Propuesta del Coordinador Eléctrico para reforma del mercado mayorista busca sumar nuevos actores y reducir costos de operación
Propuesta del Coordinador Eléctrico para reforma del mercado mayorista busca sumar nuevos actores y reducir costos de operación El diseño, confeccionado con la consultora Ecco International, plantea agregar a la demanda (consumidores) como parte del mercado de corto plazo, algo que hoy no existe, y que llevaría a las distribuidoras a buscar menores costos en servicios complementarios. Entre otros 14 elementos, además de tener dos liquidaciones, se incorporan mitigaciones ex ante para evitar riesgos de poder de mercado.
VÍCTOR GUILLOU Un mercado energético que permita respaldar el proceso de transición energética, migrando desde una estructura basada en costos auditados hacia uno determinado por ofertas, es la propuesta que la consultora energética Ecco International confeccionó en el marco de la licitación del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), lanzada hace ya casi un año. Si bien las conclusiones y el último estado de avance se presentaron en marzo, el estudio final se estaría entregando durante las próximas semanas, en un documento de más de 600 páginas.
Se trata de un recomendación que luego se complementará con un estudio propio que también está realizando la Comisión Nacional de Energía (CNE), por encargo del ministerio del área, en un debate que el titular de la cartera, Diego Pardow, ha reconocido que "tiene un atraso de décadas, pero que no podemos seguir postergando". Se trata de una reforma al corazón del sistema marginalista que ha regido al mercado energético chileno, modelo que lleva más de 40 años de funcionamiento, pero cuya proyección en el tiempo se ve desafiada ante la mayor penetración de fuentes de energías renovables, cuyos costos de operación no son auditables de la manera en que lo hacen las centrales térmicas.
El costo declarado deuna termoeléctrica, ya sea que use carbón, diésel o gas natural, tiene una trazabilidad que permite verificar que el precio al cual se comercializa su energía sea el más conveniente al momento de ser despachada.
Pero el valor de las centrales de energías renovables variables, así como el de otros activos bajos en carbono, difiere esencialmente por el momento en el cual su oferta está disponible, así como también por cuánto tiempo puede como también por cuánto tiempo puede mantenerse operando, además de las condiciones climáticas.
El profesor de la Escuela de Ingeniería de la Universidad Católica de Chile, Enzo Sauma, fue parte del equipo de trabajo de Ecco International, y explica así lanecesidad de consensuar los cambios al mercado de energía mayorista: "El sistema ha funcionado bien en los últimos 40 años, pero no va a funcionar en el futuro cercano, en los próximos10 años, y tenemos claro que no va funcionar, porque se pensó para un sistema completamente distinto, donde nadie se imaginaba que iban a existir las centrales renovables", señala.
De hecho, agrega que actualmente hay cierta conflictividad entre generadores por los costos auditados, lo que irá aumentando a medida que aumente la presencia de centrales variables en la matriz. "De aquí a cinco o diez años van a ser tantos los conflictos, que va a ser difícil o imposible auditar los costos para el Coordinador y también la CNE oel Panel de Expertos, y se va a gastar mucho dinenel de Expertos, y se va a gastar mucho dinenel de Expertos, y se va a gastar mucho dinero en conflictos. Y eso se puede evitar con este otro sistema", sostiene.
LOS 14 ELEMENTOS Sauma detalla que la propuesta consiste en contemplar un conjunto de 14 elementos: un mercado del día anterior basado en ofertas (DAM); un mercado de ofertas para las unidades que entregan confiabilidad; un mercado intradiario basado en ofertas (mercado spot de energía de quince minutos); un mercado en tiempo real basado en ofertas; un mercado de servicios complementarios basado en ofertas; la participación en el mercado de centrales hidroeléctricas mediante subastas u ofertas; la co-optimización de energía y reservas; precios marginales nodales; precios de escasez a través de curvas de demanda dereserva operativa (ORDC); mercados de derechos de transmisión financieros; un diseño de mercado tipo muti-liquidación; la adecuación de recursos a través de un mercado de capacidad con opciones de confiabilidad; medidas de mitigación del poder de mercado; y mercados financieros con actores del mercado financiero (ofertas virtuales). El académico chileno, quien trabajó junto al CEO del Ecco International, Alex Papalexopoulos, y al profesor del Departamento de Ingeniería Industrial e Investigación de Operaciones de la Universidad de California, Berkeley, Shmuel Oren, remarca que la implementación debe contemplar los 14 los elementos de la propuesta en forma conjunta para que el mercado opere adecuadamente.
Pero hay uno que resulta esencial: la mitigación del poder de mercado, con medidas ex ante (en base a pruebas automáticas que analizan las condiciones de mercado en tiempo real, y que entregan alarmas automáticas cuando algún oferente entrega precios altos) y también ex post. Dicha mitigación permite al operador del sistema reducir el precio de la energía hacia uno establecido previamente, en acuerdo con la generadora, basado en los costos declarados en períodos anteriores. Ello, dice, evitaría distorsiones. "En todo el mundo, tanto en Europa como Estados Unidos, menos del 5% delas horas al año se mitigan. Es decir, la probabilidad de que te mitiguen es bastante baja porque los actores van aprendiendo y como no quieren que los mitiguen, tampoco van a aportar ofertas muy grandes", explica.
Otro aspecto relevante es que el mercado adopte un diseño de dos liquidaciones, con mercados separados en uno del día anterior -el único que existe hoy en día y otro en tiempo real, que permitan ajustar las ofertas a las condiciones climáticas más favorables disponibles. "Eso hace un mercado mucho más eficiente", afirma.
Agrega otra innovación relevante: incluir a la demanda dentro del mercado mayorista, en una proporción cercana al 5%, para permitir que las empresas de distribución asuman costos que hoy se traspasan íntegramente a los consumidores, como los servicios complementarios. "En el mercado spot chileno sólo pueden participar generadores.
Hoy no se permite una respuesta a la demanda, y lo quese ha visto esque un 5% de respuesta hace que la distribuidoras se preocupen mucho más de que los costos sean bajos, que gestionen bien el riesgo, y que ese beneficio se traspase a los consumidores", indica.
Apunta además a la creación de derechos de transmisión financieros como "algo nuevo que ayuda mucho", y que define como "una especie de seguro contra la congestión", algo que evitaría los descalces que se ven actualmente en generadoras renovables.
Los beneficios, resume, pasan porque un sistema que otorga las señales adecuadas de precio, estimula las inversiones necesarias, por ejemplo, en sistema de almacenamiento pero también en capacidad. "Los beneficios para los usuarios finales es que vamos a tener menores precios en el largo plazo, y además, como participa la demanda del mercado mayorista, vamos a tener una mejor gestión del riesgo", enfatiza. Q tión del riesgo", enfatiza. Q tión del riesgo", enfatiza.Q.