Pontificia Universidad Católica de Chile

Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica

EL Negocio de los Servicios ComplementariosIEE3373 Mercados Eléctricos

Alumnos: Profesor:Claudio Anabalón Hugh Rudnick Ignacio Bravo

Profesor Supervisor: Carlos Silva

29 de mayo de 2015

Índice

1. Introducción.............................................................................................................................. 3

2. Servicios Complementarios en Chile.........................................................................................4

2.1. Servicios Complementarios definidos en el DS 130..............................................................4

2.1.1. Regulación de frecuencia..............................................................................................5

2.1.2 Regulación de tensión...................................................................................................6

2.1.3 Operación de Unidades de Generación a un Costo Variable Superior al Costo Marginal del Sistema............................................................................................................................. 6

2.1.4 Instalación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación..........................6

2.1.5 Operación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación...........................6

2.1.6 Desprendimiento de Carga Automático o Manual........................................................7

2.2 Remuneración de Servicios Complementarios definidos en el DS 130..................................7

2.2.1. Regulación de frecuencia..............................................................................................7

2.2.2. Regulación de tensión..................................................................................................8

2.2.3. Operación de Unidades de Generación a un Costo Variable Superior al Costo Marginal del Sistema..............................................................................................................8

2.2.4 Instalación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación..........................9

2.2.5 Operación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación.........................10

2.2.6 Desprendimiento de Carga Automático o Manual......................................................10

3. Principales características de los Servicios Complementarios...............................................10

3.1 Sustituibilidad de los Servicios Complementarios...............................................................11

3.2 Costos de oportunidad de los Servicios Complementarios..................................................12

4. Mercados de Servicios Complementarios..............................................................................12

4.1 Diseños de mercados de Servicios Complementarios.........................................................13

4.1.1. Prestación Obligatoria (Compulsory Provision)...........................................................13

4.4.2 Contratos Bilaterales (Bilateral Contracts)..................................................................13

4.4.3 Mercado Spot y Licitaciones (Spot Market and Tendering Process)............................14

4.2 Mercados de Servicios Complementarios en algunos estados de EEUU.............................15

4.2.1. Mercado PJM..............................................................................................................15

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4.2.2. Mercado de Nueva Inglaterra.....................................................................................16

5. Análisis del mercado de Servicios Complementarios en Chile...............................................17

6. Conclusiones............................................................................................................................20

7. Bibliografía.............................................................................................................................. 21

Índice de tablas

Tabla 1: Ofertas por regulación primaria.....................................................................................11Tabla 2: Ofertas por regulación secundaria.................................................................................11

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1. Introducción

A partir de la reforma que sufrió el sector eléctrico a finales del siglo pasado, donde se separó el mercado eléctrico en los ya bien conocidos sectores de generación, transmisión y distribución, surgió la necesidad de crear un mercado complementario que se asegurara de garantizar la operación del sistema conforme a estándares de seguridad y calidad bien definidos y regulados. En este contexto aparecen los servicios complementarios (SSCC) que son los servicios que se transan en el mercado complementario para garantizar la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico y que se diferencian del mercado primario cuyo fin es satisfacer la demanda en todo instante transando energía y capacidad.

En Chile el mercado de los servicios complementarios ha ido evolucionando lentamente con respecto al escenario internacional, ya que recién en el año 2011 y con la publicación del Decreto Supremo Nº 130 (DS 130) se establecieron las disposiciones aplicables a los servicios complementarios con que deberá contar cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema, donde además se define al CDEC con sus respectivas direcciones de operación y peaje (DO y DP respectivamente) como el ente encargado de la definición, administración y operación de los servicios complementarios necesarios para garantizar que la operación del sistema respectivo cumpla con las exigencias y condiciones definidas en la norma técnica de seguridad y calidad de servicio (NTSyCS).

En base a la situación de los servicios complementarios en Chile es de interés investigar sobre las distintas posibilidades de inversión en este tipo de servicios para determinar si la actual regulación tarifaria definida en el DS 130 provee los incentivos necesarios para garantizar la rentabilidad en el tiempo de esta clase de proyectos. Dichos todos estos antecedentes, el objetivo de esta investigación es intentar resolver esta problemática mediante la siguiente estructura. Primero se precisan todos los servicios complementarios y su regulación tarifaria definida en el DS130 y en los informes pertinentes del CDEC para tener una visión clara de los servicios complementarios en Chile. En segundo lugar, se examinan los distintos mercados de servicios complementarios presentes en el ámbito internacional, principalmente se describen los distintos diseños de mercados de servicios auxiliares existentes y como los correspondientes operadores independientes del sistema (ISO) utilizan estos diseños para despachar los servicios complementarios necesarios para abastecer los requerimientos del sistema y también los mecanismos de pago por proveer estos servicios. En seguida, se desarrolla un análisis del mercado de los servicios complementarios en Chile para evaluar las características y las posibles desventajas de este en relación a la inversión en infraestructura dedicada a proveer servicios complementarios. Finalmente, se presentan las principales conclusiones obtenidas por la realización de esta investigación.

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2. Servicios Complementarios en Chile

Los servicios complementarios en Chile han evolucionado lentamente en comparación con el escenario internacional, ya que apenas el 2011 y a través del Decreto Supremo Nº 130 se definió un marco regulatorio para esto servicios. En este decreto se define el rol del CDEC en la operación de los SSCC, específicamente en el artículo 5 se declara que le corresponderá a cada Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) a través la o las DO, la definición, administración y operación de los servicios complementarios necesarios para garantizar que la operación del sistema respectivo cumpla con las exigencias y sus condiciones de aplicación definidas en la NTSyCS minimizando el costo de operación del respectivo sistema eléctrico. Para tales efectos, corresponderá al CDEC a través de la DO identificar los recursos existentes y disponibles en el sistema, a partir de lo cual deberá instruir, a quien determine, la instalación y/o habilitación obligatoria de los equipos con los que deberá contar el sistema eléctrico respectivo para la coordinación de la operación a fin de establecer y preservar la seguridad y calidad de servicio definidos en la NTSyCS.

En esta sección se realiza una revisión del DS 130 en relación a las definiciones y remuneraciones de los servicios complementarios.

2.1. Servicios Complementarios definidos en el DS 130

Según lo establecido por el DS 130, el CDEC a través de la DO es el encargado de definir los SSCC y las instalaciones para el respectivo sistema eléctrico, con el fin de dar cumplimiento a los estándares y procedimientos exigidos por la NTSyCS. Para hacer esto, la DO elaborará el llamado Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios, el cual se actualizará normalmente cada año. El decreto define distintas categorías de servicios complementarios, en el que cada grupo posee su propio sistema de precios que utiliza la DP del CDEC para remunerar los servicios, los que se describen a continuación:

1. Servicios relacionados con el control primario y secundario de frecuencia, remunerados conforme a lo establecido en el artículo 19 del DS 130.

2. Servicios relacionados con el control de tensión, remunerados conforme a lo dispuesto en el artículo 23 del DS 130.

3. Servicios de operación de unidades de generación durante la operación del sistema a un costo variable de operación superior al costo marginal del sistema, remunerados conforme a lo establecido en el artículo 26 del DS 130.

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4. Instalación de equipos destinados exclusivamente a apoyar planes de recuperación de servicio, remunerados conforme a lo establecido en el artículo 28 del DS 130.

5. Operación de instalaciones, componentes o equipos destinados exclusivamente para apoyar planes de recuperación de servicio, remunerados conforme a lo establecido en el artículo 30 del DS 130.

6. Servicios de desprendimiento de carga automático o manual, remunerados conforme a lo establecido en el artículo 31 del DS 130.

2.1.1. Regulación de frecuencia

Según la NTSyCS, la regulación o control de frecuencia se refiere al conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia, corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y la potencia demandada en el sistema interconectado (SI) respectivo. En el caso de Chile, la banda predefinida se establece en el artículo 5-30 de la NTSyCS, el cual define que el valor promedio de la frecuencia fundamental, medido en intervalos de 10 segundos en cualquier período de control de siete días seguidos, debe encontrarse entre 49,8 y 50,2 [Hz] durante al menos 97% del período (para sistemas en los que centrales hidroeléctricas aporten como máximo el 60% de la energía del consumo total del período). Para lograr la regulación, se recurre al control primario y secundario de frecuencia:

a) Control de Frecuencia Primario: El control de frecuencia primario se define como el primer conjunto de acciones para restablecer la frecuencia de operación a su valor nominal ante alguna contingencia. Son realizadas por las unidades generadoras dispuestas para modificar en forma automática su producción, las cuales poseen un tiempo de respuesta de unos pocos segundos ante aumentos o disminuciones de la demanda. Para compensar el error final que normalmente tiene este procedimiento, se recurre al control de frecuencia secundario.

b) Control de Frecuencia Secundario: El control de frecuencia secundario compensa el error final de frecuencia, que se produce al hacer variar la producción de las unidades generadoras dispuestas para ese fin por medio del control primario. El tiempo de respuesta normalmente es de varios minutos, fijándose un máximo permitido de 15 minutos y un período de funcionamiento mínimo de 30 minutos.

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2.1.2 Regulación de tensión

Este control busca mantener la tensión nominal de operación dentro de los márgenes establecidos por la NTSyCS, para así garantizar la estabilidad del sistema y la calidad del servicio. Según el artículo 5-24 de la norma, en Estado Normal, la banda permitida depende de la tensión nominal de las instalaciones del sistema de transmisión. Para una tensión nominal menor a 200[kV], el rango autorizado es de 0,93 a 1,07 por unidad, por ejemplo. Para llevar a cabo la regulación, se utiliza la inyección o absorción de reactivos a través de dispositivos como generadores o bancos de condensadores o reactores, entre otros, dependiendo del nodo a ser regulado.

2.1.3 Operación de Unidades de Generación a un Costo Variable Superior al Costo Marginal del Sistema

Debido principalmente a contingencias en la generación o para asegurar la estabilidad del sistema y la calidad del servicio ante cambios en el suministro o demanda, es necesario operar unidades de generación a un costo mayor al costo marginal del sistema.

2.1.4 Instalación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación

Tal como lo define la NTSyCS, el objetivo de un plan de recuperación de servicio (PRS) es restablecer el suministro eléctrico en todas las Islas Eléctricas en el menor tiempo posible luego de ocurrido un apagón total o parcial. Para lograr esto de forma organizada y segura, se establecen acciones y mecanismos que actúen ante este tipo de contingencias, como definir centrales que deban disponer de partida autónoma, definir y dar abastecimiento prioritario a cargas críticas, realizar estudios de sistemas de potencia para respaldar las maniobras establecidas, entre otras.

2.1.5 Operación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación

Al igual que en el caso anterior, este servicio busca apoyar los planes de recuperación de servicio ante contingencias que produzcan un apagón total o parcial. La operación de las instalaciones destinadas exclusivamente a respaldar estos planes posee una remuneración distinta a la instalación de estos equipos, las que son calculadas por la DP del CDEC según lo decretado en el procedimiento Remuneraciones de Servicios Complementarios.

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2.1.6 Desprendimiento de Carga Automático o Manual

Ante contingencias o variaciones imprevistas de generación o demanda, una opción para restablecer la estabilidad y evitar caídas del sistema es desconectar bloques de carga de acuerdo a un registro de prioridad una vez se alcanza un valor predeterminado de cierto parámetro (frecuencia, por ejemplo). Dependiendo del tipo de inestabilidad, el DS 130 reconoce los desprendimientos automáticos por subfrecuencia, subtensión o por contingencia específica, cada uno con su propia especificación y remuneración, de acuerdo a lo definido en este decreto y la NTSyCS.

2.2 Remuneración de Servicios Complementarios definidos en el DS 130

Según lo establecido en el DS 130 y lo expuesto anteriormente, cada una de las categorías de SSCC antes descritas posee su propio método de remuneración, el cual se basa principalmente en el estudio de costos que realiza la DO del CDEC, en conjunto con los métodos explicados por el procedimiento Remuneraciones de Servicios Complementarios de la DP. Cada categoría de SSCC posee sus propios costos que deben declararse para la elaboración del estudio anterior, basándose en los criterios del Procedimiento DO, Declaración de Costos de Equipos para la Prestación de Servicios Complementarios. Las principales características de estas remuneraciones según cada categoría se explican a continuación:

2.2.1. Regulación de frecuencia

En relación al control de frecuencia primario y secundario según lo especificado en la NTSyCS, las empresas que presten estos servicios deben declarar el costo de inversión y de instalación de los equipos necesarios (USD), el costo anual adicional por mantenimiento (USD/año) y el costo del combustible adicional en el que se incurre por unidad generadora (USD/MWh). Estos costos se calculan según lo estipulado en el Procedimiento DO, Declaración de Costos de Equipos para la Prestación de Servicios Complementarios. Es el CDEC, a través del Procedimiento DP, Remuneraciones de Servicios Complementarios, el que define la remuneración de cada empresa del sistema sobre la base de los costos declarados y considera tanto la vida útil de cada instalación como la tasa de actualización descrita en el artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos. El monto que resulte de sumar las remuneraciones de todas las empresas que prestaron servicios complementarios relacionados con el control de frecuencia primaria y secundaria durante el período de operación será aportado por todas las empresas, incluidas las que prestaron dichos servicios, que inyectaron energía al sistema durante dicho período de operación y a prorrata de sus inyecciones físicas de energía.

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Además, en el caso de que la reserva en giro definida en la NTSyCS no se distribuya de manera homogénea entre las unidades generadoras, el CDEC a través de la DP determina una remuneración por la reserva basándose en distintos criterios establecidos en el artículo 21 del DS 130.

2.2.2. Regulación de tensión

Para la regulación de tensión, las empresas que presten este servicio deben declarar el costo de inversión de las instalaciones y equipos necesarios (USD) y el costo anual adicional por mantenimiento (USD/año), según lo definido en el Procedimiento DO, Declaración de Costos de Equipos para la Prestación de Servicios Complementarios. La remuneración por estos servicios es calculada por el CDEC, a través de la DP, según lo establecido en el Procedimiento DP, Remuneraciones de Servicios Complementarios, sobre la base de los costos declarados y considera tanto la vida útil de cada instalación como la tasa de actualización descrita en el artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos. El monto que resulte de sumar las remuneraciones de todas las empresas que prestaron servicios complementarios relacionados con el control de tensión será aportado por todas las empresas, incluidas las que prestaron dichos servicios, que inyectaron energía al sistema durante dicho período de operación y a prorrata de sus inyecciones físicas de energía.

2.2.3. Operación de Unidades de Generación a un Costo Variable Superior al Costo Marginal del Sistema

Las empresas del sistema que operen unidades de generación durante la operación del sistema a un costo variable mayor al costo marginal del sistema, pueden declarar el costo del combustible adicional en el que incurren por el servicio (USD/MWh), la cual debe ser consistente con la información para la programación del despacho económico. El CDEC, a través del DO, establece los criterios para el cálculo de los niveles de inyección y costos, los que se encuentran en la Declaración de Costos de Equipos para la Prestación de Servicios Complementarios. La remuneración percibida por las empresas involucradas se calcula por la ecuación:

R=CVd× Ei−IngCMg

Donde se definen los siguientes parámetros:

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R: Remuneración a percibir por cada unidad de generación que haya operado a un costo variable superior al costo marginal del sistema durante el período de operación.

CVd: Costo variable, combustible y no combustible, de unidades de generación, vigente para la unidad, para el nivel promedio de inyección de energía activa que tuvo en horas de operación en que el costo variable de operación de la central fue superior al costo marginal del sistema, durante el período de operación. En el caso de centrales hidráulicas de embalse se considerarán los costos de oportunidad de la energía embalsada y costos no combustibles.

Ei: Energía activa inyectada por la unidad en horas de operación en que el costo variable de operación de la central fue superior al costo marginal del sistema, durante el período de operación.

IngCMg: Ingresos percibidos por venta de energía activa a costo marginal en horas de operación en que el costo variable de operación de la central fue superior al costo marginal del sistema, durante el período de operación.

El monto que resulte de sumar la remuneración de todas las unidades que operaron con costo variable de operación superior al costo marginal del sistema durante el período, será aportado por todas las empresas que retiraron energía del sistema durante el período de operación y a prorrata de sus retiros físicos de energía destinados a clientes finales

2.2.4 Instalación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación

Para la instalación de equipos destinados exclusivamente a apoyar planes de recuperación del servicio, las empresas deben declarar los costos de inversión de las instalaciones (USD), el costo anual adicional por el mantenimiento (USD/año) y el costo de combustible adicional debido a la operación (USD/MWh), según lo definido en el Procedimiento DO, Declaración de Costos de Equipos para la Prestación de Servicios Complementarios. La remuneración por estos servicios es calculada por la DP del CDEC, según lo establecido en el procedimiento Remuneraciones de Servicios Complementarios, considerando los costos declarados anteriormente, la vida útil de cada instalación y la tasa de actualización descrita en el artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos. El monto que resulte de sumar las remuneraciones de todas las empresas que instalen y/o habiliten equipos destinados exclusivamente a apoyar planes de recuperación de servicio, será aportado en doce cuotas mensuales por todas las empresas que participen en las transferencias de potencia del CDEC y a prorrata de la potencia de suficiencia de sus unidades de generación.

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2.2.5 Operación de Equipos Destinados a Apoyar Planes de Recuperación

Para este servicio, la remuneración calculada por la DP del respectivo CDEC depende del costo de operación que resulta del estudio de costos realizado por la DO, normalmente cada 2 años. El monto sumado de todas las remuneraciones de las empresas involucradas, será aportado por todas aquellas empresas que inyectaron energía durante la hora previa a la interrupción del suministro y a prorrata de las inyecciones físicas de energía en este período.

2.2.6 Desprendimiento de Carga Automático o Manual

Según lo estipulado en el DS 130, las distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios que entreguen servicios de desprendimiento de carga manual o automático por subfrecuencia, subtensión o contingencia específica, recibirán una remuneración una vez superado el número de desconexiones y/o tiempo de duración acumulado, definido por la NTSyCS. Para las distribuidoras, el valor de la remuneración se traspasa a los clientes finales desconectados, la que se calcula como el costo de falla de corta duración definido por la NTSyCS por cada kilowatt desconectado que se estuviese consumiendo al momento de la desconexión, medido por la DO del CDEC.

Para los servicios de desprendimiento de carga manual o automático por subfrecuencia, el monto total al sumar todas las remuneraciones de las empresas involucradas será aportado por todas las empresas de generación eléctrica, a prorrata de sus inyecciones físicas de energía al sistema en un período definido por la NTSyCS. El monto y plazo de la compensación a los clientes desconectados es calculado por la DP del CDEC. En el caso de desprendimiento automático por subtensión o contingencia específica, el monto total de las remuneraciones será aportado por todas aquellas empresas que inyectaron energía durante la hora previa a la interrupción del suministro y a prorrata de las inyecciones físicas de energía en este período.

3. Principales características de los Servicios Complementarios

Al igual que la energía los servicios complementarios pueden ser entendidos como productos commodities, ya que a los consumidores – todos los participantes del sistema eléctrico, desde los mismos generadores hasta los clientes finales – les es indiferente quien sea el proveedor de estos servicios. Sin embargo, los servicios complementarios tienen características particulares que hacen que los participantes del mercado eléctrico y los operadores independientes del sistema deban diseñar mecanismos de despacho y

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remuneraciones no tradicionales en el sentido a como lo hacen para el mercado de la energía. A continuación se describen algunas de estas características:

3.1 Sustituibilidad de los Servicios Complementarios

Se entiende por sustituibilidad de los servicios complementarios a la capacidad que tienen las centrales generadoras para suplir sus obligaciones de algún servicio complementario por otro de los servicios que estas centrales tengan disponible en el momento del despacho. Esta característica también puede ser entendida desde el punto de vista del operador independiente del sistema, ya que en este caso al momento de hacer el despacho de un servicio complementario el ISO puede utilizar la potencia asignada para otro servicio complementario, pero manteniendo la factibilidad del despacho con el objetivo de minimizar los costos de operación. Para aclarar este concepto se desarrolla el siguiente ejemplo:

Suponiendo que el sistema requiera 400 MW de regulación primaria y de regulación secundaria (se utilizan solo dos servicios complementarios para simplificar). Donde dos generadores, A y B ofrecen las siguientes ofertas por estos servicios complementarios (suponiendo que el mercado de servicios complementarios corresponde a uno del tipo spot, definido en la sección 4):

Regulación Primaria Cantidad (MW) Precio ($/MW)Generador A 450 20Generador B 350 22

Tabla 1: Ofertas por regulación primaria

Regulación Secundaria Cantidad (MW) Precio ($/MW)Generador A 300 21Generador B 400 35

Tabla 2: Ofertas por regulación secundaria

Haciendo el despacho sin la propiedad de sustituibilidad se tendría que para el servicio de regulación primaria el generador A despacharía los 400 MW requeridos y el precio sería de 20 $/MW, por otro lado para la regulación secundaria el generador A despacharía 300 MW a 21 $/MW y el generador B despacharía 100 MW a 35 $/MW por lo que el precio del mercado de regulación secundaria sería de 35 $/MW. Con esto el costo total del despacho es $22.000. Si se considera la sustituibilidad los despachos cambian con el objetivo de minimizar los costos. Para

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la regulación primaria, el generador A sigue despachando los 400 MW y el precio de mercado de regulación primaria es de 20 $/MW. Para la regulación secundaria ahora se pueden considerar las ofertas del generador B para regulación primaria y los 50 MW a 20 $/MW restantes del generador A. El despacho para regulación secundaria es entonces 50 MW a 20 $/MW del generador A, 300 MW a 21 $/MW también del generador A y 50 MW a 22 $/MW del generador B que corresponden a la oferta por regulación primaria, con esto el precio de mercado de regulación secundaria es de 22 $/MW. El costo total del despacho es de $16.800. Un ejemplo muy similar a este es ofrecido por Motamedi y Fotuhi-Firuzabad (2007).

3.2 Costos de oportunidad de los Servicios Complementarios

En un mercado de servicios complementarios las unidades generadoras pueden incurrir en costos de oportunidad al despachar estos servicios si es que la unidad generadora era infra marginal en el mercado spot de la energía y si es que el precio de esta fuera mayor al pago por proveer estos servicios complementarios. Por ejemplo, Noble, C. (2006) define que para el caso de las unidades generadoras que suministren servicios de regulación de potencia entregando energía (up regulation service) el costo de oportunidad sería la diferencia entre el precio de mercado de la energía y el costo incremental asociado con un aumento en la potencia despachada por la unidad. Por otra parte, para los servicios de regulación de frecuencia donde se guarda energía (down regulation service) el costo de oportunidad incurrido por las unidades generadoras es la diferencia entre el costo evitado por disminuir la potencia despachada y el precio spot de la energía (p. 557-558).

El tema de los costos de oportunidad de los servicios complementarios resulta muy relevante a la hora de definir los mecanismos de pago por proveer estos servicios, ya que el diseño del mercado de SSCC que se elija debe capturar todos estos costos para incentivar la competencia (si es que se elige un mercado spot o de subastas para proveer los SSCCs) y asegurar la transparencia del mercado de manera que se logre operar el sistema al mínimo costo.

4. Mercados de Servicios Complementarios

En esta sección se describen los principales diseños de mercados de servicios complementarios utilizados a nivel internacional y también se describen algunos de los mecanismos de pago que reciben las centrales generadoras por proveer estos servicios. Además, se entrega una revisión de los mercados de servicios complementarios de algunos estados de EEUU.

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4.1 Diseños de mercados de Servicios Complementarios

En general, cada país tiene un mercado de servicios complementarios particular que responde a las condiciones propias del sistema eléctrico y del marco regulatorio definido por cada país. Es por esto que para diseñar un mercado de servicios complementarios adecuado a cada país se deben tomar en cuenta muchas variables. Sin embargo, según Rebours, Kirschen y Trotignon (2007) se pueden identificar algunas formas de diseñar este tipo de mercados:

4.1.1. Prestación Obligatoria (Compulsory Provision)

En este tipo de mercados es el operador independiente del sistema el encargado de definir qué unidades generadoras participarán en el mercado de los servicios complementarios suministrando cierta capacidad de su potencia para cumplir con la obligación que le impone su respectivo ISO o su Regional Transmission Organization (RTO) dependiendo del mercado del que se esté hablando. También estas entidades pueden definir qué centrales de generación deben instalar los equipos necesarios para proveer servicios complementarios. El mecanismo de remuneración por estos servicios es a través de un precio regulado y establecido por el correspondiente ISO/RTO que garantice el retorno de la inversión y los costos variables de operación por proveer servicios complementarios. Este tipo de mecanismo presenta una grave problemática, ya que no garantiza la operación del sistema a mínimo costo por el hecho de obligar a ciertos generadores a proveer los servicios complementarios, ya que esto impide la competencia en el mercado y por lo tanto, también disminuye la eficiencia de este. Por otro lado, la capacidad total del sistema para proveer servicios complementarios puede ser excesiva al ser los respectivos ISO/RTOs los entes encargados de decidir quiénes deben instalar equipos para proveer servicios complementarios y no dejar que las mismas centrales generadoras decidan cuanto y cuando instalar estos equipos.

4.4.2 Contratos Bilaterales (Bilateral Contracts)

Los contratos bilaterales corresponden a aquellos contratos que realizan entre ciertos ISO/RTOs y los generadores, donde se negocia la cantidad y el precio del servicio complementario que se va a proveer. Es la misma idea detrás de los contratos que se realizan en el mercado chileno entre los generadores y los clientes no regulados. Según Rebours, Kirschen y Trotignon (2007) este diseño de mercado soluciona en parte los problemas que tiene el método de prestación obligatoria, ya que al negociar con los generadores se puede encontrar de una u otra forma a los proveedores (generadores) más económicos. Sin embargo, los contratos bilaterales tienen otras desventajas, como por ejemplo, que este método carece de transparencia al promover las negociaciones privadas entre las partes. Otra desventaja importante es que los contratos bilaterales generalmente resultan ser de largo plazo, entonces los generadores incurren en mayores riesgos teniendo en cuenta las cambiantes condiciones en

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que operan los sistemas eléctricos. Es por esto que los generadores no recibirían los incentivos suficientes para participar en un mercado de servicios complementarios diseñado únicamente en función de contratos bilaterales.

4.4.3 Mercado Spot y Licitaciones (Spot Market and Tendering Process)

Según Rebours, Kirschen y Trotignon (2007) un mercado spot de servicios complementarios es aquel en el que se transan productos de cota duración, no más de una semana, en cambio las licitaciones son utilizadas para tranzar productos de duración más larga. Esta diferenciación se realiza debido a que para ciertos servicios complementarios es más conveniente una transacción en el corto plazo, como es el caso de la regulación de frecuencia, pero para otros servicios resulta más conveniente que estos sean transados a largo plazo por requerimientos del sistema, este es el caso de la regulación de voltaje. Los procesos de licitación son bien conocidos y corresponden a la presentación de ofertas a los ISO/RTOs por parte de los generadores apara proveer servicios complementarios a mayor plazo. Todo el proceso es realizado públicamente, lo que garantiza un mayor nivel de transparencia para el mercado.

Por otro lado, los mercados spot de servicios complementarios corresponden a la obtención de precios diferenciados por parte de los ISO/RTOs para cada servicio complementario que pueda ser suministrado en el corto y muy corto plazo por las centrales generadoras. Esto obtención de precios puede ser realizada en conjunto con la obtención del precio spot de la energía en una co-optimización del despacho económico que considere la sustituibilidad y los costos de oportunidad de los servicios complementarios, de esta forma se asegura que el sistema opere al mínimo costo, además ahora los generadores compiten directamente y reciben más incentivos para disminuir sus costos con el objetivo de participar en el mercado spot de servicios complementarios, lo que aporta a la eficiencia del mercado.

Los mercados spot de servicios complementarios permiten desarrollar sub mercados, como por ejemplo, los Fordward Markets, los Day-Ahead Markets, los Near Real-Time Markets y los Real-Time Markets (Cheung, K. 2008, p. 67). Esta variedad de mercados, al igual que para los mercados de energía, nace como resultado de la necesidad de disminuir el riesgo por parte de los generadores (Fordward Markets y Day-Ahead Markets) y para balancear la oferta y la demanda de los servicios complementarios (los Near Real-Time Markets y los Real-Time Markets).

Por otro lado, los mecanismos de pago dependen del tipo de mercado que originalmente tenía el sistema eléctrico respectivo, es decir si el mercado era tipo pool o poseía una bolsa de energía, o visto desde otro enfoque si el mercado tenía un esquema de costos o

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de precios. En general, lo que se utiliza mayormente a nivel internacional son las subastas por precios, en que cada generador ofrece una oferta para ciertos servicios complementarios, esta oferta comprende una cantidad de potencia y un precio determinado para cada hora del día (considerando los Fordward Markets o Day-Ahead Markets). Luego, el ISO/RTO correspondiente realiza la optimización encontrando un precio que cruce las curvas de oferta y demanda para cada hora. Finalmente, la remuneración puede ser por el precio despejado en cada hora por este cruce de oferta/demanda o en base al método pay as bid, en que a cada generador que logra participar en el mercado se le paga el precio que ofreció en la subasta. También debe considerarse que los precios pueden ir variando de acuerdo a la operación del sistema en tiempo real (Near Real-Time Markets y Real-Time Markets) por lo que puede surgir el concepto de generadores deficitarios y excedentarios de servicios complementarios, muy similar al caso de Chile, pero con la diferencia de que ahora los desbalances por potencia ofrecida se dan por los Fordward Markets y Day-Ahead Markets y no por los contratos bilaterales entre generadores y clientes no regulados.

4.2 Mercados de Servicios Complementarios en algunos estados de EEUU

En base a los diseños de mercados de servicios complementarios descritos anteriormente es de interés revisar como son aplicados estos diseños en algunos de los mercados más sofisticados a nivel internacional, es por esto que a continuación se describen los mercados de SSCC de cuatro estados de EEUU:

4.2.1. Mercado PJM

En el modelo PJM existen tres mercados de servicios complementarios bien definidos y con marcos regulatorios bien consolidados. Estos son el mercado de reservas sincronizadas o Synchronized Reserve Market, que corresponde al mercado donde se transan reservas de energía, para asegurar la estabilidad del sistema, desde las unidades generadoras que se encuentran on-line al momento de una necesidad por parte de la red. También está el mercado de regulación o Regulation Market que igualmente es suministrado por las unidades generadoras on-line y cuyo objetivo es mantener la frecuencia del sistema dentro de los límites adecuados, generalmente este servicio se entrega de forma automática por las unidades generadoras. Finalmente, en el mercado PJM se define el mercado de reservas no sincronizadas o Non-Synchronized Reserve Market, que funciona de forma muy parecida al mercado de reservas sincronizadas, pero las reservas son transadas desde las unidades que se encuentran off-line y que generalmente responden más lento que las unidades on-line, por lo que sirven para una última etapa de estabilización del sistema.

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Los tres mercados anteriormente descritos se transan en un Day-Ahead Market y en un Real-Time Market. En el Day-Ahead Market las unidades generadoras presentas sus ofertas para cada uno de los servicios complementarios entonces es tarea del ISO-PJM realizar una co-optimización para obtener la programación de los despachos de energía y de servicios complementarios para cada hora del día siguiente. Luego, en el Real-Time Market el ISO-PJM tiene la tarea de ajustar los servicios complementarios programados en el Day-Ahead Market con la demanda actual por estos servicios, finalmente cada 5 minutos el ISO-PJM va despejando los precios para cada servicio complementario. Adicionalmente en el mercado PJM los generadores pueden realizar contratos bilaterales entre ellos con el objetivo de acoplar las ofertas de servicios complementarios que son aceptadas en el Day-Ahead Market con el despacho que finalmente se realiza en el Real-Time Market.

4.2.2. Mercado de Nueva Inglaterra

El mercado de servicios complementarios de Nueva Inglaterra puede ser dividido en el mercado de reservas o Reserve Market y el mercado de regulación o Regulation Market. Según Cheung, K. (2008) el mercado de reservas a su vez es dividido en otros dos mercados, el Forward Reserve Market y el Real-Time Reserve Market. En el Forward Reserve Market se adquieren los siguientes servicios:

a) Reservas de no giro de 10 minutos o 10-minute non spinning reserve (TMNSR) que generalmente son suministradas por las unidades generadoras que están sincronizadas con la red, pero que solo son capaces de funcionar y proveer energía a partir de 10 minutos desde que son requeridas.

b) Reservas de 30 minutos o 30-minute reserves (TMOR) que generalmente son suministradas por unidades generadoras que no están sincronizadas con la red pero que son capaces de funcionar y proveer energía a partir de 30 minutos desde que son requeridas.

En el Forward Reserve Market los generadores realizan ofertas en el Day-Ahead Market ofreciendo ciertas cantidades de energía de los servicios anteriormente definidos y a determinados precios. Este mercado forward recibe ese nombre ya que los participantes de este mercado en realidad ofertan portafolios de energía que les permiten disminuir el riesgo en el que se incurriría al solo participar en el Real-Time Reserve Market donde la programación del despacho de servicios complementarios puede variar en función de las condiciones del sistema, ya que los generadores que ganan en el Forward Reserve Market no están expuestos a los precios que se despejan del Real-Time Reserve Market. Finalmente, los generadores que ganan en el Forward Reserve Market deben tener completa disponibilidad para proveer estos servicios

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en tiempo real, ya que de lo contrario se exponen a multas considerables. Por otro lado, el Regulation Market funciona de manera análoga al mercado PJM, es decir que se realiza una co-optimización que permite despachar conjuntamente la energía y el servicio de regulación. En resumen el mercado de servicios complementarios de Nueva Inglaterra es similar al mercado PJM, pero con la diferencia de que los mercados se definen de distinta manera y que los servicios que se ofertan en cada uno de estos mercados son diferentes, además en el mercado de Nueva Inglaterra los generadores le dan un sentido más financiero a sus ofertas de servicios complementarios.

5. Análisis del mercado de Servicios Complementarios en Chile

Con toda la información acumulada con respecto a los mercados de servicios complementarios ya se puede realizar un análisis a cerca del funcionamiento del mercado chileno de servicios complementarios que dicho sea de paso aun no sido claramente implementado en Chile, a pesar de haber sido publicada su normativa (DS 130) hace varios años. En esta sección se estudia el diseño de mercado complementario que se eligió para ser implementado en Chile destacándose sus principales debilidades y proponiendo posibles soluciones a estas.

El decreto supremo descrito anteriormente fue el primer paso para la instauración de un mercado de servicios complementarios en Chile. Aunque el decreto sirve como base para una “marcha blanca” de este tipo de mercado en el país, al parecer este no cumple con todas las expectativas para asegurar un despacho económico a mínimo costo, además de que no estaría generando los incentivos correctos para los proveedores de los servicios. Esto hace que sea necesario detallar los principales problemas en los que se incurre al aplicar el sistema de remuneración elegido por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para los servicios complementarios

Wolak, F. (2011) se refiere a 3 grandes objetivos que deben ser cumplidos por el método de remuneración de servicios complementarios para asegurar un mercado eficiente y competitivo. Estos son la recuperación de los costos de los proveedores de los servicios, el suministro conjunto a mínimo costo de energía y servicios, y la mantención de un nivel aceptable de confiabilidad del sistema eléctrico. El operador del sistema (en este caso el CDEC), debe asegurar el cumplimiento de estos objetivos teniendo en consideración las distintas características que tiene cada generador y/o proveedor, tales como las diferentes capacidades de cada tipo de generación eléctrica para satisfacer cada servicio complementario, o los costos adicionales en los que incurre un generador por operar a una potencia no fija al regular frecuencia, por ejemplo. En este sentido, se debe encontrar un equilibrio entre las 3 variables anteriores, esto mediante un sistema de remuneración acorde al mercado y que genere los

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incentivos necesarios para que los proveedores más adecuados a cada servicio complementario sean despachados.

Uno de los primeros problemas que surgen según el modelo de remuneración del DS 130 es que la CNE ha implementado un diseño de prestación obligatoria para el mercado chileno de los servicios complementarios, entonces como se define en el DS 130, le corresponde al CDEC la designación de quiénes son los que deben instalar y/o habilitar equipos en el sistema eléctrico para asegurar los cumplimientos de las normas de operación, esto a través del Informe de Definición y Programación de Servicios Complementarios desarrollado por la DO anualmente y también le corresponde designar que unidades serán las que proveerán tales servicios complementarios. Esto también implica garantizar la recuperación del costo para los proveedores a través de los cálculos de remuneraciones respectivos detallados en la primera sección. El hecho de asignar centralizadamente los equipos necesarios para la operación de los servicios complementarios y también de instruir obligatoriamente a las unidades generadoras el suministro de los servicios complementarios, no permite una competencia entre todos los participantes del mercado, lo que no entrega señales de incentivos a este para reducir los costos de entregar dichos servicios. Esto implica que el mercado no será eficiente porque no existe competencia por proveer servicios complementarios, haciendo que posiblemente el sistema no sea operado a mínimo costo. Uno de los métodos descritos por Wolak para solucionar esto es basar el funcionamiento del mercado de SSCC en un sistema de oferta, es decir, transformar este mercado en un mercado spot de servicios complementarios, en el que tanto la generación como los consumidores proponen un precio por MW anual, para luego ser asignados horariamente por el CDEC a través de una subasta. Cabe destacar que la existencia de un mercado spot de servicios complementarios para estos servicios y al igual que en el mercado de energía, los generadores pueden satisfacer su capacidad asignada a través de otros participantes certificados por el CDEC, es decir haciendo uso de contratos bilaterales entre las centrales generadoras.

Otro problema que puede observarse a través de este modelo se refiere a la forma en que el CDEC realiza el despacho de servicios complementarios, ya que el CDEC primero despacha los generadores para cumplir con la demanda de energía del sistema y luego realiza la asignación para los proveedores de servicios complementarios. Esto quiere decir que el CDEC no realiza una co-optimización del despacho de energía y SSCC como se hace en la mayoría de los mercados internacionales, por ejemplo el PJM. Esta situación probablemente implique que el precio horario que se fija como remuneración de servicios complementarios puede no reflejar el costo marginal real al cual el sistema eléctrico valora el servicio, pudiendo llegar a ser mayor y probablemente tampoco reflejará los costos de oportunidad incurridos por proveer servicios complementarios. Esto se debe a que lo anterior puede provocar que aquellos

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proveedores menos acordes al tipo de servicio y/o que tienen mayores costos, sean despachados en desmedro de otros generadores más económicos. Otra razón es que por la construcción misma del mercado de servicios complementarios instaurado en Chile, el CDEC no podría hacer una co-optimización adecuada, esto se debe a que no puede ordenar el despacho de servicios complementarios en función del mínimo costo para el sistema porque simplemente no cuenta con la información necesaria al no recibirla desde los mismos generadores. La solución a este problema es nuevamente implementar un mercado spot para servicios complementarios, ya que de esta manera el CDEC recibiría una mayor cantidad de información a través de las ofertas de los generadores, además la calidad de esta información sería mucho mayor considerando que la competencia entre los generadores induce a una mayor transparencia en el mercado.

Dados los problemas anteriores, es de interés entregar posibles mejoras (más concretas que las mencionadas anteriormente) al sistema de remuneración de servicios complementarios para así dar los incentivos correctos al mercado energético. En primer lugar, tal como se describió en la sección anterior, una de las formas para asegurar que exista competencia entre los proveedores de servicios complementarios es establecer un sistema de ofertas entre los participantes. En un mercado de energía como el de Chile, el que se encuentra basado en costos auditados, se propone tanto un sistema de pagos por capacidad instalada para servicios complementarios, como un pago por precio horario dado por el despacho a mínimo costo de los generadores para suplir la demanda energética y de SSCC. Esto da incentivos a los proveedores para disminuir sus costos de producción, pues obtienen una mayor remuneración al operar a un costo marginal menor al dado por el mercado.

La competencia dentro de este mercado posibilita al CDEC a no tener que designar quiénes son los que deben instalar los equipos necesarios para la operación de los servicios complementarios, sino que los propios inversionistas son los que habilitan los componentes necesarios y que luego serán despachados dependiendo de su costo de operación. En este aspecto, la inclusión del mercado spot de potencia calificada por el CDEC para satisfacer la demanda de los servicios es de gran ayuda para evitar posibles fallos por no cumplimiento de capacidad, al igual que la designación de costos de falla acordes al sistema.

En este contexto, también cabe destacar la falta de nuevos servicios complementarios que ayuden a asegurar el buen funcionamiento y la seguridad del sistema eléctrico. En el caso de Chile, por ejemplo, es posible incorporar un gravamen a aquellos tipos de generaciones con mayor variabilidad dentro de la capacidad instalada del país, como la energía eólica, entre otras. En los últimos años, las energías renovables no convencionales han aumentado su participación en la matriz energética de gran manera, en especial por la incorporación de la Ley

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20.257 y posteriormente la Ley 20/25, que asegura que el 20% de la energía comercializada al año 2025 debe provenir de estas fuentes. En este sentido, algunas de las ERNC más populares, como la generación eólica, poseen cierta inestabilidad sobre la potencia que generan en un período dado, lo que provoca que aquellos proveedores despachados para cumplir con la regulación de frecuencia incurran en mayores gastos para cumplir con la normativa y fortalecer la seguridad del sistema. Lo que se busca es que este mayor costo para el sistema sea financiado en parte o totalmente por los mismos generadores que producen aquellas inestabilidades en el equilibrio oferta-demanda.

6. Conclusiones

Los servicios complementarios son una parte fundamental de la operación confiable y segura de un sistema eléctrico. Existe una gran variedad de servicios que deben ser suministrados, como regulación de frecuencia o de voltaje, mientras que también existe un gran número de medios de remuneración distintos, cada uno adecuado a cada sistema en particular.

Aunque cada método posee sus propias ventajas y desventajas dependiendo del mercado, a través de la evolución de estas formas de pago en el tiempo, se ha llegado a un consenso sobre las características mínimas que debe suplir este tipo de mercado. En el caso de Chile, el establecimiento de un mercado de servicios complementarios ha tardado mucho tiempo en llevarse a cabo, lo que además sirve para analizar en forma detallada su progreso y compararlo con otros modelos que se han llevado a cabo en el mismo período.

Como primer acercamiento a la instauración de este mercado, el DS 130 posee ciertas falencias que entorpecen la operación del sistema a mínimo costo, como la designación centralizada de los equipos a instalar y la falta de competencia en el sector, por ejemplo. A partir de la comparación de los medios de pago y procedimientos actuales en Chile y los otros modelos detallados en este informe, se puede decir que es necesario realizar cambios a la legislación existente de modo que sea conveniente para un inversionista instalar los equipos necesarios con el objeto de suplir la demanda de servicios complementarios en el país, a través de los incentivos correctos.

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7. Bibliografía

[1] Decreto Supremo 130 (DS130): http://www.minenergia.cl/archivos_bajar/D_130_Aprueba_Reglamento_Servicios_Complementarios_31-12.pdf

[2] Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio (NTSyCS): http://www.sec.cl/pls/portal/docs/PAGE/SECNORMATIVA/ELECTRICIDAD_NORMASTECNICAS/NT_SIST_MEDIANOS.PDF

[3] Definición y programación de servicios complementarios: http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_web_cdec_pages.pagina?p_id=5088

[4] Procedimientos y cumplimiento efectivo de SSCC:http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_proc_dodp_pub.proced_hist_dodp_item?p_id=47&p_clasif_direcc=5&p_tipo_proc=DO&p_de_donde=W [5] Remuneración de servicios complementarios:http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_proc_dodp_pub.proced_hist_dodp_item?p_id=47&p_clasif_direcc=5&p_tipo_proc=DO&p_de_donde=W

[6] Estudio de costos de SSCC:http://cdec2.cdec-sing.cl/pls/portal/cdec.pck_web_cdec_pages.pagina?p_id=5108

[7] Wolak, F. 2011. An Ancillary Services Payment Mechanism for theChilean Electricity Supply Industry. http://web.stanford.edu/group/fwolak/cgi-bin/sites/default/files/files/Ancillary_Services_Chile_Wolak_sept.pdf

[8] Motamedi, A. y Fotuhi-Firuzabad, M (2007). Ancillary Service Markets. IEEE

[9] Cheung, K. (2008).Ancillary Service Market Design and Implementation in North America: From Theory to Practice. IEEE

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[10] Rebours, Y. Kirschen, D. Trotignon, M. y Rossignol S. (2007). A Survey of Frequency and Voltage Control Ancillary Services—Part II: Economic Features. IEEE

[11] Noble, C. (2006). Bidding Ancillary Services in RTO Markets. IEEE

[12] Papalexopoulos, A. y Singh H. (2001). On the Various Design Options for Ancillary Services Markets. IEEE

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