Operaciones a mínimo técnico y la brecha entre costos y precios de la energía

A medida que la participación de la generación eólica y solar fotovoltaica (FV), energías renovables variables (ERVs), crece en los sistemas de potencia, los desafíos asociados a la incertidumbre en la generación de estas centrales son más evidentes y la flexibilidad es un atributo cada vez más relevante. Puesto que el despacho de la generación de las ERVs no puede gestionarse, requiere del permanente respaldo de centrales convencionales, las que deben acomodar su generación según el perfil irregular de la demanda residual que dejan; una situación que origina costosas operaciones obligadas.

A fin de abastecer la demanda residual dejada por las ERVs, el Coordinador Eléctrico Nacional (Coordinador) de Chile despacha una cantidad importante de centrales termoeléctricas. Una buena parte de la generación de estas centrales termoeléctricas será innecesaria en los bloques de mayor abundancia de generación de las ERVs, sin embargo, debido a sus limitaciones operacionales, estas centrales se verán obligadas a continuar operando en sus mínimos técnicos (MT), con una tasa de consumo de combustible superior al normal y con un costo variable de operación por encima del precio spot del sistema. La situación empeora si se consideran las mayores emisiones de contaminantes locales y de carbono por unidad de energía generada. Las operaciones a MT también se pueden originar por problemas de seguridad del sistema, o bien, por la necesidad de mantener cierto nivel de reservas.

Las operaciones a MT impactan los precios y causan una brecha entre los costos operaciones y los ingresos que perciben las centrales, lo que en la literatura especializada suele llamarse como el problema del “duality gap”. Si bien, el problema del “duality gap” engloba una serie de costos adicionales, conocidos genéricamente como costos no convexos, en esta Breve sólo se abordan los costos directos derivados de las operaciones a MT.

La gráfica muestra las operaciones fuera del despacho económico de las centrales termoeléctricas en enero de 2021, es decir, cuando su costo variable fue mayor al costo marginal de la barra de inyección. En ese mes la generación por operaciones obligadas de las centrales termoeléctricas representó el 11% del total de la generación termoeléctrica del sistema interconectado, con un equivalente horario de 500 MW, un tamaño parecido al de la central hidroeléctrica más grande del sistema. El 61% de la generación obligada provino de centrales a carbón, 28% fue a gas natural, 8% a petróleo y diésel, mientras que el restante fue generado por biocombustibles. La mediana de la generación termoeléctrica obligada fue de 243 MW, mientras que en el 10% de las horas, la potencia generada por operaciones obligadas superó los 2.000 MW, casi un 30% de la generación del sistema en esas horas.

La generación obligada es programada por el Coordinador con un costo de oportunidad nulo, de modo que tiene una prioridad de despacho incluso superior a las centrales de energía renovable. Estas operaciones no son gratuitas, y en enero, significaron costos adicionales de operación por alrededor de US$7 millones, los que, dependiendo de las condiciones contractuales, serán traspasados en una buena proporción a los clientes finales.

La brecha entre los ingresos y costos de las centrales, el denominado “duality gap”, se produce por la existencia de costos variables de operación que no son recogidos en el precio spot de la energía. Esta brecha se incrementa con las mayores necesidades de reserva del sistema, y con la generación de las ERVs, la cual, no incurre en costos operacionales variables. Como consecuencia, disminuyen los precios spot del sistema y con ello los ingresos de las centrales; en el extremo, los precios spot en un sistema dominado por ERVs pueden llegar a ser nulos en varias horas a lo largo del día, llegando a producir brechas del 100% entre costos de operación y precios.

La incorporación masiva de las ERVs tiende a causar una espiral del “duality gap“, pues, al aumentar la generación con ERVs, también aumentan los requerimientos de reservas y con ello los costos por operaciones obligadas, lo que, a su vez, implica precios spot más bajos con el respectico aumento del “duality gap”.

Otro factor que aumenta el ”duality gap” es algo más técnico y se refiere a que las reservas del sistema suelen ser calculadas externamente por los operadores del sistema, para luego ser representadas en los modelos de operación como restricciones operacionales adicionales. Esta modelación aproximada tiende reforzar la espiral en aumento del “duality gap”. En rigor, las reservas de un sistema son endógenas al problema y deberían resultar de una optimización que represente adecuadamente la incertidumbre de los perfiles de generación de las ERVs y las variaciones horarias de la demanda.

Los mayores costos ocasionados por las operaciones obligadas suelen ser reembolsados a través de pagos laterales discriminatorios, a fin de que los propietarios de estas centrales no sufran perjuicios por estas operaciones. Sin embargo, el aumento sostenido del “duality gap”, debido a la incorporación masiva de las ERVs, sin mayores exigencias de sistemas de almacenamiento y a la falta de incentivos para que las centrales termoeléctricas bajen sus niveles mínimos de operación, está llevando a algunos reguladores a repensar la conveniencia de este tipo de regulación. En Chile, el problema se agrava, pues, las principales centrales que suelen operar en sus mínimos técnicos pertenecen a las generadoras deficitarias, que compran energía en el mercado spot para abastecer sus contratos de suministro, y que, por lo tanto, se benefician de los menores precios originados por el “duality gap”.

En un estudio publicado en 2020, elaborado por BdE junto a otros destacados consultores¹, se pueden encontrar algunas propuestas de cómo tratar el  “duality gap”. Por ejemplo, la inclusión de los costos no convexos en los costos variables de las centrales es una técnica en estudio en algunas partes de los Estados Unidos.