Observamos que existe un conjunto de elementos que significan un costo para el sistema eléctrico, que no están siendo debidamente representados e incorporados como parte de la estructura del costo marginal de la energía. Esta situación altera no solamente la correcta asignación de costos, sino también las señales de precios y desarrollo de la oferta de generación eléctrica.
- Temas a analizar. Sin perjuicio que en el futuro se discutan nuevos tópicos, los tres primeros temas a analizar son los que se proponen a continuación:
- a) Mínimos Técnicos.
– Pregunta a resolver: ¿es correcto considerar este costo (diferencia entre costo marginal y costo variable) como side payment -y asignado a prorrata de retiros- o las unidades a mínimo técnico debiesen fijar el costo marginal del sistema o zona donde operan?
– Principios de GPM en juicio: eficiencia económica (costo-causalidad en la asignación).
– Impacto sistémico: Durante el 2018, los sobrecostos de operación fueron de aproximadamente 70 millones de dólares (sólo SIC hasta interconexión). Este impacto no incluye los efectos en los costos marginales de energía.
- b) Take or Pay de Gas Natural Licuado.
– Pregunta a resolver: ¿debe considerarse como un costo fijo de operación o como un costo variable combustible y declararlo como tal? ¿se justifica una modalidad de gas Inflexible bajo las condiciones actuales de mercado y la norma técnica?
– Principios de GPM en juicio: eficiencia económica (costo-causalidad en la asignación) y efectos en la señal de precio de mercado y el desarrollo de la oferta de generación.
– Impacto sistémico: el impacto depende del nivel de precios del sistema y precio de mercado de gas. Siendo una tecnología que estaría operando en el margen en los próximos años, la modalidad inflexible puede alterar la tecnología en el margen con variaciones del orden de 10 [USD/MWh].
- c) Impuesto a las emisiones y su consideración en la programación y el despacho.
– Preguntas a resolver: ¿son los 5 [US$/Ton] correctos respecto de este costo? ¿debiese marcar costo marginal? ¿debiese aplicarse a otras fuentes? ¿debiese estar incluido en la optimización para programación, sin perjuicio de que se excluya o no del cálculo del costo marginal?
– Principios de GPM en juicio: eficiencia económica (costo-causalidad en la asignación) y efectos en la señal de precio de mercado y el desarrollo de la oferta de generación.
– Impacto sistémico: Durante el año 2018, las compensaciones que pagaron otros generadores por los impuestos a las emisiones fueron de aproximadamente 25,5 millones de dólares. Este impacto no incluye los efectos en los costos marginales de energía. El coordinador no incluye el costo variable del CO2 en la optimización de la programación. Esto puede volverse relevante en función del nivel del impuesto que se aplique, cambiando el control de regulación de generación solar con centrales a carbón (hoy calificado bajo operación a mínimo técnico) por centrales a gas y un menor volumen de generación en esta modalidad.
Pulsa aquí para añadir un texto
El desarrollo futuro del parque de generacion está centrado en torno a generación renovable que tiene un carácter variable/no despachable debido a factores que pueden ser o no previsibles. Se espera que la penetración de este tipo de tecnologías se incremente en el futuro por lo que los efectos de esta variabilidad en la operación del sistemas interconectado se harán mas notorios y de mas cara solución. La existencia de un plan de descarbonización y la falta de señales de precio impulsan la percepción de que no habrán inversiones que permitan absorver estos efectos de una forma costo eficiente en un futuro.
- Temas a analizar. Siendo la flexibilidad un tema muy amplio, los tres primeros temas a analizar son los que se proponen a continuación:
- a)Efectos de la descarbonización.
– Pregunta a resolver: El plan de descarbonizacion considera el retiro de Centrales de Generacion a Carbon, tecnologías que hoy presta servicios de flexibilidad. El retiro mantiene un pago por “razones estrategicas” a algunas de ellas. El pago anterior podría provenir de la potencia de suficiencia mediante la creación de un nuevo estado operativo sin que estas centrales contribuyan realmente a entregar potencia de suficiencia y afectan tambien señales de precio a tecnologias que pueden prestar servicios de flexibilidad.
– Principios de GPM en juicio: efectos en la señal de precio de mercado y el desarrollo de la oferta de generación.
– Impacto sistémico: El retiro de centrales debería asignar mayor proporción de potencia a las centrales que efectivamente entreguen este servicio, el caso en estudio disminuye la cantidad de potencia a recibir por cada una de las centrales que prestan el servicio.
- b)Necesidades de servicios de flexibilidad y estrategias de solución.
– Pregunta a resolver: ¿es capaz de resolver el parque de generación las necesidades de flexibilidad que requerirá la futura penetración de energia intermitente? Se requieren señales de precio específicas para incentivar nuevos proyectos que entreguen servicios no satisfechos actualmente o en el futuro? Que mercados de referencia estan solucionando esta problemática en formas aplicables a Chile? Cómo se soluciona el transitorio entre nueva regulación y las necesidades que crea el mercado?
– Principios de GPM en juicio: eficiencia económica (costo-causalidad en la asignación) y efectos en la señal de precio de mercado y el desarrollo de la oferta de generación.
– Impacto sistémico: Aumento en los costos de operación sustantivos debido a la entrega de servicios de flexibilidad por las unidades de respaldo. Dependiendo de escenarios, falta de capacidad del sistemas para absorver la penetración de renovables debido a rampas superiores a 6.000 MW/h para los años 2025 en adelante y a la falta de maquinas sincrónicas.
- c)Sistemas de almacenamiento como unidades del plan de expansión de transmisión
– Preguntas a resolver: dada la falta de señal de precio para invertir en sistemas de almacenamiento que entreguen servicios que permitan “aliviar” la diferencia en los tiempos de expansión de la tranmisión con la generación, algunos agentes han manifestado la posibilidad de incoporar “elementos de almacenamiento” al sistema de transmisión a través de licitaciones en plan de expansión.
– Principios de GPM en juicio: libre competencia
– Impacto sistémico: programación de la expansión del parque de generación a través de una planificación centralizada. Daño en las señales de precios que pueden tener inversiones que ya estan operando en el mercado o que puedan ser promocionadas por los asociados.
El Grupo de Trabajo Hidroelectricidad de la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores, GPM AG, permanentemente se encuentra analizando los avances en la discusión de las reformas al Código de Aguas, iniciado como moción parlamentaria en 2011 y que cuenta con el patrocinio de la autoridad del ramo, que envió sendas indicaciones con modificaciones en octubre 2015.
Pulsa aquí para añadir un texto