El costo de subastar los servicios complementarios de reserva

Hasta diciembre de 2019, el Coordinador Eléctrico Nacional, organismo encargado de coordinar la operación de las centrales interconectadas al sistema, asignó centralmente entre los generadores los servicios complementarios de reserva del Sistema Eléctrico Nacional. Sin embargo, en enero de 2020, este esquema de asignación central basado en costos, fue reemplazado por un mecanismo de subastas, en el cual, los generadores interesados en entregar estos servicios compiten ofertando la cantidad y el precio por proveerlos. En buenas cuentas, un esquema híbrido que combina un despacho centralmente planificado basado en costos auditados, con subastas discriminatorias de reservas.

A poco andar, en septiembre de 2020, el esquema de subastas fue suspendido por el Coordinador bajo el argumento de una insuficiente competencia. Sin embargo, en octubre de ese mismo año, el Panel de Expertos, luego de una discrepancia presentada por algunos generadores, decidió revocar la decisión del Coordinador. A juicio del Panel, el operador del sistema no había justificado de manera suficiente y consistente la falta de competencia en la oferta de los servicios de reserva. Si bien, el fallo del Panel fue adverso a la posición del Coordinador, la opinión no fue unánime, pues, en el voto de minoría se planteó la preocupación por un potencial perjuicio de las subastas en el suministro eficiente de la energía; una arista muy relevante, que, según argumentó el miembro del Panel, debía considerarse al momento de evaluar la eficiencia de este mecanismo.

En las mismas fechas, un nuevo estudio encargado por el Coordinador, concluyó que las subastas de los servicios de reserva no garantizan el suministro a mínimo costo del sistema. El estudio también proponía una serie de medidas, que si bien, son paliativas, no abordan los problemas estructurales del diseño híbrido vigente.

Es así que, a fines de diciembre de 2020, el Coordinador retomó nuevamente las subastas, pero, esta vez, las restringió a algunas partidas relacionadas con los costos directos de proveer estos servicios. También se modificó la metodología de cálculo de los precios máximos y se incluyeron nuevos índices que dan cuenta de la concentración de mercado por proveer estos servicios.

Un reciente estudio de BdE muestra que las subastas de los servicios de reserva encarecen el suministro de electricidad. En efecto, entre enero y septiembre de 2020 las subastas incrementaron los costos de operación del sistema interconectado en US$57 millones, un 6% por encima del costo que se habría tenido con un mecanismo de asignación central de las reservas. De estos mayores costos, US$26 millones provienen de un incremento en la generación de las centrales termoeléctricas por operaciones a mínimo técnico, principalmente a gas, y que, en buena parte, serán traspasados como cargos laterales en las cuentas de los clientes.

Las subastas tampoco contribuyeron a diversificar la asignación de los servicios de reservas. En la práctica, las reservas asignadas a los cuatro principales generadores superaron el 80%. Esto se explica, pues las centrales hidroeléctricas con embalses y los ciclos combinados a gas natural, propiedad de estos generadores, son las tecnologías que entregaron la mayor proporción de estos servicios.

En ese mismo período, el mecanismo de las subastas deprimió los precios spot de la energía en un promedio de US$1/MWh, 3% por debajo del valor que habría resultado de una asignación central de las reservas. La caída es de 4%, US$2/MWh, si se consideran sólo las horas del bloque solar. En el 10% de los peores casos, los precios caen US$14/MWh. Los menores costos marginales se explican en buena medida, por el aumento en las operaciones a mínimo técnico.

Los menores precios spot de la energía derivaron en US$24 millones en menores compras de energía de los cuatro generadores que dominaron las adjudicaciones de los servicios de reservas, un 11% menos de las compras que habrían resultado de una asignación central de las reservas. Estas menores compras se reflejaron en menores ventas de energía de los generadores excedentarios, en su mayoría centrales de energía renovable.

Más que una falla en el diseño, el problema de las subastas radica en que los cuatro generadores que concentran los servicios de reserva, pueden seleccionar sus ofertas a fin de optimizar su posición comercial en el spot, incluyendo sus transacciones de energía y reserva. Sin embargo, sus ofertas difícilmente podrán ser desafiadas por el resto de los generadores incumbentes, pues en su mayoría disponen de recursos no despachables. Se crea así una instancia que le permitiría a estos cuatro generadores ejercer poder en el mercado spot, derivando en una operación más cara del sistema interconectado y en precios spot por debajo de los que habrían resultado de un esquema central.

La evidencia mostrada en el estudio sugiere la conveniencia de que el Coordinador suspenda definitivamente las subastas de los servicios de reserva, pues, incluso con las modificaciones de diseño implementadas en diciembre de 2020, se persiste en mantener un esquema híbrido que no garantiza la operación a mínimo costo del sistema interconectado.

El estudio completo se puede encontrar en el sitio web de de BdE.