Costos Marginales

Costos marginales, estrategias comerciales y regulación

20/09/11Systep¡Comenta!Ver discusión

Los 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 enfrentanesencialmente 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

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