Revista 15 - Noviembre 2016

Luis Guillermo Vélez Álvarez - Alfredo Trespalacios Carrasquilla
En los sistemas eléctricos mixtos o intervenidos,
donde se fija un techo al precio de bolsa,
debe existir algún tipo de mecanismo que
garantice la inversión en plantas de punta y
su operación, cuando sean requeridas. En
algunas partes – como los sistemas PJM y
NYPP – existen mercados de requerimientos
de capacidad, más o menos intervenidos.
Otras modalidades son los pagos por capacidad
y el cargo por confiabilidad, de los que
se hablará a continuación.
Los sistemas de pagos por capacidad se
adoptaron en países como: Inglaterra, Argentina,
España, Chile y Colombia, entre
1996 y 2006. En el caso colombiano, los
generadores recibían un pago por MW, en
función de su disponibilidad. El cargo era
fijado por el regulador y las cantidades a remunerar
se determinaban, anualmente, en
simulaciones de la operación del sistema,
en condiciones de hidrología crítica y considerando
las disponibilidades históricas de
cada planta, en dichas condiciones. Estos ingresos
se distribuían entre los generadores,
de acuerdo con su participación en la capacidad
requerida para atender, con cierta holgura,
la demanda máxima.
El cargo de capacidad unitario era equivalente
al costo fijo mensual de la tecnología
de generación, con menor costo de capital
que, entonces, correspondía a una turbina
a gas de ciclo abierto. La fuente de recursos,
para esos pagos, era un piso al precio de
bolsa, que resultaba de distribuir el valor del
cargo a pagar por el número de kilovatios
generados en el período.
El cargo de confiabilidad es, en el fondo, la
misma cosa que el cargo de capacidad, con
dos diferencias: la primera, puramente formal;
la segunda, de mayor calado.
Bajo el esquema de cargo por confiabilidad,
el producto que se remunera es la llamada
energía firme (medida en kWh), no la capacidad
disponible (kW) en condiciones de
hidrología crítica. Si las cosas se hacen bien,
las dos medidas son equivalentes. Bajo el
cargo de capacidad, a una planta hidráulica
de 500 MW, que sólo pueda emplear la mitad
de éstos, en las peores condiciones hidrológicas,
se le remuneraban solo 250 MW.
La energía generada con esos 250 MW, en
esas condiciones hidrológicas extremas, es
la energía firme que le remunera el cargo de
86 confiabilidad.
El segundo cambio es la adopción de un mecanismo
de mercado para la determinación
del monto del cargo. La confusión que ha
surgido, con relación al cargo de confiabilidad,
proviene de la identificación inadecuada
del cargo en sí, con el mecanismo adoptado
para su determinación. El cargo existe
porque hay que remunerar las plantas que
atienden los picos de la demanda y deben
apagarse en los periodos valle.
Expliquemos, brevemente, el
mecanismo:
Con la resolución CREG 071 de 2006, en
Colombia se adoptó el mecanismo conocido
con el nombre de mercado de contratos de
confiabilidad, vía opciones financieras. Una
opción financiera es un contrato que da, al
comprador, el derecho de vender o comprar
un bien o un valor (activo subyacente), a un
precio fijado de antemano (precio de ejercicio),
durante un período definido de tiempo.
Hay opciones de compra (call) y opciones de
venta (put). El precio pagado por el contrato
se llama prima.
En el cargo por confiabilidad, el comprador
es el operador del sistema, en representación
de la demanda, a nombre de la cual éste
adquiere una opción de compra sobre una
cantidad de energía firme, determinada por
el regulador. Los vendedores son los generadores
que participan en una subasta de asignación.
La prima es el precio marginal que
iguala la oferta total de los generadores con
la demanda fijada por el regulador. Las cantidades
asignadas, a cada generador, son las
ofrecidas por cada uno de ellos, a un precio
igual o inferior al precio marginal. El precio
de ejercicio es el llamado precio de escasez,
fijado también por el regulador.
En las opciones financieras la prima se paga
en el momento de cierre del contrato. En el
caso del sector eléctrico, la prima se paga
periódicamente y se recauda con la generación
real. Para un período dado se conoce el
valor total que se debe pagar a los generadores.
Ese valor se divide entre el número de
kilovatios generados en ese período y arroja
el costo unitario del cargo por confiabilidad.
Por esa razón, ese costo unitario que se conoce
como CEE o CERE, es un piso al precio
de bolsa.
La opción se ejerce cuando el precio de la
bolsa supera ese precio de escasez. En los
días en que esto ocurra, en al menos una
hora, la energía comprometida se vende al
Revista Asociación de Ingenieros Electricistas AIE UdeA / Número 15 /Noviembre 2016 /Medellín -Colombia / ISSN: 1794-6077