IEEE Power & Energy Magazine - Spanish - January/February 2021 - 84

tabla 1. Recomendaciones para mejorar varios elementos del diseño en el mercado mayorista.

Elemento de
diseño

Estado actual en América Latina

Mejora sugerida

Fijación
mayorista de
precios spot

En muchos casos, los precios spot se calculan
ignorando las restricciones de transmisión y sin la
cooptimización de la energía y las reservas.

Los precios spot deben calcularse considerando todas las restricciones de
transmisión y generación, además de las reservas, de forma simultánea.
Este enfoque asegura que todas las restricciones queden reflejadas en los
precios spot.

Granularidad
temporal de los
precios spot

La mayoría de los países de la región calculan
los precios en intervalos de tiempo por hora, con
la excepción de Perú (cada 30 min) y Brasil (tres
bloques de carga en precios semanales).

Se recomienda una granularidad temporal de al menos 1 hora para
permitir que los precios spot reflejen mejor la física del sistema, que es
especialmente importante para las unidades que ofrecen flexibilidad. El
aumento de la frecuencia de despacho y de intervalos de liquidación
también disminuye la necesidad de activar los productos de reserva.

Granularidad
espacial de los
precios spot

Algunos países emplean una versión simplificada
de la tarificación nodal o zonal utilizando curvas
de orden de mérito para determinar el precio
spot para zonas de tarificación especificadas
previamente (Brasil), que también puede ser una
única zona amplia de tarificación que incluya a
todo el país (p. ej., Colombia).

Los países deben implementar una tarificación marginal local con
mecanismos que permitan a los participantes del mercado cubrir los
riesgos de congestión. La tarificación marginal local ofrece señales
eficientes para la entrada y salida de unidades de generación reflejando
la información del valor incremental de generación en cada lugar de la
red de transmisión.

Acuerdos
basados en
costos o
licitaciones para
el despacho y
la fijación de
precios.

Con la excepción de Colombia, todos los
mercados de electricidad a corto plazo en
América Latina a la fecha han sido mercados
basados en costos.

Siempre que sea posible (que haya suficiente voluntad política, capital
humano y competencia), recomendamos los mercados basados en
licitaciones en lugar de costos. La experiencia práctica indica que tener
una agencia central que dependa de una única visión del futuro para
tomar decisiones podría generar conflictos y disputas legales. Se pueden
abordar las inquietudes sobre la coordinación de las unidades hidráulicas
en sistemas en cascada, los múltiples usos del agua y las inquietudes
sobre el poder de mercado con una combinación de derechos de
propiedad y monitoreo activo del mercado.

Tarificación de
escasez

Los países con muchas fuentes hidráulicas tienen
una forma de mecanismo de tarificación de
escasez que refleja el costo socioeconómico
calculado administrativamente de restringir la
demanda en algún momento en el futuro si las
fuentes hidráulicas no están disponibles (según
lo evaluado por un modelo de simulación). Hasta
donde sabemos, México es el único país que ha
implementado Pendientes ORDC.

Aunque no hay suficiente respuesta a la demanda para que surjan
espontáneamente precios de escasez, recomendamos que el VoLL o el
costo del parámetro de déficit utilizado en modelos de simulación sea
igual al precio al que la demanda esté dispuesta a reducir el consumo
(de acuerdo con el objetivo de suficiencia de recursos del sistema).
El uso de una Pendiente ORDC también puede mejorar la fijación de
precios durante los periodos en que las reservas sean escasas y evitar
disminuciones abruptas de los precios.

Servicios
auxiliares

En la mayoría de los países, la provisión de
servicios auxiliares es obligatoria bajo las
regulaciones que compensan a las unidades
solo por los costos directamente atribuibles
de suministrar el servicio (p. ej., los costos
de combustible). En la mayoría de los casos,
los productos de energía y reserva no están
cooptimizados.

Recomendamos migrar a regímenes que cooptimicen la provisión de
energía y los servicios auxiliares. También recomendamos remunerar
los servicios auxiliares de acuerdo con un precio uniforme, asegurando
que todos los agentes que proporcionen el mismo servicio sean
remunerados por igual. Los mecanismos que compensan solo por
lo costos directamente atribuibles de suministrar estos servicios son
discriminatorios y no ofrecen incentivo para la entrada de unidades
eficientes en el largo plazo.

Mercados de
liquidación
múltiple

La mayoría de los países utilizan la programación
diaria y una única liquidación. Tanto en Chile
como en Colombia, por ejemplo, no se utilizan
precios diarios para liquidar alguna transacción;
más bien, dependen solamente de los precios en
tiempo real.

Recomendamos implementar el predespacho de mercados que permitan
liquidar compromisos financieros a plazo frente a los precios en tiempo
real y evalúen la necesidad de liquidaciones adicionales.

Mecanismo de
capacidad

Los países se basan en diferentes criterios para
definir los valores de la energía y capacidad de la
firma, que determinan las remuneraciones para
las firmas que contribuyen al sistema con estos
productos. Algunos países también emplean
pagos administrativos por capacidad sin apuntar
necesariamente a un objetivo explícito de
suficiencia de recursos.

Los países que optan por depender de mecanismos de capacidad
deben prestar atención a la definición de capacidad de la firma en
cuanto a tecnologías de energías renovables y almacenamiento de
energía. Recomendamos acreditar la capacidad de la firma de acuerdo
con alguna métrica de confiabilidad que considere por igual todos
los recursos, incluidos los de la demanda. También recomendamos
que los países definan un objetivo de suficiencia de recursos que esté
alineado con la estimación administrativa del costo de la demanda
no suministrada utilizada para fijar el precio de escasez, asegurando
la consistencia entre las estimaciones del valor de los refuerzos
adicionales de transmisión (planificados de forma centralizada) y la
rentabilidad de las nuevas inversiones en generación (basadas en
señales de mercado).

Licitaciones
centralizadas
de contratos
de servicios
de energía a
largo plazo o
requerimientos
mínimos de
contratación

Las licitaciones centralizadas de contratos se
utilizan en muchos países como mecanismo
para asegurar que las empresas de distribución
obtengan energía al menor costo posible para los
consumidores minoristas. Brasil también depende
de licitaciones centralizadas de contratos, con
respaldo físico como mecanismo de suficiencia
de recursos.

Los países deben considerar reducir la duración de los contratos
obligatorios y buscar opciones para introducir más liquidez en los
mercados financieros a largo plazo, fomentando la participación de
agentes financieros y agregadores minoristas. Los contratos de larga
duración (p. ej., 15 a 20 años) pueden ser efectivos para incentivar
las inversiones en generación, reduciendo el riesgo para las firmas de
generación. Sin embargo, también evitan que los clientes se beneficien
de las reducciones en los costos debido a las disrupciones tecnológicas
en las tecnologías de generación, reteniendo a los clientes en precios que
podrían volverse demasiado altos en comparación con los precios spot
promedio. Además, recomendamos que los reguladores consideren a
la contraparte y los riesgos de los precios como parte de los criterios de
selección utilizados en las licitaciones centralizadas.

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enero/febrero 2021

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