Revista 15 - Noviembre 2016
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Luis Guillermo Vélez Álvarez - Alfredo Trespalacios Carrasquilla<br />
ros como tiempo real. Físicamente, la oferta<br />
es siempre igual a la demanda o, si se prefiere,<br />
la producción es igual al consumo. La<br />
demanda, como lo sabe por su experiencia,<br />
cualquier consumidor, varía ampliamente a<br />
lo largo del día y se alternan picos y valles<br />
de alta y baja demanda. Estas propiedades<br />
hacen que el costo marginal varíe de forma<br />
rápida y continua. Sí, como es usual en la<br />
mayoría de sistemas eléctricos, el despacho<br />
de las centrales de generación se programa<br />
de forma horaria, la electricidad tiene tantos<br />
costos marginales como horas tiene el año:<br />
8760 y un poco más en años bisiestos.<br />
La gráfica 1 presenta la demanda de electricidad<br />
de un periodo de tiempo cualquiera.<br />
Si la electricidad pudiera ser almacenada, el<br />
sistema se diseñaría para atender la demanda<br />
media, las plantas operarían de forma<br />
continua y el exceso de producción, de las<br />
horas valle, se acumularía para atender la<br />
demanda en las horas pico. Pero esto no es<br />
aún posible y los sistemas eléctricos deben<br />
se diseñados para atender la demanda máxima,<br />
en tiempo real. Si no hubiera sino una<br />
tecnología de producción disponible, digamos<br />
hidráulica, y la demanda media fuese<br />
de 1000 MW, y la máxima de 2000 MW, el<br />
costo de producción se duplicaría.<br />
Gráfica 1. Movimiento demanda y demanda media<br />
Afortunadamente, la energía eléctrica puede<br />
producirse con diversas tecnologías que<br />
se diferencian, unas de otras, por los distintos<br />
costos fijos y variables de generación. Se<br />
plantea, entonces, el problema de determinar<br />
la combinación tecnológica más conveniente<br />
– de mínimo costo – para atender la<br />
demanda. Éste es un problema complejo que<br />
depende de circunstancias propias de cada<br />
sistema eléctrico (disponibilidad de energías<br />
primarias, características de la curva de<br />
duración de carga, condiciones geográficas,<br />
entre muchas otras cosas). Basta con decir,<br />
82 que la base de la demanda se suele abastecer<br />
con plantas de bajos costos variables que<br />
operan, de forma continua, durante largos<br />
períodos de tiempo, para que puedan amortizar<br />
sus elevados costos de inversión y los<br />
picos, con plantas de bajos costos de inversión<br />
y altos costos de operación.<br />
Para que el sistema sea viable, financieramente,<br />
las tarifas pagadas por los consumidores<br />
deben cubrir los costos plenos de suministro,<br />
es decir, los costos de inversión y<br />
los variables de operación o el CAPEX y el<br />
OPEX, como se estila ahora decir.<br />
En los sistemas eléctricos centralizados, que<br />
predominaron hasta mediados de los años<br />
90 y aún existen en numerosos países, las<br />
tarifas se fijan, de tal forma, que la tarifa<br />
media del sistema cubra la totalidad de los<br />
costos requeridos para abastecer la demanda<br />
con una mezcla tecnológica determinada.<br />
En ese costo pleno y en esa tarifa media,<br />
está incluido lo que hoy se denomina “cargo<br />
de confiabilidad”, que permite tener una<br />
capacidad de recursos de generación ociosa<br />
en épocas de baja demanda, para poderlas<br />
utilizar en épocas de alta demanda o cuando<br />
falle algún otro recurso de generación.<br />
Naturalmente, en la operación corriente<br />
del sistema, la demanda horaria va abasteciendo,<br />
empleando primero, las plantas de<br />
más bajo costo variable y poniendo, sucesivamente<br />
en operación, a medida que la demanda<br />
lo requiere, las más costosas. Éste es<br />
el llamado despacho meritorio por costos, el<br />
principal atributo de los sistemas eléctricos<br />
centralizados, predominantes en todos los<br />
países del mundo, a principios de los años<br />
90, antes de que se iniciara el boom de los<br />
sistemas descentralizados y competitivos.<br />
Los ingleses, que lo iniciaron todo y de quienes<br />
tomamos los rasgos básicos del mercado<br />
eléctrico colombiano, creyeron que ese<br />
atributo no se debía perder con el tránsito<br />
a un sistema descentralizado. Decidieron,<br />
por tanto, sustituir los costos y las disponibilidades<br />
determinadas por el despachador<br />
central, por precios ofertados y disponibilidades<br />
declaradas por los agentes propietarios<br />
de las plantas de generación.<br />
Nació, así, el mercado spot o bolsa de energía,<br />
en el que se realizan 8760 subastas al<br />
año, para determinar el orden de despacho<br />
de cada planta de generación y el precio de<br />
la energía para cada una de esas tantas horas.<br />
Este precio, es el precio ofertado por la<br />
última planta requerida para atender la demanda<br />
en cada hora; por eso, se le denomi-<br />
<strong>Revista</strong> Asociación de Ingenieros Electricistas AIE UdeA / Número <strong>15</strong> /<strong>Noviembre</strong> <strong>2016</strong> /Medellín -Colombia / ISSN: 1794-6077