la más simple y como la alternativa a vencer, mientras que cualquier modelo más intervenido requeriría objetivos claramente definidos, recursos institucionales suficientes y barreras robustas para evitar trasladar riesgos y costos excesivos a los consumidores. 

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https://www.brattle.com/insights-events/publications/options-for-an-enduring-financial-transmission-rights-model-for-alberta/

https://www.brattle.com/wp-content/uploads/2026/03/Options-for-an-Enduring-Financial-Transmission-Rights-Model-for-Alberta.pdf