La oferta eléctrica y la coordinación operativa del SEIN.

Por: Willy Anaya

La desintegración vertical de la industria eléctrica, la incorporación de competencia y el avance tecnológico en el segmento de generación eléctrica, en la décadas de los ochenta y en los noventa ha permitido evolucionar a los mercados mayoristas de electricidad en el ámbito mundial.
Los mercados mayoristas aparecieron en Estados Unidos como mercado de sobrantes de energía eléctrica en los que las negociaciones de compra – venta eran en el muy corto plazo. Se organizaban en pools de energía estatales. Realizan intercambios de corto plazo, minimizando la explotación conjunta de las empresas zonales conectadas a la red. En esos años se realiza la primera subasta de energía en Maine en 1984. En los noventa, dado el abaratamiento de la producción eléctrica mediante ciclo combinado de gas natural, genero la aparición de pools regionales, los cuales vendieron electricidad conectándose a la red principal, dando lugar posteriormente a la aparición de los comercializadores de electricidad.
En Inglaterra y Gales, se creo en 1990 un pool como un “contrato colectivo que regulaba el funcionamiento de una bolsa centralizada para la compraventa de energía eléctrica al por mayor” (Lasheras 1997:261), Esto significo que todos los miembros del pool, generadores y distribuidores están obligados a vender toda su generación y a comprar toda su demanda. De esta manera, “los generadores hacen oferta de precios para cada unidad de generación, detallando el precio al que se esta dispuesto a arrancar la central, el precio para mantenerse en funcionamiento al mínimo técnico, la rampa para aumentar la energía generada (en tres tramos) y un precio al que se esta dispuesto a operar por encima de los niveles normales.” (Lasheras 1997:264). Lo que se obtenía era una curva de oferta y cada media hora, intersecando con la demanda se determinaba el precio spot, las centrales en funcionamiento y la cantidad de electricidad de cada generadora, debería de generar, sin restricción alguna. Esto planificación ocurría, hasta el medio día, del día anterior, situación que podía adaptar el operador a la situación real, conforme se daban las restricciones y los cambios en la demanda. El precio spot al quedar alterado, incluía costes auxiliares, de reserva, de disponibilidad y de restricciones de red. En 1998, se elimina el precio único y se permita la casación bilateral, se elimina la remuneración por capacidad y la demanda determina las ofertas.
En Noruega y Suecia, en 1971 empezó el mercado mayorista como un mercado de sobrantes de electricidad, esto es un mercado en el que se vendía el superávit y se compraba el déficit. Esto para el cumplimiento de los contratos de largo plazo. Este pool opera con dos mercados, el spot y el de futuros con contratos por tres años de antelación.
La innovación tecnológica, incorporada en muchos pool ha originado la disminución de los costos de incertidumbre del despacho centralizado y la reducción de los costos de transacción de los contratos. Esto es: (1) Reducción de los costos de los instrumentos de medición en la transmisión y el consumo, (2) El incremento de la eficiencia técnica por la aparición de centrales de ciclo combinado a gas y (3) Las facilidades para organizar subastas instantáneas de oferta y demanda (double auction). (Lasheras 1997:260)
En el caso peruano, el diseño de la oferta eléctrica permite que se cuente con un esquema de pool de electricidad bajo un ente de coordinación. La reestructuración de la industria eléctrica en los noventa significo la desintegración vertical de la industria en tres sectores: generación, transmisión (alta tensión) y distribución-comercialización (baja tensión). Esto dio lugar a la entrada de participantes privados en cada etapa del proceso de servicio eléctrico, configurándose de esta manera tres mercados eléctricos: un mercado regulado, un mercado libre y un mercado spot.
En este lapso de tiempo (1993-2008), los mercados eléctricos se han transformado, se han visto afectados por factores aleatorios y han tenido momentos de crisis como la del año 2004, en el que no se tomaron previsiones y el costo marginal se elevó.
El parque de generación eléctrica al año 2007, lo conforman 16 empresas de generación de las cuales 11 son privadas y 5 son del Estado. Si revisamos algunos indicadores del sector, vemos que en los años de referencia del presente estudio, muchos de ellos se han incrementado constantemente. De este modo, la potencia instalada y la producción eléctrica han crecido a tasas importantes. En 1993 la potencia efectiva era de 2,797.8 MW, de ello, lo correspondiente a hidroelectricidad era de 2,038.0 MW, mientras que de termoelectricidad ascendía a 759.8 MW.[1]
La producción eléctrica muestra un crecimiento, a 1993 era de 11,212 GW/h, de los cuales la generación hidráulica era de 10,247 GW/h y la generación térmica de 875 GW/h. Al 2007, la producción eléctrica alcanza los 27,000 GW/h. Resaltamos que al observarse la tendencia de la generación hidráulica esta se muestra irregular, esto es, por estar condicionada al ciclo hidrológico[2].
Si vemos cifras adicionales como los niveles de facturación al 2007, el sector de generación facturo alrededor de 2,174´357,066 millones de nuevos soles, destacando Electroperú S.A. con un 26.09% y Edegel S.A.A con un 24.77%.
Considerando que la electricidad no se puede almacenar y la demanda debe de ser satisfecha al instante; es decir, al momento de la exigencia de los usuarios, es importante la existencia de la coordinación en el pool eléctrico. Sin un ente de coordinación de los oferentes, seria inviable el negocio; como también, el logro de eficiencia productiva y minimización de las perdidas. En el Perú se ha creado el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) a fin de coordinar el despacho de electricidad. El COES esta integrado por las empresas generadoras, transmisoras, un representante de los distribuidores y uno de los clientes libres que actúan como veedores, sin capacidad de voto. En el proyecto “Libro Blanco” se señalaba la democratización del COES, esto implicaba que su directorio contara con representantes de los usuarios, a fin de que sea totalmente independiente a los intereses de grupo.[3].
La programación del despacho se realiza en base al mínimo costo marginal de corto plazo[4], independientemente de los contratos que los generadores deban cumplir. Si uno de ellos no puede producir la energía suficiente para cumplir con sus contratos, debido a sus costos, pueden “comprar” energía a otros generadores. Esto determina la existencia de un mercado intermedio conocido como mercado spot[5], donde las transferencias de energía y potencia entre generadores son determinadas por el COES, así como los precios a los que éstas se realizan.
[1] COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS (2001): Informe de Situación de las Tarifas Eléctricas 1993-2000. Pág. 116
[2] Ibíd. Pág. 121
[3] COMISIÓN MEM – OSINERG LEY 28447(2005) : “Libro Blanco”:Proyecto de Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de Generación Eléctrica. MEM-OSINERG Lima pp. 97-98
[4] Conocido también como Precio Spot o precio de contado de la energía es el costo de operación de la última planta despachada. Es también el costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación – transporte. Este varía por barra o nodo.
[5] Mercados Spot es esencialmente un mercado con precios y cantidades flexibles, donde el precio y la cantidad de equilibrio se determinan con base en la oferta y la demanda.