Hacia un diseño de mercado consistente con un Chile carbono neutral por Francisco Muñoz en e-RIAC

Chile posee una posición protagónica en la historia de la regulación y del diseño de mercados eléctricos en el mundo. En el año 1982, Chile fue el primer país en introducir competencia en el segmento de generación eléctrica e incentivar a firmas generadoras a tomar decisiones en base al modelo marginalista.  El modelo chileno fue posteriormente implementado en varios países emergentes, particularmente en Latinoamérica. 

Sin embargo, han ocurrido muchos desarrollos posteriores a la creación del primer mercado eléctrico en Chile. Tales desarrollos han sido basados tanto en la teoría económica como en la experiencia empírica, dando origen a los mercados eléctricos modernos que hoy existen en Estados Unidos, Europa y Australia. Varios de los elementos de diseño que se identifican en estos mercados de economías desarrolladas no están presentes en los mercados eléctricos en Latinoamérica, lo que podría presentar algunos desafíos a futuro en un contexto de descarbonización. 

Hoy, la transición a un sistema eléctrico carbono neutral impone una serie de desafíos que tienen relación con el diseño de políticas de reducción emisiones de gases de efecto invernadero, el diseño de mercados eléctricos, la regulación y el diseño institucional de los entes que administran los sistemas eléctricos y velan por su buen funcionamiento. 

Los desafíos que identificamos en nuestra presentación son los siguientes:

Políticas de reducción de emisiones

Descarbonizar la economía para alcanzar la carbono neutralidad a más tardar el año 2050 implica una profunda acción climática del sector de energía que no se limita sólo a los sistemas eléctricos. Un gran porcentaje de las emisiones de gases de efecto invernadero proviene de otros sectores, como el de transporte. Por lo mismo, cualquier combinación de políticas de reducción de emisiones debe considerar, de forma simultánea, acciones en múltiples sectores económicos y no deben restringirse sólo al sector eléctrico.  

Otro aspecto relevante a considerar es que, si bien existen muchas alternativas de mecanismos y políticas para reducir emisiones, el costo de alcanzar la meta de carbono neutralidad puede presentar diferencias significativas dependiendo de la política que se emplee para cumplir tal objetivo. En consecuencia, es de suma importancia que en la selección de políticas de reducción de emisiones se consideren no sólo aspectos como su facilidad de implementación, también se deben considerar los costos relativos de reducción de emisiones en comparación con mecanismos alternativos.

Mercados de corto plazo

En general, la mayoría de los mercados eléctricos en Latinoamérica posee diseños de corto plazo que no son tan sofisticados como los mercados eléctricos de Estados Unidos o de varios países en Europa. Hoy existe muchos reportes—incluyendo algunos de Generadoras de Chile—en que se identifican varios de los elementos de diseño que podrían mejorar las señales de precios y garantizar un uso eficiente de recursos en el corto plazo. Algunos de los elementos en discusión incluyen la granularidad temporal de precios, los métodos de cálculo de precios, la co-optimización de energía y reservas, la introducción de mercados de múltiple liquidación, la posible migración a mercados basados en ofertas y la apertura de los mercados a la participación de recursos del lado de la demanda. 

Remuneración eficiente de flexibilidad

La mejora de señales de corto plazo con las medidas descritas en el inciso anterior garantiza que gran parte de los beneficios que aportan los activos flexibles sean remunerados a través de las señales de precios de los mercados de energía y servicios complementarios. Sin embargo, es posible que, incluso con tales mejoras de diseño, no sea posible garantizar una remuneración adecuada de activos que aportan flexibilidad al sistema. 

Por lo mismo, la remuneración de flexibilidad se está abordando de distintas formas en los mercados eléctricos del mundo. Por ejemplo, en Estados Unidos, California y el Midcontinent ISO introdujeron productos de reserva de rampa flexible que entregan una remuneración adicional a todos los recursos que participen del servicio. En Bélgica se están introduciendo curvas de demanda de reserva operativa (ORDC, por sus siglas en inglés), que resultan en un adicionador de precios para los activos flexibles del sistema. Por otro lado, Australia optó por implementar un mecanismo de remuneración de flexibilidad de largo plazo enfocado en fomentar la inversión en dispositivos de almacenamiento. 

En Chile existe una propuesta en discusión de incluir una señal de flexibilidad en el actual mecanismo de pago por potencia. Sin embargo, aún no hay claridad de si esa forma de remunerar el atributo de flexibilidad entregará las señales económicas adecuadas para incentivar la instalación y prestación de este tipo de servicio de manera eficiente en el corto plazo.   

Volatilidad de precios spot y liquidez de PPAs

Uno de los efectos de la integración de gran escala de generación a partir de fuentes renovables con costo marginal igual a cero es un cambio de la forma de la curva de oferta de los sistemas eléctricos. Se espera que la variabilidad y el bajo costo marginal de producción a partir de fuentes renovables variables introduzca mucha volatilidad en los precios spot de la energía, lo que podría imponer riesgos a la inversión. 

Una alternativa para abordar este desafío es utilizar mecanismos que fomenten liquidez de contratos de largo plazo, reduciendo el riesgo para los inversionistas y facilitando el acceso a project finance. Hoy existe evidencia de que, en sistemas eléctricos con un alto porcentaje de generación a partir de hidroelectricidad y con mucha volatilidad de precios—como los sistemas eléctricos de Brasil y Chile—la introducción de licitaciones de contratos de largo plazo facilitó el desarrollo de inversiones en capacidad a precios competitivos. 

Suficiencia y gestión de riesgos climáticos

En el análisis de suficiencia de los sistemas descarbonizados, con mucha generación a partir de fuentes renovables variables, será necesario poner especial cuidado en el modelamiento y la evaluación del impacto de eventos correlacionados. Por ejemplo, hay evidencia de que puede haber semanas del año con baja o nula disponibilidad de generación eólica en una amplia región geográfica. Eventos climáticos extremos, como olas de frío o calor, tormentas de lluvia o nieve e incendios también pueden afectar la disponibilidad de muchos elementos de un sistema eléctrico de forma simultánea, poniendo en riesgo la seguridad del sistema. 

Calidad y estabilidad regulatoria 

Chile se ha caracterizado por ser un país con reglas estables y predecibles, ofreciendo un entorno muy atractivo para los inversionistas. Uno de los desafíos a futuro será abordar las brechas de diseño de mercado y regulación para cumplir con las metas de carbono neutralidad a mínimo costo, pero evitando introducir riesgos regulatorios por cambios abruptos de reglas del mercado. La inestabilidad regulatoria puede desincentivar la inversión y aumentar la prima por riesgo que se requiere para desplegar el capital necesario para financiar nueva infraestructura.