ANÁLISIS DEL DESPACHO DE CORTO PLAZO Y DE RESERVAS DE UN SISTEMA ELÉCTRICO DE CHILE

1. OBJETIVO.

El presente informe tiene por objeto realizar un análisis del despacho de corto plazo y de reservas de un sistema eléctrico de Chile, incluyendo el mercado eléctrico de oferta y demanda de energía eléctrica, costos de generación, restricciones técnicas de los agentes, software empleado para el despacho, metodología de cálculo de precios, remuneración final, método de cálculo del requerimiento de reservas, metodología de despacho de reservas y remuneración de las reservas.

2. INTRODUCCION

La generación eléctrica en Chile es proveniente principalmente en centrales térmicas e hidroeléctricas, en el 2007 Argentina les corta el suministro de Gas y debido a ello Chile construye su primera planta de gas natural licuado y planta de regasificación del terminal GNL Quintero (operación 2009) y posterior el terminal GNL de Mejillones para asegurar el suministro de sus plantas generadoras a gas también esto incentivo la construcción de mayores centrales Térmicas a Carbón y Centrales Hidroeléctricas. La ejemplar reforma del sector eléctrico de Chile realizada a mediados de los 80´s sirvió como modelo para otros países entre ellos Perú, esta reforma conllevo a la desintegración vertical y horizontal de la generación, transmisión y distribución, produciendo al aumento de la inversión privada a gran escala. En los últimos años Chile realizar una modificación sustancial en la Ley general de servicios eléctricos para adaptarla a los desarrollos del sector de los últimos 20 años.

A abril de 2010, el sector eléctrico cuenta con 15.94 GW de capacidad instalada. Éste se basa principalmente en la generación termoeléctrica (64,9%) e hidráulica (34%), además de cerca de un 1% de centrales eólicas no cuentan generación nuclear.

Chile cuenta cuatro sistemas de electricidad independientes y que por las grandes distancias entre ellos por lo pronto no es viable su integración, estos sistemas son:

• El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), el cual provee a las regiones de explotación minera e industriales del desierto del norte (28,0% de la capacidad total instalada).

• El Sistema Interconectado Central, (SIC), el cual provee a la parte central del país (71,03% de la capacidad total instalada y el 93% de la población), el abastecimiento es mayoritariamente cliente regulado representando el 69% del consumo total.

• El Sistema Eléctrico de Aysén (0,29% de la capacidad total) atiende el consumo de la Regio XI y el

• El Sistema Eléctrico de Magallanes (0,62% de la capacidad total), los cuales proveen a la región XII a las pequeñas áreas del extremo austral del país.

En la actualidad 40 compañías participan de la producción de energía eléctrica, aunque tres grupos económicos controlan el sector: Grupo Endesa, AES Gener y Tractebel (Colbún).

Este segmento de generación se caracteriza por ser un mercado competitivo, con claras economías de escala en los costos variables de operación y en el cual los precios tienden a reflejar el costo marginal de producción. En el siguiente grafico se muestra la participación de cada una de las tecnologías de generación eléctrica:

Fuente: http://www.cne.cl/energias/electricidad/mercado/342-tipos-generacion

El marco regulatorio competitivo está en funcionamiento para la generación desde hace treinta años. No existe participación empresarial del Estado en el sector.

CENTROS DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA (CDEC)

El CDEC es el operador del sistema el cual según ley está encargado de regular el funcionamiento coordinado entre de generación y transmisión de los respectivos sistemas interconectados, coordinar la capacidad de transmisión y generación disponibles en el sistema de modo de balancear la oferta y la demanda por electricidad minuto a minuto. Esta coordinación se debe efectuar de acuerdo a las normas y reglamentos que propone la Comisión Nacional de Energía (CNE). De este modo, los generadores, empresas de transmisión y distribuidoras deben acatar las órdenes emanadas del CDEC. Entre las funciones principales del CDEC puedo citar las siguientes:

• Operación segura y al mínimo costo del sistema

• Valorizar la energía y potencia para las transferencias que se realizan entre generadores. La valorización se efectúa en base a los costos marginales de energía y potencia, los cuales varían en cada instante y en cada punto del sistema eléctrico.

• Realización periódica del balance de inyecciones y retiros de energía y potencia que realizan los generadores en un período de tiempo.

• Elaborar informes de referencia sobre los peajes básicos y adicionales que debe pagar cada central por cada uno de los diferentes tramos del sistema.

Por ley se tiene definido tres mercados básicos en los cuales los generadores pueden vender la potencia y energía, estos mercados son:

Empresas Distribuidoras, cuyas ventas se efectúan básicamente a precios regulados, denominados precios de nudo, estos precio son determinados cada seis meses; Clientes no Sujetos a Fijación de Precios, corresponde a los grandes consumidores (clientes libres >2000K) y las ventas pueden efectuarse a precios libremente pactados con los generadores; y Otros Generadores, los generadores intercambian potencia y energía en forma instantánea para completar o satisfacer sus contratos de venta de energía y potencia con los grandes clientes o las empresas distribuidoras, el mercado que se deriva del sometimiento a los planes de operación de centrales generadoras coordinados por el CDEC, donde el generador debe vender o comprar energía al precio spot, determinado por el costo marginal instantáneo de generación, que es definido por el mismo CDEC.

La CNE realiza planes indicativos de generación, empleados para el cálculo de los precios de nudo, que requiere proyecciones de los costos marginales del sistema para los siguientes cuatro años. No existe una planificación vinculante para los generadores ni otras formas de intervención estatal directa para asegurar el abastecimiento.

3. ANALISIS DE LA GENERACION ELECTRICA EN CHILE.

El principal motivo de la expansión de la generación es para abastecer la demanda en el mercado de contratos, considerando que existe obligación de los distribuidores de asegurar con una anticipación de 3 años el abastecimiento a los clientes regulados y los clientes libres deben asegurar por contratos, de esta manera la mayor parte de la generación esta por contratos lo cual facilita obtener financiamientos y con la remuneración por potencia a firme se estimula la inversión.

La regulación establece diferentes mecanismos para asegurar los ingresos de la generación como se muestra en la siguiente figura:

El Marco regulatorio para la generación fomenta un funcionamiento estable y crea incentivos para asegurar la expansión, basado en:

• Mercados spot con costos auditados.

• Calculo técnico del pago por potencia sin discriminar entre tecnologías, ingreso basado en el aporte en demanda pico y reconocimiento de generación dual.

• Calculo Técnico cada 6 meses del precio regulado, con pass through garantizado al usuario final.

• Subasta de largo plazo (15 años) para el mercado regulado que viabilizan las expansiones.

Mercado de corto plazo o spot:

El precio spot está condicionado por el estado de los embalses y la situación hidrológica. El manejo de los embalses es determinado por CDEC de acuerdo a un modelo de valor del agua. Para el despacho de las centrales térmicas se emplean los costos variables de generación. Los costos variables no son auditados por el regulador , pero son verificados y contrastados por cada CDEC.

El precio spot es el costo marginal de corto plazo del sistema o el costo de falla si se está en racionamiento, excluyendo de la formación de precios las máquinas en operación forzada por razones técnicas. Los precios spot de energía y potencia en el mercado mayorista en los distintos nudos se calculan utilizando factores de penalización de energía y de potencia de punta que consideran las pérdidas marginales de transmisión de energía y de potencia. En este mercado concurren exclusivamente los generadores, para comercializar en él las diferencias entre su generación real y las ventas pactadas en contratos. Los distribuidores no participan en el mercado spot y deben adquirir la totalidad de su energía mediante contratos. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, dichos contratos deben ser licitados públicamente.

Los precios Spot están principalmente basados en costos auditados, lo cual ofrece predictibilidad y estabilidad de precios. A continuación en la siguiente figura se muestra como los precios varían conforman ingresan las tecnologías de generación:

Los reguladores auditan todos los contratos de combustible y miden la eficiencia de la planta.

Mercado de contratos para los clientes regulados:

Los distribuidores por lo indicado anteriormente deben contar con abastecimiento mínimo tres años para ello deben licitar públicamente el 100% del suministro destinado a abastecer el consumo de sus clientes regulados.

La regulación de los contratos para abastecer a los clientes regulados tiene diferencias según se trate de los contratos a precios de nudo de corto plazo o de los que entraron a regir a partir del 1° de enero de 2010 como resultado de las disposiciones de la modificación de la Ley Eléctrica efectuada en mayo de 2005 (la llamada “Ley Corta II”).

Los precios de los contratos entre generadores

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