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Costos marginales, estrategias comerciales y regulación

SystepLos costos marginales de la energía eléctrica son sin duda uno de los principales indicadores del mercado eléctrico y de su condición de adaptación entre oferta y demanda. Este costo marginal (CMg), que en términos simples refleja el costo de suministrar 1 kilo watt hora (kWh) adicional, es uno de los drivers importantes para la toma de decisiones de los actores del sector, pues su análisis y proyección futura revelan las oportunidades del negocio de generación.

En el mercado eléctrico chileno los generadores se enfrentan esencialmente a dos mercados para su venta de energía: el mercado de contratos con grandes clientes o empresas distribuidoras y el mercado marginal (denominado mercado spot), donde los generadores intercambian energías excedentarias o deficitarias al CMg horario. Los primeros son contratos financieros, donde por una venta de energía, se estabilizan los ingresos del generador vendedor. El mercado spot es el mercado físico, donde todos los generadores aportan energías generadas, no necesariamente alineadas con sus ventas por contratos. En un año seco, un generador hidráulico puede no tener energía propia suficiente para satisfacer sus contratos con clientes, se transforma en un generador deficitario, y debe comprar la energía que le falta a otros generadores al CMg horario, calculado por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). Esa energía es entregada por los denominados generadores excedentarios, que o tienen contratos menores que lo que generan o simplemente venden toda su energía en el mercado spot.

En ese marco, para un generador en proceso de contratación es indispensable poder proyectar expectativas futuras de los costos marginales del sistema, que les permitan decidir sus niveles de contratación y de venta al spot, definiendo por ende sus estrategias comerciales basadas en una política de riesgo conocida y aceptada por sus accionistas. También es relevante esa proyección futura de CMgs para evaluar adecuadamente el ingreso de nuevos proyectos. Esa proyección es compleja, pues presupone una visión de largo plazo de la evolución de la demanda y, sobretodo, de la oferta y expansión de esta, lo que no es evidente en un mercado competitivo de generación como el chileno, donde participan diversos actores y diversas tecnologías de generación.

Costos marginales

Según se indicara, el CMg horario es el costo que tiene para el sistema el proveer una unidad adicional de energía en cada hora. En la práctica, como el despacho de los generadores lo realiza el CDEC en orden creciente de costos, el costo marginal se define como el costo variable de la unidad generadora más cara que se encuentra operando para abastecer la demanda en un instante determinado, y corresponde al precio en que se valorizan las inyecciones y retiros de todas las empresas generadoras del sistema. El costo marginal, en un sistema con importantes aportes hidroeléctricos como el chileno, depende principalmente de i) la variabilidad hidrológica anual/mensual, (ii) de la matriz de tecnologías de generación existente, que se caracteriza por una gran diversidad de costos variables de generación, y (iii) la demanda del sistema.

La figura permite ilustrar en el Sistema Interconectado Central (SIC) el orden creciente de despacho en función de los costos variables de las diversas tecnologías de generación existentes en el sistema. La línea punteada roja representa la demanda instantánea del sistema, que determina hora a hora el costo marginal al seccionar la curva de oferta azul. En el SIC ocurren principalmente dos cosas:

Variaciones de demanda, que provocan el desplazamiento horizontal de la línea de demanda.

Variaciones del aporte de centrales hidroeléctricas, que originan un desplazamiento horizontal de la curva de oferta.

Este permanente ajuste entre oferta y demanda imprime una de las principales características de este importante indicador: su volatilidad, que para todos los actores del sector es sinónimo de riesgo.

Proyecciones

La proyección de costos marginales, en términos simples, corresponde entonces al ejercicio de predecir la evolución de la matriz de generación para abastecer una demanda creciente en el tiempo, y simular su operación. Uno de los principales desafíos de este ejercicio corresponde a la optimización del uso de nuestra única fuente de almacenamiento de energía que presenta un valor estratégico, el agua. Para ello, se emplean sofisticados modelos de optimización estocástica que incluyen una detallada representación de la operación de generadores hidroeléctricos ante la incertidumbre hidrológica. El resultado de este proceso consiste en una proyección del costo marginal en cada barra del sistema para cada una de las posibles condiciones hidrológicas (se asume que en el futuro se podrán repetir condiciones hidrológicas históricas, las cuales se asume son independientes y equiprobables).

La figura presenta un ejemplo de proyección de costos marginales a largo plazo en una barra del SIC. En esta figura se presentan los siguientes estadígrafos para el costo marginal mensual:

Esperanza o valor esperado: Corresponde al “valor medio” del costo marginal para todas las condiciones hidrológicas posibles. Dado que se asume que éstas ocurren con igual probabilidad, la esperanza es equivalente a la media aritmética.

Niveles de excedencia: Corresponde a la probabilidad de que alguna hidrología sea más húmeda que la seleccionada. Por ejemplo, cuando se habla de 85% de excedencia, significa que al menos el 85% del total de las posibles hidrologías es más húmeda que la seleccionada. Así, un 0% de excedencia corresponde a la hidrología más húmeda, mientras que 100% de excedencia corresponde a la hidrología más seca.

No es posible predecir el futuro, y por tanto los resultados de las proyecciones de precios deben entenderse y considerarse como la mejor estimación posible de la distribución de probabilidades de una variable aleatoria, el costo marginal. En este sentido, la esperanza o el valor esperado del costo marginal proyectado no da ninguna indicación del riesgo, y por tanto nunca debe ser considerado por si sólo para la toma de decisiones de contratos o inversiones, menos aún si los análisis son de corto o mediano plazo.

Contratos de suministro y riesgos asociados

Es común ver a empresas generadoras compitiendo en el mercado eléctrico para adjudicarse contratos de suministro, ya sea con clientes libres o con empresas distribuidoras. Las razones de un generador para suscribir un contrato son principalmente dos; i) disminuir la volatilidad de sus ingresos y ii) acceder a financiamiento para sus proyectos de inversión. Para entender el riesgo que implica la suscripción de contratos de suministro, es necesario profundizar en lo enunciado antes, la independencia entre la operación económica y la operación comercial del sistema.

La operación económica del sistema eléctrico es realizada centralizadamente por el operador del sistema (CDEC), quien no considera los compromisos financieros (contratos) entre los actores para efectuar el despacho de los generadores. Debido a ello, es común que se produzcan desbalances entre las inyecciones que realizan los generadores y la energía que retiran del sistema para cumplir sus compromisos contractuales, las cuales son valorizadas a CMg. Estos desbalances producen flujos monetarios entre los distintos generadores de acuerdo a su condición excedentaria/deficitaria.

Generadores excedentarios: Son aquellos que generan más energía que la que retiran para sus clientes. Estos generadores cubren sus contratos, y venden sus excedentes en el mercado spot a otros generadores deficitarios.

Generadores deficitarios: Son aquellos que generan menos energía que la que deben retirar para cumplir con sus contratos de suministro. Estos generadores deben salir a comprar al mercado spot, a los generadores excedentarios.

La regulación del sector exige que todos los retiros de energía del sistema tengan contrato de suministro con algún generador, por lo que la liquidación monetaria de los generadores es un ejercicio de suma cero.

El peor escenario para un generador corresponde entonces a una situación en que por algún motivo éste no sea despachado (por razones económicas o fallas) y deba salir a comprar al mercado spot a un precio mayor que el de su contrato de suministro. Evidentemente si esta situación se mantiene en el tiempo, podría incluso llevar a un generador a cesación de pagos, y a la autoridad regulatoria a tomar medidas excepcionales para mantener continuidad de pago en el sector generación.

Podría plantearse que el marco regulatorio actual asume una buena práctica de los generadores en la definición de sus políticas de riesgo y por tanto, no se contemplan mecanismos para limitar los riesgos de no pago por parte de algún actor. En esa medida, en este mercado es posible que un actor tome posiciones especulativas por medio de contratos de suministro, ya sea contratando mayor capacidad de la que disponen, o adjudicándose precios menores que sus costos de generación.

La experiencia reciente de nuestro mercado plantea la interrogante de si no resultaría conveniente incorporar medidas de control para limitar el nivel de riesgo que un generador puede tomar en sus contratos de suministro, considerando que la decisión no sólo impacta sus propios resultados, sino que además pone en riesgo financiero a los demás actores del sistema.

Regulación de licitaciones y contratos en Brasil

La experiencia de Brasil en esta materia es importante de analizar. Todos los contratos, que son meramente financieros, deben ser respaldados por certificados de energía firme (FEC), de modo tal que la suma de todos los contratos de un generador sea igual a la suma de sus certificados de energía firme. Estos certificados son emitidos por la autoridad regulatoria cada año y para cada unidad del sistema, distinguiendo por ejemplo entre centrales térmicas e hidroeléctricas de la siguiente forma:

Centrales hidroeléctricas: La energía firme que puede contratar una central hidroeléctrica corresponde a la energía que es capaz de generar en una hidrología seca.

Centrales térmicas: Se define su energía considerando su indisponibilidad, aplicando además una penalización en función de sus costos variables de generación. Así, las centrales que tienen altos costos de generación pueden contratar una porción menor de su energía generable. Una central que tuviera costo variable cercano al costo de racionamiento, tendría un certificado de energía firme igual a cero, y por tanto no podría suscribir contratos.

Más aún, para las próximas licitaciones se ha definido un máximo costo variable para las centrales térmicas de ciclo combinado a gas natural1. Hay además otros criterios importantes de precalificación y garantías en la regulación de las licitaciones.

El caso de Brasil apunta claramente a una alternativa para limitar la exposición al riesgo de las unidades generadoras en función de sus tecnologías de generación. Habría que analizar si esta es una alternativa razonable para futuras licitaciones en Chile.

1 Portaria 498/2011 en http://bit.ly/mYs8Uq

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

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