| Memoria Integrada 2020
Principio e institucionalidad:
La operación del sistema en Chile y Perú se basa en un esquema de costo marginal (costo en que incurre el sistema para suministrar una unidad adicional de demanda), que incluye, a su vez, los criterios de eficiencia y seguridad en la asignación de los recursos.
Para cumplir con el “objetivo de eficiencia”, las empresas generadoras coordinan sus operaciones, en el caso de Chile, a través del CEN (Coordinador Eléctrico Nacional) y, en el caso del Perú, a través del COES (Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional). Ambas entidades deben buscar minimizar los costos de operación y falla del sistema, además de velar por la calidad y seguridad del servicio prestado por las empresas de generación y transmisión.
El objetivo principal del sistema de despacho es asegurar que la demanda de electricidad sea servida por las unidades más eficientes disponibles en cada instante.
Rol del costo marginal:
La entidad coordinadora despacha las plantas en orden ascendente de sus respectivos costos variables declarados de producción, comenzando con las plantas de más bajo costo declarado. El costo variable declarado de la unidad más cara que se encuentra operando representa el costo marginal del sistema y determina el precio de la energía en el mercado spot del momento y se mide en US$/MWh.
En Chile, los costos declarados por cada empresa propietaria de una central son susceptibles de auditoría y se realizan a nivel semanal. En Perú, los costos declarados por unidades térmicas que operan con combustibles líquidos (petróleo) o sólidos (carbón) son auditados mensualmente; las unidades que operan con gas natural, en cambio, tienen libertad para sub declarar sus costos de operación, teniendo como límite máximo su costo real de operación y como límite mínimo un precio relacionado a los take or pay de suministro de gas.
Seguridad y el cargo por potencia:
Para cumplir con el objetivo de “seguridad y continuidad de suministro eléctrico”, el modelo también contempla un “cargo por potencia”, que es una remuneración adicional para los generadores que mantienen disponibles sus plantas y que busca dar incentivos para disponer de capacidad de respaldo. En Chile el reconocimiento del aporte de cada unidad generadora se conoce como Potencia de Suficiencia y se mide en US$/KW-mes.
Mercado de Servicios Complementarios:
El tercer mercado que existe en Chile es el de los Servicios Complementarios (SS.CC.), orientado a disponer de recursos que permitan efectuar la coordinación de la operación del sistema y brindar así la continuidad del suministro o restablecerlo rápidamente en caso de apagones. Se pueden distinguir 3 categorías:
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Servicios de Balance, que permiten mantener el equilibrio entre oferta y demanda en todo instante;
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Servicios de Control de Tensión, permiten mantener la tensión de operación de las barras del sistema;
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Servicios de Recuperación de Servicio, que permiten restablecer el suministro eléctrico ante un apagón.
Dada la entrada masiva de energías de fuente variable que se proyecta, se espera que el mercado de los SS.CC. alcance una mayor relevancia, pues resulta clave para un desarrollo armónico y seguro del sistema bajo el escenario futuro esperado. En ese sentido, es clave una mirada costo-eficiente para avanzar en mayor competencia. El principal desafío para la autoridad será monitorear su funcionamiento, velando porque pueda convivir correctamente con los mercados de energía y potencia y que se den las señales correctas de inversión.
A partir de las definiciones conceptuales antes descritas, la siguiente fue la evolución de los costos del sistema el año pasado.
Costos marginales. Los costos marginales se mantuvieron sobre los 40 US$/MWh durante el primer semestre del año, marcados por caudales muy deprimidos en las principales cuencas de generación hidroeléctrica del sistema producto de un pobre deshielo. Esto se vio con particular intensidad en marzo, donde además se presentaron fallas de centrales de base del sistema, que obligó a despachar unidades de mayores costos variables.
A partir de julio, las precipitaciones y el aumento de caudales permitieron aumentar la oferta económica, disminuyendo los precios de la energía en torno a los 30 US$/MWh. Sin embargo, y en un contexto donde no se cumplieron los pronósticos de deshielos inicialmente previstos, los caudales volvieron a bajar en diciembre, elevado el costo marginal.
Costos de Servicios Complementarios: En 2020 comenzó a operar un nuevo régimen de Servicios Complementarios (SSCC). En un comienzo los participantes del mercado que adjudicaron servicios lo hicieron a precios particularmente bajos, atribuibles -entre otras razones- a un proceso de aprendizaje. En la medida que transcurrió el año dichos costos se elevaron, acorde a la evidencia empírica de una menor disponibilidad de recursos para brindar dichos servicios (principalmente hidroelectricidad), tendencia que se revierte a partir de agosto. Sin perjuicio de ello, elementos estructurales en el diseño de mercado mantuvo dichos costos en valores sobre los 1,9 USD/MWh.
La remuneración de esos servicios depende principalmente de los costos de oportunidad y los sobrecostos que tienen las unidades que los prestan en el mercado de la energía mientras están entregando la reserva que el sistema necesita para operar en forma segura y eficiente.
A pesar de que en septiembre se suspendió el mecanismo de subastas que se había usado inicialmente, no se apreció una disminución importante del costo total del servicio de control de frecuencia en comparación a los meses anteriores. Finalmente, en términos anuales, el costo para la prestación de servicios complementarios por unidad de demanda alcanzó los 2 US$/MWh.
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