El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile publicó el informe de avance del estudio sobre un diseño de mercado basado en ofertas para el MEM, servicios complementarios y pagos por capacidad.
Y tras ocho meses desde el anuncio del CEN sobre la licitación para dicho estudio (ver nota), la consultora ECCO International fue la encargada de analizar el sector energético de Chile, desde la formación de precios, contratos de compra-venta de energía a largo plazo, el rol financiero y la posibilidad de realizar licitaciones virtuales a futuro.
El objetivo era lograr una propuesta para reformar el mercado eléctrico mayorista de Chile a corto plazo y así analizar cómo incorporar más generación renovable y sistemas de almacenamiento de energía en su matriz.
A partir del análisis, la consultora estadounidense aseguró que el país cuenta con un mercado energético “sólido” y brindó una serie de recomendaciones sobre las posibilidades de que Chile transite hacia un diseño basado en ofertas para resolver las problemáticas de vertimientos de energías renovables y precios marginales cero que atraviesa el país.
Una de las primeras cuestiones manifestadas fue la importancia de implementar un mecanismo de fijación de precios de pago claro (o formación uniforme de precios), a pesar que Chile ya cuente 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 de un Mercado en Tiempo Real (RTM – en el que el despacho óptimo se calcula cada 5 o 15 minutos y los precios se forman mediante un mecanismo de pago por claridad de precios) es fundamental en cualquier mercado eléctrico para evitar despachos ineficientes”, señala el informe.
Mientras que para los Power Purchase Agreement (PPA) se recomienda “mantener los contratos a largo plazo” tal como sucede hoy en día, pero complementarlos con un esquema basado en ofertas de corto plazo.
Como también algunas mejoras vinculadas con distintos instrumentos financieros, tales como derechos de transmisión financiera para gestionar riesgos de congestión o los contratos por diferencia (CFD por sus siglas en inglés) para garantizar que se devuelvan ingresos adicionales a los consumidores, lograr costos favorables y, a su vez, un costo total más bajo de la electricidad renovable..
¿A qué se debe? De acuerdo al reporte solicitado por el Coordinador Eléctrico Nacional, los contratos por diferencia son los únicos que ofrecen incentivos para que una amplia gama de actores inviertan en energías renovables.
Caso contrario, se produciría un detrimento de la variedad de protagonistas del sector, ya que que los actores pequeños “tienden a no tener grandes balances de los grandes proveedores que están en mejor posición para dedicar mayores participaciones de capital a un proyecto renovable”.
“Y una participación reducida puede resultar en una disminución del apoyo de los grupos locales en la transición energética”, aclara el documento.
Siguiendo la línea de las subastas, la consultora sugiere diseñar un mercado de capacidad para que haya una remuneración más alta para las generadoras que puedan cambiar su producción de manera “rápida, confiable y en grandes incrementos”.
“Una forma de hacerlo es crear múltiples “segmentos de capacidad”, que tengan diferente valor y estén sujetos a subastas de capacidad separadas. El segmento con la capacidad de generación más flexible se subasta primero y se liquida al precio más alto. Luego, el segundo segmento, con capacidad firme menos flexible, se subasta y se liquida a un precio más bajo”, plantearon desde ECCO International.
“Este proceso de compensación de capacidad empresarial cada vez menos flexible continúa hasta que se busca la cantidad necesaria de capacidad empresarial”, agregaron.
Además, se prevé abrir el alcance de los mercados financieros en el diseño propuesto basado en licitaciones (virtuales o físicas), a plazo estandarizado y con un asegurador central que esté abierto a participantes financieros con supervisión regulatoria.
Y entre otros aspectos, la entidad de Estados Unidos también advirtió la necesidad de utilizar un mecanismo de adecuación de recursos físicos con una capacidad o energía firme que debe ofrecer obligaciones con un precio máximo alto, o mismo mediante un enfoque mixto con una obligación de capacidad para los recursos térmicos y una obligación firme de energía para la hidroeléctrica, restringido a participantes físicos o inversionistas en recursos y cargas futuras.
Por lo tanto, los cambios claves para una arquitectura de mercado basada en ofertas se resumen en las siguientes implementaciones, las cuales podrían llevarse adelante de manera gradual:
Presentación de ofertas
RTM formal
Sistema de dos liquidaciones,
Mercado de capacidad organizado,
Mitigación del poder del mercado spot
Uso del mercado virtual,
Licitación de costos de compromiso unitario,
Licitación de energía hidroeléctrica.
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