Por Michael Pollitt, subdirector del Grupo para la Investigación de Políticas Energéticas (EPRG) y profesor de economía empresarial en la Escuela de Negocios Judge en la Universidad de Cambridge y en la Universidad Sidney Sussex College, Inglaterra.

La Comisión Europea está muy interesada en promover empresas de distribución eléctrica más activas y que gestionen mejor las limitaciones que surgen en el sistema de distribución local, pero este avance sigue siendo bastante lento en Europa. Existe poca compra competitiva de la empresa de distribución para gestionar activamente el sistema en cualquier país de Europa, que no sea quizá el Reino Unido, donde existen grandes cantidades de megawatts que se compran a nivel de distribución para gestionar las restricciones locales dentro de los sistemas de distribución.

Cuando se les pregunta a las empresas de distribución qué les ayudaría a promover una empresa de distribución más activa, responden que la estructura existente para tarifas en los cargos de distribución y otras barreras regulatorias son muy importantes para ellas. Mientras que los reguladores de estas empresas de distribución dicen que en realidad lo que les preocupa es que los mercados locales para manejo de congestión suenan asombrosos, pero existen problemas con la cantidad de oferentes que pueden aparecer en estos mercados, además de la falta de información acerca de la condición de la red que existe en la actualidad.

Una de las cosas que ha ocurrido en Europa es que se ha formado un organismo paneuropeo, la entidad llamada EU DSO, para actuar como una organización paralela a ENTSO-E, que es la asociación gremial a nivel de transmisión reconocida por la UE. Y esto es con el objetivo de promover este rol más activo en las empresas de distribución de Europa.

Existen preocupaciones que se evidencian acerca de cuán representativa será esta organización, y si realmente puede conciliar los intereses divergentes de las empresas de distribución, cuyos tamaños van desde Enedis en Francia con más de 30 millones de clientes, hasta las empresas de distribución más pequeñas en otros países de Europa que tienen cientos de empresas de distribución, como Alemania.

Algunos países, como el Reino Unido, exhiben más innovación a nivel de distribución y tienen lecciones que compartir con el resto de Europa. Los países que parecen tener mejores resultados en cuanto a una empresa de distribución más activa son aquellos en los que existe un ambiente regulatorio más comprensivo, con financiamiento para la innovación en la distribución y un régimen más permisivo, por así decirlo, a nivel regulatorio, lo que permite que se hagan experimentos. 

Hay un par de proyectos interesantes que tienen que ver con el mapeo digital del sistema eléctrico en el Reino Unido, que es el proyecto ENA Digital Systems Map que involucra a todas las empresas de distribución de Gran Bretaña para que colaboren a través de su asociación de red energética, y la fundación de ElaadNL que promueve la carga de vehículos eléctricos en los Países Bajos.

Este enfoque con múltiples países para promover la regulación de las empresas de distribución en la transición energética parece ser más significativa que muchos de los proyectos individuales por sí solos, que son ejecutados por solo una empresa de distribución. Entonces, parece que cuando las empresas de distribución trabajan juntas en un país surgen diferentes oportunidades de innovación real y significativa.

¿La legislación actual a nivel europeo apoya los roles importantes para el Operador del Sistema de Distribución (DSO, por sus siglas en inglés) en la transición energética? Imaginen un gobierno a nivel de región local o nacional que quiere promover los puntos de carga públicos para vehículos eléctricos. ¿Podría pedirle a una empresa de distribución eléctrica local que lo hiciera? Actualmente, en Europa, la legislación es bastante restrictiva en cuanto a si las empresas de distribución pueden poseer y operar puntos de carga para vehículos eléctricos. Porque esto es algo que esperamos sea competitivo y no vamos a desalentar a la empresa con el monopolio de distribución para que tome la delantera en esto. Y esto, incluso aunque parte del pensamiento académico sugiere que existen muchas circunstancias en las que sería deseable que una empresa de distribución local tomara la delantera en esto. Existen muchas cosas en las que la empresa de distribución local podría ser muy buena en la promoción de la carga para vehículos eléctricos.

El segundo escenario potencial de la transición eléctrica en el que podrían participar los DSO sería, por ejemplo, que el gobierno local o cualquier nivel de gobierno del país se comunicará con las empresas de distribución o con una de ellas en particular y que le dijera que quiere que coordine la descarbonización del sistema de electricidad y gas dentro del área definida. Entonces, qué papel puede desempeñar el DSO en esto. Aunque existe una obligación para que las empresas de transmisión de electricidad y gas se coordinen en la transición energética, no existe una obligación para que lo hagan las empresas de distribución locales. Existe mucho espacio para una optimización conjunta de activos de electricidad y gas a nivel local, pero la legislación actual de la UE no la fomenta de forma activa. Y aquí hay otro factor. Todo este esfuerzo para promover la competencia en la entrega de servicios para el manejo de limitaciones y en la igualación del suministro y la demanda dentro del sistema de distribución hace exactamente esto. Lo que es consistente con situaciones donde uno hace el cálculo de optimización. Es obvio que una sola batería conectada muy dentro del sistema de distribución solucionará todos los problemas en la gestión de la red local, al menos los costos y sin la necesidad de una actualización costosa. ¿Cuál debería ser el papel del DSO titular en la provisión de ese único activo que solucionaría todos los problemas de limitaciones locales?

La legislación de Europa deja espacio para la imaginación, pero en general, las interpretaciones nacionales de la ley europea no favorecen que el monopolio local solucione estas limitaciones locales adquiriendo su propia batería. Aunque cuando uno examina muchos de los proyectos piloto que analizan la gestión de limitaciones locales, generalmente incluyen una batería con cierto interés de la empresa de distribución eléctrica local. Se presentarían problemas acerca de si es óptimo que un monopolio solucione una limitación local, generalmente hay restricciones en la solución que se implementa.

En general, los grupos de interés solicitan asistencia en el posible desarrollo del sistema eléctrico en su localidad durante el período de inversión potencial en, por ejemplo, entregar flexibilidad de megawatt o flexibilidad de megavar dentro del sistema de distribución.

Un escenario. Estoy dispuesto a entregar un servicio competitivo como una batería local para cubrir las limitaciones de distribución locales pero deberás decirme cuál será la evolución probable de la red, para que yo pueda calcular cuál es la demanda potencial y cuál podría ser el precio potencial que me pagarás dentro del mercado local con limitaciones. Esto sugiere la importancia de la planificación de desarrollo a 10 años, que es algo que se está implementando en toda Europa a nivel de distribución. Pero se necesita planificación e información bastante sofisticada para entregar información útil a los potenciales inversionistas acerca de la flexibilidad del suministro a nivel de distribución. En mi experiencia de trabajo con este tipo de proyectos, es bastante difícil calcular cuál será la futura demanda de gestión de limitaciones probable, sin mencionar calcular cuál será el precio futuro probable de esa gestión que deberá pagar la empresa de distribución a un tercero. Y para eso, se requerirán herramientas de planificación mucho más sofisticadas que lo que vemos actualmente a nivel de distribución.

La autoridad regulatoria nacional y/o los gobiernos locales nacionales quieren que las empresas de distribución sean más innovadoras y proactivas en la transición energética, pero cuál debería ser exactamente el rol de los DSO en la promoción de la innovación ascendente.

La legislación europea dentro del paquete de energía limpia habla mucho acerca de ser innovador, pero no menciona los mecanismos para realmente promover la innovación. Así que si consideramos lo que ha tenido éxito en el Reino Unido y en hacer que los DSO de este último país sean líderes en la innovación de DSO, ha sido la entrega de presupuestos generosos en las finanzas de los clientes, investigación y desarrollo, además de contar con un régimen regulatorio bastante permisivo y regulaciones no tan restrictivas. Esto ha permitido que ocurra la experimentación. Contar con el ambiente institucional correcto para promover la innovación es lo que genera servicios innovadores, precios innovadores y empresas innovadoras.

¿Cuáles son algunas de las observaciones de alto nivel acerca de una regulación óptima de los DSO y cómo se puede promover un rol más activo de las empresas de distribución eléctrica en la transición energética? La legislación europea en el continente ya está desactualizada. El Cuarto Paquete Energético, que se implementó mayoritariamente en 2019, es previo a Net Zero. Ahora viene otra legislación europea. Pero considerando los cronogramas que existen en la formulación de legislaciones y su implementación, existe la necesidad de verificar constantemente la normativa y ver si es realmente apropiada para el grado de ambición que se tiene para la transición energética.

A pesar de todo lo que se habla de la deseabilidad de acciones más activas de los DSO, cuando uno mide el avance real, es bastante lento. Se ha experimentado mucho, pero existe poco aprendizaje organizado y ya sabemos lo necesario que es para las organizaciones paneuropeas, como la Entidad EU DSO, promover realmente la difusión de información y experiencias útiles. Los reguladores y las empresas de distribución realmente no están completamente de acuerdo en cuál es la mejor forma de avanzar. 

En Europa nos preocupa mucho este concepto de acoplamiento de sectores, descarbonización conjunta de los sectores de electricidad y gas natural. Y como expliqué, esto no se refleja actualmente en el requerimiento de que los DSO eléctricos cooperen con los DSO de gas o viceversa. Aún falta claridad en el papel que juega la empresa de distribución en la adquisición de activos para almacenamiento local o en la promoción de puntos de carga para vehículos eléctricos. Aunque uno pensaría que, si se quiere una transición energética rápida, podría ser común que las empresas de distribución local asumieran un rol clave en el liderazgo de la instalación de puntos de carga para vehículos eléctrico y de almacenamiento, para así aliviar los problemas de congestión local. 

Se habla mucho acerca de la deseabilidad de que un operador del sistema de distribución eléctrica sea más activo y que promueva la transición eléctrica. En realidad, existe poca evidencia valiosa que demuestre que es una buena forma de promover la transición energética. A nivel europeo, los reguladores nacionales y la Comisión Europea están muy interesados en las acciones de los DSO. Quieren ver más innovación en la distribución eléctrica, aunque en realidad la evidencia que demuestra que los mercados de congestión local son más rentables es bastante limitada. Claramente, debe ponerse más atención a si vale la pena esta presión regulatoria y esta presión en el gasto de investigación y desarrollo para analizar los mercados de energía local, y un rol más activo de los DSO; y cuáles aspectos de esto sí valen la pena, porque una gran parte de ello no está demostrada aún.

El 1 de diciembre recién pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) a través de la Resolución Exenta 524 designó a los integrantes del Comité Consultivo Especial que colaborará en la elaboración de la Norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la Información para las empresas eléctricas de Chile, contenida en el Plan Normativo Anual 2021.

La CNE nombró a 24 integrantes entre los cuales se encuentra Eduardo Morales, Director y Coordinador y Líder WG Ciberseguridad y Smart Grid Seguro de CIGRE Chile, quien se unirá a esta discusión como experto técnico. “Es un orgullo para mí recibir esta invitación para incorporarme a este Comité Consultivo Especial de la CNE”, comentó. 

El comité está compuesto por representantes de las empresas, del Ministerio de Energía, del Ministerio del Interior y Seguridad Pública, del Coordinador Eléctrico Nacional, de la CNE y por expertos técnicos. La Comisión espera realizar la consulta pública de esta normativa durante el año 2022.

El objetivo de este comité consultivo especial es recabar las opiniones de los especialistas sobre la gestión del riesgo en materias de ciberseguridad; los sistemas de gestión de seguridad de la información que las empresas del sector eléctrico deberán establecer e implementar para la seguridad y continuidad de sus operaciones; temáticas como las medidas asociadas al CSIRT sectorial; y las exigencias de reportes sobre ciberincidentes por parte de las empresas para coordinar las acciones orientadas a mitigar sus efectos e impactos y contribuir a una oportuna normalización y estabilización de los servicios afectados. 

Por Javier Tapia, Director Ejecutivo de la Asociación de Transmisores de Chile 

Mientras más se desarrollan los mercados, más se multiplican los problemas de competencias, por lo tanto, es razonable que el sector eléctrico vaya avanzando hacia una mayor supervisión. Los datos de la CNE empiezan a mostrar que efectivamente a partir del año 2000 y hasta 2020, el número de actores en generación crece exponencialmente. Desde 2010, se ha más que duplicado el número de actores que están desarrollando proyectos de generación. Por ende, se podría esperar más niveles de competencia en distintas tecnologías también, no sólo en número de actores. 

Por su parte, los temas regulatorios pasan por el acceso, en cómo toda esta competencia accede al segmento monopólico en condiciones no discriminatorias y equitativas. Por ello, las normas de acceso han devenido en un tema cada vez más importante en materia de competencia. De hecho, hemos ido perfeccionando el régimen de acceso a lo largo de los años. En el año 2004 la trasmisión se definió como servicio público y se inició por primera vez el concepto de servicio de acceso. Luego, hemos tenido desarrollos bastante importantes en materia de acceso abierto, desde la ley de 2016 hasta las resoluciones y la reglamentación de 2017 – 2019. 

Entonces cabe preguntarse cómo nos estamos haciendo cargo institucionalmente de este tema que está creciendo. El Coordinador tiene una unidad de monitoreo de la competencia que tiene varias características distintas. El modelo fue sacado de los operadores independientes (ISOs por sus siglas en inglés) de Estados Unidos. Pero esos operadores tienen una función que no tiene nuestro Coordinador que es la función de diseño de mercado y, por lo tanto, nuestro monitoreo de la competencia no tiene que ver con las condiciones de mercado y cómo ésta afecta a los distintos agentes. El monitoreo de la competencia aquí en Chile está enfocado al acceso, licitaciones y servicios complementarios que son funciones, más o menos regulatorias, más allá de un operador. Está enfocado en el lado de mercado, básicamente, más o menos fallas y acceso a combustible, gas fundamental. 

Los casos de la unidad de monitoreo de la competencia no son vinculantes, son simplemente una remisión de antecedentes a la fiscalía. El caso chileno, en que tenemos un regulador y un operador con funciones de competencia, es medio sui géneris en el derecho comparado. Entonces, la pregunta que cabe aquí es si podríamos tener, por ejemplo, competencia en manos reguladoras aquí en Chile, y si no sería mejor dejarle la competencia al regulador conversando siempre con la Fiscalía Nacional Económica. 

Por otro lado, en este mercado en transición, quizás también se podrían repensar las instituciones. Hoy día tenemos objetivos de confiabilidad, de sostenibilidad cada vez más importantes, otros que tienen que ver con la comunidad, con impactos y costos ambientales, y tenemos objetivos de competencia. Si uno toma las jurisdicciones comparadas de Inglaterra y España, se desprende que tienen estos objetivos en manos de un mismo ente. Nosotros tenemos estos objetivos más o menos separados institucionalmente, entonces quizás, una buena pregunta es si efectivamente nuestro sistema institucional hoy día, sobre todo considerando la competencia, da el ancho para los temas de competencia que se van a venir a futuro, pero también si efectivamente es el sistema adecuado para nuestro sistema y cómo éste se está desarrollando. 

Necesitamos un mandato más claro para mantener la competencia en el mercado. Esto es algo transversal a Chile, no hay un mandato de competencia explícito. Los operadores independientes en Estados Unidos tienen un mandato de precios lo más bajos posibles que es muy distinto a los precios más bajos. Entonces, lo más bajo posible considerando otras condiciones, es lo que expresan los organismos de competencia. Más allá de que de verdad uno pueda pensar que nuestro sistema hasta el minuto ha funcionado bien, y no tenemos por qué pensar lo contrario hacia el futuro, siempre es bueno hacerse preguntas en relación a si el sistema es el más adecuado en la forma que está hecho.

Por Frank Wolak, Director del Programa de energía y desarrollo sustentable de la Universidad de Stanford y past president del Comité para la vigilancia del mercado de los operadores del sistema independiente de California.

Los primeros mercados en los Estados Unidos tenían muchas ineficiencias, por la simple razón del diseño zonal. En los Estados Unidos no contábamos con el beneficio de tener grandes empresas estatales que fueran dueñas de la red de transmisión. Eran todas empresas privadas de servicios básicos que, debido al proceso regulatorio, habían realizado pocas mejoras a la red de transmisión entre principios de los años 70 y el momento en que comenzó la restructuración, a finales de la década de los noventa y comienzos de la década de 2000. Por lo que se generó efectivamente en estos mercados zonales, una de las cosas que se llamó el «juego DEC» o el «juego INC», en que, en resumen, los generadores podrían vender energía a un mercado libre, el mercado financiero, que era el mercado que ellos sabían que no se podía cubrir en tiempo real, y luego, básicamente, que se les pagara por no producir. O de forma similar en el juego INC, donde sabían que se les necesitaría por una limitación local y, por lo tanto, ofertaban a un precio muy alto y se les dejaba fuera del mercado del day ahead para que se les pagara según la oferta en tiempo real. Ciertamente, esto generó que cada una de estas regiones llegara a la conclusión que al final la física gana y los proveedores saben esto y se aprovecharán de este hecho. En realidad, esto sigue ocurriendo en diferentes mercados europeos.

Todos los mercados estadounidenses adoptaron precios marginales locales. Y esto logró el objetivo de hacer que el modelo de mercado sea lo más similar al modelo que se utiliza para operar la red de transmisión. Esto elimina, en gran parte, estos programas inviables que se aceptan en el proceso de programación day ahead. La buena noticia de esto es que, Chile utiliza básicamente un mercado LMP basado en costo, pero es en realidad un mercado basado en costo en tiempo real, no existe un mercado day ahead. Uno de los grandes beneficios de este tipo de mercado es que si uno programa en el day ahead, que es un compromiso financiero a firme, se compromete a producir o a comprar del mercado, un mercado en tiempo real. Si uno no lo entrega de su unidad, esto crea un gran incentivo para que los generadores usen las unidades que pueden entregar electricidad en tiempo real.

Entonces, ¿qué es un mercado de liquidación múltiple? La planificación por adelantado provocará un despacho más eficiente de las unidades de generación. En particular, donde existen altos costos de partida u otras no convexidades, lo que significa tiempos de ejecución mínimos, niveles operativos mínimos, una serie de velocidades de ramp up y otro tipo de situaciones. Entonces, lo que podemos hacer es implementar este mercado de futuros day ahead que incluye los costos de partida, las velocidades de ramp up, y que podemos optimizar para las 24 horas del día de una vez para cumplir con las demandas de una oferta para todas esas horas. Esto crea programas financieros firmes. Estos programas que surgen de estos procesos de programación day ahead representan un compromiso financiero del vendedor de esa energía, y del comprador de ella.

Por ejemplo, si yo, como una unidad de generación en el mercado day ahead vendo 40 MW a 25 dólares, recibo 1.000 dólares. Se me garantiza ese dinero. Pero cualquier desviación de eso que haga en tiempo real, relativo al programa day ahead, debo comprarla del mercado en tiempo real o venderla en el mercado en tiempo real a precio de tiempo real.

Así que, si produzco 30, debo comprar 10 de ese compromiso en el mercado day ahead, desde un mercado en tiempo real a precio de tiempo real. La misma lógica aplica para la carga. Si la carga consume más, digamos que, en este caso, compra 100 y consume 110, debe comprar esa cantidad adicional en el mercado day ahead. Y de forma similar, si no consume todo lo que compró en el mercado day ahead, debe vender esa energía en tiempo real a precio de tiempo real.

Una de las cosas que es sumamente favorable de un mercado con liquidación múltiple, es la confiabilidad en los precios del suministro. En otras palabras, cada recurso en una ubicación, en un mercado LMP (Precios Marginales Localizados) con liquidación múltiple recibe como pago el mismo precio en el mismo mercado, pero dado que las unidades despachables pueden controlar cuánto producen, por lo general, recibirán un precio promedio mayor.

¿Cómo funciona esto? Tomemos un ejemplo sencillo de una unidad térmica despachable y un recurso intermitente, que venden 100 MW y 80 MW cada una en el mercado day ahead a US$ 50 MWh. Pero en tiempo real, el recurso intermitente produjo una menor cantidad que la que se programó y solo produce 50 MWh. Bueno, dado que el recurso intermitente está produciendo menos y que es muy probable que todos los recursos intermitentes, como los eólicos y solares, estén produciendo menos -esto es una característica de todos los recursos eólicos y solares, en la mayoría de los mercados existe una enorme correlación positiva entre sus producciones- significa que probablemente tendrá que subir la curva de suministro térmica y establecer un mayor precio en tiempo real.

Así que ahora, el recurso térmico vende los 30 MWh que el recurso intermitente no puede producir a US$ 90. Y luego, hago el cálculo y la liquidación. Para los 130 MWh, que el recurso térmico efectivamente produce, reciben aproximadamente 59 dólares en promedio, mientras que el recurso renovable, dado que tuvieron que comprar los 30 MWh y no produjeron los 80 MWh, obtiene un menor precio por los 50 MWh que efectivamente produjeron, casi la mitad del precio que recibe el recurso térmico. Entonces, se podría decir que esto recompensa a la despachabilidad, la respuesta rápida del recurso térmico y lo mismo aplica si tenemos una producción con una alta e inesperada intermitencia. Entonces, supongamos que ahora el recurso intermitente vende a US$ 50 y el térmico vende a US$ 130 en el day ahead, pero ahora, el recurso intermitente produce más. Y dado que el intermitente produce más, sus precios probablemente serán bajos, porque tenemos una gran caída desde la distribución de los recursos intermitentes. Entonces, el recurso térmico puede dar un paso atrás y, básicamente, producir menos en tiempo real y solo comprar del mercado en tiempo real. Y si hacemos el mismo cálculo, nuevamente, el recurso térmico deberá tener un precio promedio más alto, como recompensa por su despachabilidad en comparación con el recurso intermitente. Entonces, en este sentido, lo que obtenemos es una forma de recompensar a las unidades de respuesta rápida en el mercado. Y si se quiere recompensar aún más a las unidades de respuesta rápida en el mercado, en tiempo real, se puede recurrir a lo que se conoce como liquidaciones de cinco minutos, donde se paga por el recurso en tiempo real, el precio cada cinco minutos, que se basa en la cantidad que produjeron cada cinco minutos. Y esta es la forma de recompensar los recursos térmicos en un mercado con tiempo real en day ahead y liquidación múltiple.

Lo otro que permite este mercado de liquidación múltiple es facilitar la participación activa de la demanda final. ¿Cómo? Por el hecho que está permitiendo que los que generan la demanda o los minoristas básicamente compren un producto que venderán posteriormente en tiempo real. Por lo que esto evita la necesidad, que generalmente se tiene con los productos para respuesta ante demanda, de proporcionar lo que llamamos en los Estados Unidos, la base determinada administrativamente. En otras palabras, lo que habría consumido si no se me hubiera pedido reducir mi demanda y determinar que es virtualmente imposible. Lo bueno es que en un mercado con liquidación múltiple no es necesario hacer esto. Esto elimina toda la controversia que hemos tenido en los Estados Unidos de intentar diseñar productos para respuesta ante demanda. Tan solo decimos que puede comprar lo que cree que necesitará en el mercado day ahead o comprar la cantidad que quiera. Y si consume menos, efectivamente está vendiendo lo que no consumió en el mercado en tiempo real, y esto permitirá que básicamente se trate de forma simétrica a los generadores y cargas para mantener el sistema en equilibrio y ayudar a desarrollar un lado de la demanda activa en el mercado.

Veamos qué ha pasado con los resultados del mercado con la implementación de este mercado LMP con liquidación múltiple en comparación con la transición desde este mercado zonal. Lo que descubrimos es que en California suministrando la misma cantidad de energía proveniente de combustibles fósiles, pudimos reducir el costo operativo del sistema en aproximadamente un 2,5 %, además del combustible fósil quemado total para cumplir con esa cantidad de generación con esa fuente. Y considerando el volumen de transacción que ocurre en California, este número se traduce en ahorros de más de cien millones de dólares anuales, solo en términos del costo variable promedio de la operación de estos recursos térmicos.

En el caso de la transición en Texas, encontramos un ahorro en costos aún mayor principalmente porque ese estado posee una cantidad considerablemente mayor de recursos térmicos despachables que California. Ambos tienen carbón y gas natural. Una de las cosas que encontramos es que el costo variable de la operación del sistema disminuyó aproximadamente un 3,9 % o más de 300 millones de dólares, en relación al suministro de la generación térmica para cubrir la demanda del lugar.

En mi opinión, existen beneficios significativos de implementar este mercado con precios marginales locales day ahead y tiempo real con compromisos financieros a firme. Lo otro que es importante notar es el hecho que estos mercados también cooptimizan la adquisición de energía y los servicios auxiliares. Es decir, en el proceso de day ahead existe una demanda de servicios auxiliares y una demanda de energía.

Entonces, ¿qué puede hacer Chile? Bueno, podría operar con un mercado LMP basado en costos y liquidaciones dobles que cooptimice la energía y las reservas operativas. Seguirían utilizando los costos regulados que se utilizan para operar el mercado existente para cada recurso térmico e hídrico. Digamos que existirían ofertas con un precio con límite y de precio por cantidad para cada reserva operativa. Y luego, los consumidores y distribuidores libres podrían enviar sus demandas locales a este mercado day ahead. En otras palabras, se debería comenzar con estas demandas inelásticas, es decir, la cantidad de energía que quiero comprar en cada hora del día, y luego el operador del sistema determina las demandas para las reservas operativas para las 24 horas de un día.

Luego, el mercado de day ahead minimizaría el costo de cumplir con la oferta de demanda de energía y las reservas operativas, y de acuerdo a la red de transmisión y otras limitaciones para las 24 horas del día de una vez, esto entregaría compromisos de energía de day ahead y de reservas operativas que serían compromisos financieros a firme.

Y después, en tiempo real, solo se haría esto, casi lo mismo que se hace actualmente en el mercado en tiempo real. Aunque también debo decir que intentar hacer liquidaciones más frecuentes en tiempo real sería una gran forma de recompensar a los recursos flexibles por su flexibilidad. Lo último es que, en estos mercados LMP, se puede dar el caso que un generador que se enciende en el mercado day ahead no recupere el costo de arranque y los costos operativos completos que se enviaron, además de los ingresos por servicios auxiliares que ofertaron. Por ende, lo que se debería hacer es esencialmente un mecanismo de pago completo que diga básicamente que si existe una diferencia positiva entre los ingresos del mercado a corto plazo para el día completo, es decir en tiempo real de day ahead y los costos de producción de la energía y las ofertas de su reserva operativa durante el día, se le compensará para que no lamente haber suministrado esa energía. 

Bien. Y, ¿qué pasa con el mercado basado en costos versus el basado en oferta? Mi fuerte recomendación es que un mercado basado en costos es la forma más prudente de introducir un mercado day ahead en tiempo real en Chile, este sistema de liquidación doble. El motivo es que los mercados basados en oferta son como el fuego. Si se regulan de forma adecuada, pueden entregar inmensos beneficios. Pero si no se regulan adecuadamente, pueden destruirlo todo. 

Así que, uno de los elementos grandes, que es un componente importante de todos los mercados en Estados Unidos, es un mecanismo para mitigación de energía para el mercado local. Lo que hace es que estos mecanismos están incorporados en el software de mercado que mitiga automáticamente las ofertas de cualquier unidad de generación que se considere que posea una capacidad significativa para lograr un poder de mercado unilateral. 

Pero antes de introducir un mercado basado en oferta, Chile claramente debería tener implementada una mitigación efectiva y comprobada de energía para el mercado local. De otra forma, esto pondría a los consumidores de electricidad en un gran riesgo, en mi opinión. Otro elemento es que, si hay una transición a un mercado basado en oferta, uno desearía que todos los proveedores se basaran en oferta o todos, en costo. Cualquier solución híbrida simplemente limitará la competencia que enfrenta un proveedor que es capaz de presentar ofertas. Es decir, si sé que compito contra una empresa basada en costo, tendré mucha información que facilitará que yo suba el precio. Por lo tanto, mi argumento sería al menos un año, o más, de operación basada en costo en este régimen de day ahead en tiempo real con liquidación múltiple, e ir trabajando en la implementación de una mitigación de energía en el mercado local antes de hacer la transición completa a un mercado basado en oferta. 

Entonces, uno de los beneficios de un mercado con liquidación múltiple es que puede controlar el ingreso de participantes completamente financieros que lo que hacen es, básicamente, negociaciones locales con diferencias de precios en day ahead y tiempo real. Pero sus acciones en cuanto a lo que negocian tienen un impacto en el despacho, que en realidad ocurre porque su oferta de energía virtual puede reemplazar en el mercado de day ahead una oferta de energía física. De forma similar, su compra de energía virtual puede reemplazar una compra de energía física, pero en tiempo real, esencialmente quedan fuera del despacho que se realiza para cumplir con la demanda real. Sin embargo, están comprometidos por la diferencia entre el precio al que compraron y el precio al que venden en tiempo real, o al que vendieron, en el precio que compran en tiempo real.

Esencialmente, lo que esto provoca es cerrar la brecha entre los precios en el day ahead y en tiempo real, lo que a su vez cierra la brecha entre los programas que surgen en el day ahead versus en tiempo real. Una investigación que publiqué en California analiza la introducción de estos participantes completamente financieros y concluye que esta introducción de oferta virtual generó una reducción de cerca del 3 % en los costos de despacho en el sistema. Una forma sencilla de ver esto es que, si se tiene a todos estos participantes financieros buscando en todas las ubicaciones diferencias de precio en el mercado day ahead y en tiempo real, ellos pueden negociar mientras las venden. Obtienen así un programa que tiene menores costos e involucra menos desviaciones entre el day ahead y el tiempo real, lo que es, por supuesto, una de las fuentes de los ahorros en costos.

Una de las grandes lecciones que aprendimos en Estados Unidos en el diseño de mecanismos de capacidad en los mercados de la zona este de Estados Unidos, es la necesidad de que las unidades de generación cumplan. En otras palabras, generalmente, pagarles solo por existir solo hace que existan y no quieran entregar energía cuando no les conviene. Entonces, lo que todos los mecanismos estadounidenses han hecho es añadir sucesivamente componentes de incentivo para que los participantes efectivamente provean la energía cuando el sistema lo necesita. Por ejemplo, todos los mecanismos para pago de capacidad en los Estados Unidos tienen lo que se puede llamar una obligación de ofertar. Esto quiere decir que, si se recibe un pago por capacidad, uno debe ofrecer su capacidad al mercado de day ahead. En caso contrario, estará sujeto a una multa por no cumplir con su obligación de oferta. 

Esto tiene el resultado bastante favorable de indicar que usted está ofertando, usted está aceptando suministrar energía, debido a sus condiciones del sistema altamente estresantes. En caso de no suministrar tal energía, tiene la obligación de reemplazar esa energía comprándola del mercado en tiempo real. Esto genera un incentivo muy fuerte para que el generador asegure primero que puede operar, y segundo, que tiene el combustible de entrada suficiente para hacerlo porque si no lo hace, está sujeto a obligaciones de compra considerables desde el mercado en tiempo real para suministrar la energía que vendió en el mercado de day ahead. 

Como en Estados Unidos estamos aprendiendo de las experiencias de Texas y California, tener estos mecanismos de incentivos para la conveniencia de recursos a largo plazo es especialmente importante en regiones donde se tiene una gran cantidad de generación renovable intermitente, y dado que ese tipo de generación puede desaparecer sin aviso, se querrá que esas unidades de generación térmica despachables estén disponibles y listas para el suministro cuando eso ocurra.

Una de las lecciones más grandes que aprendimos en Estados Unidos a partir de la experiencia con la reestructuración es que no existe el diseño de mercado perfecto. Uno puede hacer su mayor esfuerzo por encontrarlo, pero hay cosas que se repiten constantemente como los cambios tecnológicos, los objetivos de las políticas y la conducta de los participantes del mercado. 

Una de las cosas importantes que se desarrollaron en los Estados Unidos y que ha sido un beneficio real para este proceso es lo que se conoce como el proceso independiente de monitoreo de mercado. Y curiosamente, varios mercados comenzaron con solo un monitor interno de mercado que estaba dentro del operador del sistema. Y esto generó el problema de lo que llamo «el problema de los dos amos» entre la gestión del operador del mercado y el proceso regulatorio. En otras palabras, como monitor de mercado interno de ISO, no querré decir nada demasiado malo acerca del ISO porque mi sueldo, bonificaciones y mi desarrollo profesional dependen de la gestión del ISO. Esto no es una relación sana para asegurar que ocurra una autoevaluación crítica del rendimiento del mercado. Y con esto, se generaron grandes conflictos. Uno de los más importantes ocurrió en PJM, donde hubo un gran problema entre el monitor interno de mercado, que duró dos años en la Comisión Federal Reguladora de la Energía, hasta que finalmente decidieron eliminar todo monitoreo de mercado independiente externo. 

El otro problema es que lo que queremos intentar hacer es básicamente comunicar información para permitir a las entidades realizar los análisis que les gustaría realizar. También, que puedan elaborar índices de salud del mercado y puedan ayudar a identificar los problemas en el diseño del mercado en el futuro. Creo que estas son las lecciones básicas que se pueden entregar desde la experiencia de los Estados Unidos para Chile en cuanto a lo que se puede hacer más adelante. Tenemos este mercado de day ahead basado en costo en que permitimos que los participantes financieros y la participación del lado de la demanda activa tengan precaución en mercados basados en oferta hasta que exista un mecanismo de mitigación para la energía del mercado local, que se entregue incentivos en el proceso de RA a largo plazo, y se establezca un proceso para el monitoreo independiente del mercado.