Claves de la reforma del sector eléctrico en busca de precios más competitivos

Más allá de las recientes medidas para aliviar en el corto plazo las fuertes alzas de tarifas de la energía, producidas por la disparada del índice precios al productor (IPC) al cual estaban indexados los contratos, en los próximos meses el país pondrá en marcha ajustes estructurales en el mercado mayorista de energía, que buscan que haya señales más eficientes en la formación de precios, para beneficio de los s.

Para ello, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg) se alista para cerrar la fase de comentarios de un proyecto de resolución, fruto del trabajo de varios años, que introduce cambios de fondo en el funcionamiento de las transacciones de energía en bolsa para la asignación del despacho diario, ajustes en servicios complementarios que se requieren para respaldar las energías renovables cuando entren a participar en mayor proporción, así como modificaciones al recaudo del cargo por confiabilidad, entre otros.

“Es una revisión total de las reglas de funcionamiento con más oportunidades de transacciones, con despachos vinculantes para que se hagan operaciones comerciales en firme en las que se tenga más certeza de los precios de la energía y que tengan más oportunidades para que se puedan ir ajustando las ofertas, y que esto refleje las características de todas las plantas”, explica José Fernando Prada, experto comisionado de la Creg.

En efecto, uno de los cambios más representativos, luego de 25 años de operación del mercado eléctrico, será al modelo en el que hoy únicamente se ofrece y se compra la energía a diario. Así, de acuerdo con la resolución en consulta 143 de septiembre del 2021, el mercado pasará de tener de uno a tres momentos para las transacciones de energía.

Actualmente, el día anterior las plantas generadoras envían una oferta de precio y cantidad para las 24 horas del día siguiente, quedando comprometidas a entregarla al valor definido en esa víspera.

Ahora el documento plantea la creación de un despacho vinculante, los mercados intradiarios y el mercado en tiempo real. Con ello, los generadores se comprometen para las 24 horas del día siguiente, pero luego, en el día de operación, podrán volver a ofrecer la planta cada seis horas.

Alejandro Castañeda, director de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), explica que el cambio dará mayor flexibilidad y dinamismo a cada día de operación, ya que, por ejemplo, si durante el día un agente térmico consigue gas a un precio más bajo, podrá ofrecer energía de nuevo con un precio de oferta menor que compita con los demás.

“La flexibilidad se traduce en la eficiencia desde el punto de vista de funcionamiento del mercado”, explica el dirigente gremial.

Además, en este proceso, según el proyecto de resolución en consulta, la operación diaria tomará información de demanda inelástica (la que es poco sensible a cambios de precio) y de ofertas de demanda, así como los requerimientos y ofertas de servicios complementarios (principalmente restricciones y la regulación secundaria de frecuencia), y las características técnicas de la red eléctrica y los criterios y restricciones operativas.

Lo que se busca en este aspecto es que el comercializador de energía sea lo más preciso posible en la cantidad de energía que necesita y se da la opción a que en el día pueda actualizar la cantidad esperada, lo cual, en el caso de bajar, hace que el mercado se actualice a esta situación y ello se vea en los precios de las transacciones desde ese momento del día.

Actualmente, muchas veces los comercializadores estiman mal la demanda para el día siguiente sin que ello les implique alguna penalidad, ya que si la previsión es menor a la demanda real, hay que salir a prender más plantas y ello genera presiones al alza.

El diagnóstico de la Creg muestra, entre otras, que en el mercado eléctrico hay una cantidad apreciable de desviaciones autorizadas y no autorizadas de los programas de generación; un nivel significativo de redespachos sin ningún costo para los generadores y con asignación de los costos y riesgos resultantes a la demanda, y despachos de energía que no son óptimos por falta de definición y coordinación para la asignación de servicios complementarios.

Sobre estos últimos, que son claves para respaldar la intermitencia de las energías renovables que entrarán en los próximos años (más de 2.000 megavatios de capacidad), y entre los que aparecen la generación de seguridad con plantas térmicas o la regulación secundaria de frecuencia, se apunta a generar pequeños mercados que remuneren de forma adecuada estos servicios para atender esas necesidades técnicas del sistema.

Para estimar el impacto esperado de los cambios, los cálculos preliminares de la Creg arrojaron que solo en el despacho optimizado se podrían ver ahorros de hasta el 8 por ciento con las nuevas reglas.

Según la Creg, en la reglamentación vigente, el recaudo del cargo por confiabilidad, recursos con los que la demanda remunera la energía firme a cargo de las plantas de generación, lo hacen los generadores y este se incluye en las ofertas diarias en la bolsa, al igual que en los contratos que estos venden.

Debido a ello, el precio de bolsa del sistema está desdibujando el precio de energía, por lo cual el documento que reforma el mercado mayorista de energía señala que es más conveniente que el recaudo lo haga quien paga finalmente la confiabilidad, es decir, los s a través de los comercializadores.