La consultora ECCO International presentó el último estado de avance de la propuesta para el diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile.
El objetivo del trabajo es analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz. Por lo que desde la consultora brindaron más detalles del proceso necesario para avanzar hacia ese nuevo diseño basado en ofertas que permita resolver problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país.
“Queremos hacer la transición hacia un mercado basado en licitaciones, que sea vinculante y un día por adelantado o anticipado. Además, se necesita un compromiso por unidad de confiabilidad, para seguridad del Coordinador Eléctrico Nacional porque el mercado puede hacer una oferta-demanda que no cumpla con la proyección que pueda tener el CEN”, explicó Alex Papalexopoulos, presidente y CEO de ECCO International.
“También se necesita un mercado financiero y uno de licitación virtual, para actores del sector que no tienen activos y que consumen un abastecimiento virtual que necesitan liquidarlo en tiempo real”, agregó.
Además, se mantendrán los contratos a largo plazo y el mercado de potencia, aunque este último buscará hacerse más competitivos en la segunda fase del plan, en tanto que las ofertas que ingresen bajo ese modelo de mercado serían diferentes a las que existen hoy en día, ya que tendrán costos de unidad, de puesta en marcha, de tiempos, de carga mínima, entre otras cuestiones.
Mientras que también habrá precios marginales de localización (LPM por sus siglas en inglés), donde todos los generadores tengan el precio en base a su ubicación y dichos LMP tendrán tres componentes: energía, pérdidas y congestión, que deberán considerarse tanto para la generación como para los servicios auxiliares.
Es decir que se busca implementar un mecanismo de fijación de precios de pago claro (o formación uniforme de precios), a pesar que Chile ya cuenta con una herramienta única de liquidación de precios pay-as-clear, en pos de mejorar la eficiencia, fomentar la competencia e incentivar que las propuestas reflejen los verdaderos costos marginales de cada empresa.
La existencia del Mercado en Tiempo Real (RTM) permitiría que el despacho óptimo se calcule cada 5 o 15 minutos y evitar despachos ineficientes en el Sistema Eléctrico Nacional.
“Con el Mercado en Tiempo Real (RTM), queremos capturar lo que ocurre al instante, el pronóstico y las proyecciones, especialmente en las energías renovables ya que hay una secuencia de ejecuciones que se hacen con el software”, complementó Papalexopoulos.
“El objetivo es tener precios que realmente reflejen los costos marginales de los nodos a tiempo. Proponemos que todas las transacciones en tiempo real sean liberadas de las plataformas de los centros propuestas y toda la potencia contratada será vendida al operador del sistema y adquirida desde ello. Allí se pueden encontrar diferencias para liquidar cualquier tipo de acuerdo bilateral”, añadieron desde la consultora.
Plazos del proceso
El cambio hacia un diseño de un mercado eléctrico mayorista en base a ofertas, servicios complementarios y pagos por capacidad en el sector energético de Chile dependerá de las autoridades gubernamentales y regulatorias del país.
Pero si la decisión resultase positiva, la fase 1 se llevaría a cabo entre los años 2025 y 2027 y estará orientada a “asegurar que el mercado sea confiable”, por lo que incluiría:
Mercado diario basado en ofertas (IFM)
Compromiso de unidad de confiabilidad basado en ofertas (RUC)
Mercado en tiempo real basado en ofertas (RTM)
Mitigación del poder de mercado ex ante (MPM)
Sistema de Liquidación Múltiple que incluye funcionalidad de Liquidación Financiera para los mercados DAM, RTM y RUC
Mercado Financiero de Derechos de Transmisión (FTR)
Obligaciones de Capacidad con ELCC (Mercado Bilateral)
Mientras que la segunda etapa tendría el foco de “hacer más eficiente al mercado”, se llevaría adelante entre los años 2030 y 2031 y contemplaría una serie de etapas listadas a continuación:
Mercado de capacidad competitivo con opciones de confiabilidad
Precios por escasez
Mercado de Licitaciones Virtuales (VB)
Mercados financieros de PPA con Contrato por Diferencia (CfD)
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