Cuatro ejes para ajustar el sector eléctrico y evitar emergencias

Cuatro ejes para ajustar el sector eléctrico y evitar emergencias

Expertos recomiendan monitor para vigilar el poder de mercado y ajustar el precio de escasez.

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Según XM, en el mercado hay 32 clases de contratos para cantidades y 58 para precio.

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Archivo particular

04 de octubre 2016 , 08:28 p.m.

Casi 10 años después de que se adoptó el mecanismo de cargo por confiabilidad en el sector eléctrico para asegurar el suministro constante, y tras la crisis entre octubre del 2015 y mayo del 2016, producto del intenso fenómeno del Niño, los análisis de los expertos apuntan a que el mercado mayorista de energía debe tener ajustes en cuatro frentes.

Esto para garantizar no solo la disponibilidad y prestación del servicio al menor costo posible y la estabilidad de las generadoras, sino para ejercer un control real al poder del mercado de los agentes.

Así lo señala un documento de análisis a las propuestas de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (Creg), que también tomó en cuenta lo planteado en otros estudios, entre ellos uno contratado por el Departamento Nacional de Planeación (DNP) con la firma Ernst & Young, así como los realizados por los expertos Shmuel Oren y Alfredo García. (Lea también: Freno a políticas del sector energético por interinidad en 6 cargos)

Los temas fueron el llamado precio de escasez y el cargo por confiabilidad, el Mercado Organizado de Contratos (MOR), las transacciones diarias de energía y las fuentes no convencionales, los cuales serán analizados entre hoy y el viernes en un taller de la Creg, al que 500 personas confirmaron su asistencia.

Una de las principales recomendaciones del experto Luciano de Castro al documento de la Creg es que se debe crear la figura de un monitor de mercado, que evalúe la confiabilidad del sistema y el ejercicio de poder de mercado en las operaciones de energía, así como poner a funcionar el llamado Mercado Organizado de Contratos (MOR).

Según el experto, estos cuatro frentes representan problemas serios, pues no solo implican una reducción de eficiencia, sino también una extracción de renta de los consumidores. Por ello, se debe establecer una forma diferente de hacer las ofertas de energía.

Para el mercado diario, la propuesta de la Creg, que coincide con la recomendación de los otros estudios, es que, además de realizar una oferta de precio y disponibilidad de energía el día anterior, se abran tres mercados intradiarios (uno la noche anterior y dos durante cada día). Se busca aumentar la certeza en los recursos enviados y tener la flexibilidad para maximizar la energía disponible, con el efecto que esto genera en los precios. El estudio del DNP y Ernst & Young va más allá y señala que, de forma escalonada, se debe migrar paulatinamente a un esquema llamado ‘pool multinodal’, en el que no existe una bolsa de energía, sino en el que el uso de esta y las transacciones se definen de forma simultánea en la programación y despacho de energía. (Además: Fórmula para la protección del mercado eléctrico)

“La principal ventaja radicaría en la formación más eficiente de precios de corto plazo, resolviendo los problemas asociados con el cálculo y asignación de los costos por restricciones y por pérdidas de energía. Igualmente se darían señales de expansión adecuadas, tanto para el parque de generación como para la red de transmisión”, señala el documento del DNP.

El precio de escasez

Adicionalmente, los estudios coinciden en que se deben realizar ajustes al llamado precio de escasez, que es el tope de tarifa que pagan los usuarios, variable que al bajar los precios del petróleo, también cayó, ocasionando dificultades para que las termoeléctricas pudieran cubrir sus costos variables, entre ellos el suministro de combustibles para producir energía.

El consultor Luciano de Castro sugiere hacer un cambio gradual, llevándolo inicialmente a 450 pesos por kilovatio (valor similar al que tenía antes de la caída del petróleo), y anunciar que habrá nuevos aumentos graduales en los dos años siguientes, pero esto debe ir acompañado de una subasta del cargo por confiabilidad con este valor como precio máximo.

“Es interesante tener altos precios de escasez, para que haya incentivo al mercado de contratos”, señala un aparte del documento. Pero la Creg tiene su propia receta, pues la semana pasada publicó un documento con cinco opciones.

La primera es tomar el 95 por ciento del precio histórico de bolsa; la segunda es con base en el costo variable de generación con gas importado (GNL) en la planta más eficiente, y la tercera, el costo variable de la planta más costosa, como la ha planteado el sector térmico. Las alternativas cuatro y cinco se refieren a tomar un menú de contratos para definir este tope y ajustar dicho precio cada vez que haya condiciones críticas o extrema sequía.

Menos tipos de contratos

Los análisis plantean crear una entidad a cargo del mercado de contratos (MOR) en el que los participantes tengan un tratamiento ecuánime, y ofrecer incentivos para que la energía se contrate por esta vía en lugar de forma bilateral, esquema en el que no se conocen los precios de negociación.

El debate del cargo por confiabilidad

En cuanto al llamado cargo por confiabilidad o remuneración que los usuarios pagan cada mes para que la energía esté disponible, la idea de la Creg es realizar cambios en el modelo actual.

Hoy en día, cuando las proyecciones de demanda superan la oferta en un periodo de tiempo, se hace una subasta para asignar recursos a nuevos proyectos, proceso en el que ganan los que menor precio ofrezcan.

Ahora la propuesta es realizar una subasta anual, pero buscando que lleguen nuevos generadores con costos variables más bajos que las térmicas que usan combustibles líquidos. En esta subasta solo podrían participar las plantas con un costo variable por debajo del 80 por ciento del precio de escasez y con un techo igual al cargo por confiabilidad.

Pero el consultor dice que no es claro si se deba restringirles el acceso a las plantas más costosas, ya que se pueden necesitar para la confiabilidad del sistema, como ocurrió en el pasado Niño.

Incluso, el estudio del DNP sugiere un esquema similar al actual, pero con reglas adicionales para incentivar un parque con menores costos variables, generar energía con diferentes tecnologías, promover la oferta de contratos a largo plazo y no desmantelar plantas que puedan ser claves cuando el nivel de los embalses sea crítico.

ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Subeditor Economía y Negocios
En Twitter: @omarahu

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