Pontificia Universidad Católica de Chile Escuela de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica IEE 3372 Mercados Eléctricos

Informe “Aplicación De Derechos de Transmisión En El Mercado Eléctrico Chileno ”

Integrantes: Profesional Externo: Fecha de Entrega:

Gonzalo Rayo Luís Rodríguez Jorge Moreno Lunes 25 de mayo de 2009

Índice

Índice ............................................................................................................................................. 1 Índice de figuras ............................................................................................................................ 2 Índice de Tablas ............................................................................................................................. 2 Lista de Acrónimos: ................................................................................................................... 3 Resumen Ejecutivo ..................................................................................................................... 4 1. Introducción ........................................................................................................................... 4 2. Descripción del marco regulatorio en Chile. ..................................................................... 6 2.1. Categorización del sistema eléctrico ................................................................................. 7 2.2. Cómo se remunera a los distintos agentes del mercado .................................................. 9 2.3. Cómo se expanden los sistemas de transmisión ............................................................. 13 3. Expansión de mediano/largo plazo del sistema de transmisión en Chile .................. 17 4. Marco Teórico ...................................................................................................................... 23 4.1. Derechos de propiedad y Expansión de Transmisión. ........................................... 24 4.2. Cobertura de Precios. ................................................................................................... 26 4.3. Aplicación de Derechos de Transmisión. .................................................................. 28 5. Experiencia Internacional................................................................................................... 30 5.1. Mercado PJM................................................................................................................. 30 5.2. Mercado de Nueva York ............................................................................................. 32 5.3. Mercado Californiano .................................................................................................. 34 6. Aplicación FTR al mercado Chileno ................................................................................. 35 7. Conclusiones ........................................................................................................................ 37 8. Referencias: .......................................................................................................................... 38

1

Índice de figuras Figura 1: Distribución de pagos. .................................................................................................. 12 Figura 2: Variación flujos Charrúa - Temuco entre 2008 y 2016. ................................................ 19 Figura 3: Estudio de flujo de Potencia tras un fallo entre Charrúa y Nueva Temuco. ................ 19 Figura 4: Estado del Flujo Pre y Post-Falla ante n-1. ................................................................... 20 Figura 5: Línea Congestionada. ................................................................................................... 25 Figura 6: La congestión se elimina .............................................................................................. 25 Figura 7: La línea se congestiona otra vez ................................................................................... 26 Figura 8: Congestión en las zonas de Nueva York. ...................................................................... 32 Figura 9: Volumen anual en MW de TCC subastados en Nueva York ......................................... 33 Figura 10: Distribución de los precios de TCC durante 2002 ...................................................... 33

Índice de Tablas Tabla 1: Obras en construcción en generación. .......................................................................... 21 Tabla 2: Obras en construcción en transmisión. ......................................................................... 21 Tabla 3: Obras recomendadas en generación. ............................................................................ 22 Tabla 4: Obras recomendadas en transmisión. ........................................................................... 23

2

Lista de Acrónimos:

AIC: área de influencia común ARRs: Auction Revenue Rights AVI: anualidades del VI CDEC: centro de despacho económico de carga CNE: Comisión nacional de energía COMA: costos anuales de operación, mantenimiento y administración DFL: decreto con fuerza de ley DO: dirección de operación del CDEC DP: dirección de peajes del CDEC EDAC: esquema de desconexión automático de carga EDAG: esquema de desconexión automático de generación FERC: Federal energy regulatory comission FTR: Derechos de transmisión ISO: Independent system operator IT: Ingreso tarifario NT: Norma técnica NYISO: New York independent system operator PJM: Pennsylvania, New Jersey y Maryland SIC: Sistema interconectado central SING: Sistema interconectado del norte grande SyCS: seguridad y calidad de servicio

TCC: Transmissión Congestion Contract VI: valor de inversión

3

Resumen Ejecutivo El

objetivo de este trabajo es estudiar la aplicación de Derechos de

transmisión (FTR por sus siglas en inglés), en el mercado eléctrico chile no, como herramienta financiera de cobertura a la volatilidad de los precios de transmisión que afecta a los generadores debido a la congestión que se presenta en las líneas de transmisión producto de la expansión desequilibrada en el sistema eléctrico, es decir, el sector de generación aumenta su capacidad instalada en una razón mayor a la que se realiza en la transmisión. No hay una forma única de aplicar los FTR en el mundo ya que esto depende de la regulación y características propias de cada mercado. En el caso de ser aplicados en Chile significarían una buena forma de cobertura para el sector generación que presenta gran incertidumbre de precio principalmente debido a la naturaleza hidrotérmica del SIC, que en situaciones de escasez de agua en que lo s flujos de potencia son de norte a sur se presentan grandes diferencias de precios en las barras del sistema Por otra parte para el sector transmisión no representan una herramienta de interés ya que la legislación chilena les asegura los ingresos ante to do evento.

1. Introducción En el panorama actual del sistema eléctrico chileno, se vislumbran grandes dificultadas para el mediano y largo plazo. Como se sabe nuestro sistema eléctrico est á aun en crecimiento, a tasas alrededor de un 5% anual en la capacidad instalada, sin ir más lejos hoy en día existen varias centrales de generación eléctrica en construcción y año a año se espera que nuevos proyectos sean puestos en marcha, es decir, se es pera que en unos años, se incorporen al sistema eléctrico una cantidad importante de energía. ¿Pero porque esto puede causarnos problemas?, la razón es básicamente que el crecimiento en generación eléctrica no es equivalente a la evolución del

4

sistema en el sector de transmisión, si bien se están realizando ampliaciones en este sentido estas no son tan abundantes como en el sector de generación. Esto a todas luces provocará dificultades en la operación ó ptima del mercado eléctrico, ya que por ejemplo, de mantenerse esta tendencia tendremos que un generador en un nodo A, que tiene un contrato con una distribuidora que se encuentra en el nodo B, estará sometido a la incertidumbre de si él podrá entregar el total de la energía contratada con el distribuido r, y el problema no es por no poder generarlo, sino má s bien por la congestión existente en la línea de transmisión, por las razones antes explicadas, lo cual limitará la energía que el generador puede transmitir a través de esta línea, y como el generado r debe cumplir los contratos suscritos con los distribuidores, deberá comprar la energía faltante en el mercado spot del nodo B a un precio probablemente más alto que lo que le costaría generarla , y esta situación se mantendrá hasta que la línea de transmisión aumente su capacidad. En estas circunstancias podría suceder lo siguiente, un generador re cién incorporado al sistema, resentido económicamente por la inversión inicial de la planta generadora, se enfrenta a la situación de tener mayores costos de operación que los esperados y perfectamente podría llegar a qu ebrar y por lo tanto cerrar su central, o bien podemos tener la situación de un generador que se enfrenta a la incertidumbre de la transmisión y ante esto d ecide no realizar contratos con los distribuidores, por lo menos hasta que la situación en la transmisión se estabilice, por temor a tener que comprar energía más cara que lo que le cuesta generarla, traspasando esta incertidumbre al sistema eléctrico en su conjunto. Si bien este ejemplo tiene fines ilustrativos, es una situación factible y es por esta razón que en el presente trabajo se estudiarán métodos para poder abordar estas situaciones y poder garantizar a los generadores una operación menos riesgosa utilizando los Derechos de Transmisión como una herramienta financiera que permita minimizar estos riesgos. Como se mencionó en el párrafo anterior nuestro interés está en cómo abordar situaciones como las ya descritas y c ómo garantizar la operación a un mínimo riesgo para los generadores, en ese sentido el objetivo de este trabajo consiste en realizar una descripción teórica de los derechos de transmisión y su aplicación a los mercados eléctricos. Junto con ello, se estudiará la factibilidad de aplicar estos los derechos como un instrumento financiero que acote los riesgos que observa el generador en la expansión de mediano y largo plazo de los sistemas de transmisión.

5

Toda esta incertidumbre en la expansión del sistema de transmisión genera desconfianza en los generadores y los desalienta de tomar contratos con las distribuidoras y en algunos casos podría llegar a causar la quiebra de las generadoras, a su vez esta incertidumbre es traspasada al sistema eléctrico en su con junto ya que todo esto afecta el sistema de precios que los consumidores pagan, es posible también que se inserte la sensación de escasez de energía, racionamiento etc. Por lo tanto se puede apreciar que es de sum a importancia garantizar a los generadores la transmisión de su energía a u n precio razonable. ¿Cómo se lograría esto?, una idea y la idea central de este informe es estudiar la factibilidad de un nuevo sistema o mercado de seguros

que venga

a garantizar el

cumplimiento de los contratos sin mayores dificultades para los generad ores y para esto es necesario estudiar en profundidad todo lo relevante a los derechos de transmisión, su desarrollo y experiencias de aplicación en otros países.

2. Descripción del marco regulatorio en Chile. Antes de introducirnos en el tema de los derechos de transmisión (FTR) es preciso que profundicemos en algunos aspectos preliminares pertinentes a los FTR, tales como la regulación y la planificación del sistema eléctrico. En el aspecto normativo, el sis tema de transmisión es el más regulado, debido a que en este se produce el fenómeno económico del monopolio y es por esta razón se hace necesario establecer normas que garanticen una operación equitativa para todas las partes in volucradas en el sistema, generadores, transmisores, distribuidores y grandes consumidores, y al mínimo costo. Dentro de estas normas podemos mencionar que las de mayor relevancia son: Obligación a la interconexión y la coordinación con la entidad que corresponda dependiendo del sistema en cuestión, ya sea CDEC -SIC o CDEC-SING. Libre acceso al sistema de transmisión, equitativo y no discriminatorio, siempre que se cuente con la capacidad necesaria. Por medio de este libre acceso se pretende incentivar la competencia en los sector es de generación y comercialización. La entrada al negocio de la transmisión debe ser otorgada mediante el mecanismo de concesión o licencias, esta es la única barrera a la entrada de nuevas empresas en este sector. Con respecto a la remuneración, los tran smisores tienen derecho a

6

recuperar los costos de inversión, operación y mantención, además de indemnización para cubrir otros perjuicios adicionales, de esta forma se busca incentivar la inversión en el sector de transmisión y estimular una operación efic iente de la red. Es preciso definir adecuadamente los sistemas de tarifas y peajes que se pagan entre las partes, ya que de esta forma se incentiva el uso eficiente de los recursos del sistema. Estas normas regulatorias buscan que el sistema se desarroll e de la manera más eficiente posible, es decir a mínimo costo, garantizando los estándares de calidad y seguridad del servicio, además de incentivar su expansión. A continuación, se analizará como en Chile se realiza la expansión del sistema, que entidades son las responsables de esta acción y que mecanismos utilizan para llevar a cabo su labor.

2.1. Categorización del sistema eléctrico Se entiende por sistema de transmisión eléctrico, según la ley N° 19.940 articulo 73, al conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico con un nivel de tensión nominal mayor a un cierto valor , en donde es posible distinguir instalaciones de un “sistema de transmisión troncal”, de un “sistema de subtransmisión” y de un “siste ma de transmisión adicional”. En dicha ley además se establece, que las instalaciones pertenecientes a cada uno de los tramos del sistema de transmisión troncal deberán cumplir con las siguientes características: a) Mostrar una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de potencia, como resultado de abastecer en forma óptima una misma configuración de demanda para diferentes escenarios de disponibilidad del parque generador existente, considerando las restricciones impuestas por el cump limiento de las exigencias de calidad y seguridad de servicio, incluyendo situaciones de contingencia y falla. b) Tener una tensión nominal igual o mayor a 220kV. c)

Que la magnitud de los flujos en estas líneas no esté determinada por el consumo de un número reducido de consumidores.

d) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras.

7

e)

Que la línea tenga tramos con flujos bidireccional es relevantes. 1 Lo anterior apunta principalmente a que el sistema de transmisión troncal debe ser tal

que cumpla con las exigencias de seguridad y calidad de servicio impuestos al sistema eléctrico y además debe permitir el ingreso equitativo de los dist intos agentes que lo soliciten. Las líneas y subestaciones de cada sistema de transmisión troncal serán determinadas mediante decreto supremo del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, dictado bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", previo informe técnico de la Comisión Nacional de Energía. Para el sistema de subtransmisión, la ley indica, que cada sistema de subtransmisión estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Además las instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión deberán cumplir con las siguientes características: a) No calificar como instalaciones troncales según lo establecido en el artículo 74º. b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al cons umo de un cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras. 2 Nuevamente al igual que en el caso de l sistema de transmisión troncal tenemos que el sistema de subtransmisión debe garantizar la entrada lib re de quien lo requiera, es decir debe permitir una operación equitativa con respecto a los generadores y los consumos y por tanto las líneas y subestaciones de cada sistema de subtransmisión serán determinadas, previo informe técnico de la Comisión Nacion al de Energía, mediante decreto supremo del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, dictado bajo la fórmula “por orden el Presidente de la República”. En el artículo 76°, se establece que, se entenderá por sistemas de transmisión adicional a todas las instalaciones de transmisión que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, y por aquéllas cuyo objeto principal es permitir 1 2

Ley N°19.940, Articulo 74°. Ley N°19.940, Articulo 75°.

8

a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin que formen parte del sistema de transmisión troncal ni de los sistemas de subtransmisión. La ley en su artículo 77°, dice que las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, lo que se menciona en párrafos anteriores, pudiendo ser utilizada s por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de una remuneración, lo cual se revisará más adelante, en cambio, en los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto, aquellas líneas que hagan uso de servidumbres 3, y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado. El transporte por estos sistemas se regirá por contratos privados entre las partes y conforme a lo dispues to en las disposiciones legales pertinentes. En base a lo anterior, los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica. Sin embargo para realizar la operación coordinada del sistema, el operador del sistema, CDEC, sí está facultado por ley a limitar el uso de una línea, ya sea limitando las inyecciones o retiros de energía en algún punto sin discriminar a los usuarios. Además los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinad a por el CDEC.

2.2. Cómo se remunera a los distintos agentes del mercado Se vio como la Ley clasifica los sectores y subsectores involucrados en el sistema de transmisión eléctrica, se describirá ahora como se realiza el pago o las remuneraciones entre las partes involucradas en el sistema eléctrico. En primera instancia se tiene que en lo referente al sector de generación, distribución y clientes libres, estos agentes determinan sus pagos y remuneraciones en base a contratos entre particulares en un ambient e de competencia, buscando el mejor precio por la energía transada, ahora con respecto al sector de transmisión los sistemas de tarificación no son tan simples, y la ley tiene dentro de sus principales “preocupaciones” el garantizar que el transmisor recupere sus costos, inversión, operación y mantención, incentivando la expansión del sistema, además la ley regula el precio que el transmisor cobra por el uso de sus líneas, debido a que la transmisión 3

Gravamen impuesto sobre un predio o instalación eléctrica, en utilidad de otro predio de distinto dueño.

9

se da en un ambiente de monopolio, se hace necesario regular su remuneración. Para lo cual se establecen tarifas reguladas dentro de una red troncal en alta tensión, además de una asignación de los cargos de esta red troncal entre sus usuarios, según el uso que ellos hacen d e la red.4 Con respecto a esto la ley dice que, toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico con plantas de generación propias o contratadas, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, hace uso de aquellas instalaciones del sistema de transmisión troncal, de los sistemas de subtransmisión y adicionales, deberá pagar los respectivos costos de transmisión, en la proporción que corresponda. Con el afán de fomentar la inversión en generación de energía mediante recursos renovables no convencionales, tales como eólicos, geotérmicos, solares, etc., en el artículo 79 ° de la ley, se establece que estos generadores e stán exentos del pago de peaje, total o parcial, por el uso de las líneas de transmisión y subtransmisión. Con respecto a la remuneración que debe recibir el transmisor, este debe ser tal que le permita recuperar sus costos de capital y de operación. Para esto, en cada tramo de un sistema de transmisión troncal se determinará el "valor anual de la transmisión por tramo", compuesto por la anualidad del “valor de inversión” ( V.I.), más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo (COMA). 5 Según el artículo 82°, el V.I. de una instalación de transmisión corresponde a la suma de los costos de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con los valores de mercado. En el caso de las instalaciones existentes d el sistema de transmisión troncal, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes, así la anualidad del V.I. (A.V.I.) del tramo, se calculará considerando la vida útil económica de cada tipo de instalación que lo componga, considerando una tasa de descuento del 10% real anual. El valor anual de la transmisión por tramo de cada sistema de transmisión troncal se fijará cada cuatro años por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. 6 En cada sistema interconectado y en cada tramo, las empresas de transmisión troncal que correspondan deberán recaudar anualmente el valor anual de la transmisión por tramo de

4

Tarificación y Expansión del Sistema de Transmisión bajo la Ley 19.940 (Ley Corta) , Oscar Álamos & Pablo Rámila. 5 Ley N°19.940, Articulo 81°. 6 Ley N°19.940, Articulo 83°.

10

las instalaciones existentes y este valor constituirá el total de su remuneración anual 7. Para efectos de lo anterior, la empresa deberá cobrar un peaje por tramo, equivalente al valor anual de la transmisión por tramo, A.V.I. + C.O.M.A., menos el ingreso tarifario esperado por tramo, en donde “ingreso tarifario esperado p or tramo” corresponde a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo. Asimismo, el propietario del sistema de transmisión troncal tendrá derecho a percibir provisionalmente los ingresos tarifarios reales por tramo que se produzcan, en donde el “ingreso tarifario real por tramo” es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del s istema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo. El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de re liquidación y ajuste de estos ingresos tarifarios, de manera de asegurar que la o las empresas de tra nsmisión troncal perciban la remuneración que definió con anterioridad y, asimismo, que las empresas generadoras y los consumos que efectúen retiros, paguen de acuerdo a los porcentajes de uso, lo cual consiste básicamente en determinar los porcentajes en que generadores y consumos deben pagar los peajes por el uso de las redes troncales, entendiendo el valor del peaje por tramo como: Peaje = (A.V.I. + C.O.M.A.) – I.T. Estableciendo que en el área de influencia 8 el porcentaje de pago de los peajes se realizará con un 80% proveniente de los generadores y un 20% de los consumos, ahora fuera del área de influencia el pago dependerá del flujo de la potencia , cuando el sentido de flujo en el tramo se dirige hacia el área común, pag an los generadores aguas arribas de l flujo, en la figura 1, es el generador G1 quien paga el peaje de ese tramo , en caso contrario pagan los retiros que se encuentran aguas abajo del flujo, Consumo D2 en la figura 1 , por último las transmisiones a contra flujo no pagan peaje.

7

Ley N°19.940, Articulo 101°. Área o sector de la transmisión troncal, en donde, entre dos nodos se inyecta (y se retira) al menos el 75% de la inyección total de la energía, y la densidad de utilización de las instalaciones es máxima. En el SIC el área de influencia común comprende desde los troncales Charrúa hasta Quillota. 8

11

Figura 1: Distribución de pagos.

Si bien esto se establece para el pago por líneas troncales, para el sistema de subtransmisión debido a que también es regulado, el pago se realiza de forma similar al troncal, estableciendo un sistema de peajes por el uso de la red , en cambio en lo que respecta a las líneas adicionales, que por lo general corresponden a propiedad de particulares, los pagos se realizarán en base a contratos entre los usuarios de la s líneas y los propietarios de estas , y los peajes serán calculados según lo establecido en los reglamentos vigentes.

9

Como se mencionó en un comienzo los generadores, distribuidores y consumidores libres, realizan sus pagos y remuneraciones en base a contratos bilaterales, los que de todos modos deben ser regulado, ya que también nos encontramos con un monopolio natural , y se protege a los clientes que no alcanzan a consumir una cantidad de energía suficiente como para negociar directamente con los generadores, clientes regulados 10. Existe también un mercado en donde s ólo los generadores transan su energía y este mercado se conoce como spot, en donde la energía que se transa tiene un precio spot

11

que es

independiente en cada barra del sistema . Nace esta necesidad de transar energía entre generadores debido que el operador del sistema CDEC no toma en cuenta los contratos entre generadores y consumos, sino que el CDEC busca una operación económica y segura del sistema en base a los costos marginales de cada generador, tomando en cuenta las saturaciones en las líneas, entre otros factores, pudiendo darse la situación en que un generador no pueda enviar la energía contratada con su consumo por problemas de saturación y entonces este generador deba comprárselo a otro que si entregó energía en el nodo.

9

Ley N°19.940, Articulo 103°. Clientes que poseen un consumo de energía menor o igual a 2MW. 11 El precio spot está definido en cada barra o nodo del sistema y esta dado por el costo marginal del generador más caro en esa barra. 10

12

2.3. Cómo se expanden los sistemas de transmisión En Chile a diferencia de otros países, en donde la planificación y expansión del sistema eléctrico está a cargo de una entidad específica que realiza un estudio y propone a una comisión el camino a seguir, en el sistema chileno son los mismos agentes del mercado los que se encargan de la planificación del sistema y esto lo hacen tomando en cuenta las señales de precios del mercado (sistema tarifario). La r azón de utilizar este mecanismo tarifario para determinar la expansión del sistema, se debe a que la congestión del sistema de transmisión condiciona los precios y existe interés por parte de los agentes de acceder al mercado a mejores precios, es por esto que en cada sector del sistema de transmisión troncal es posible encontrar incentivos para la expansión futura de estos sectores. La autoridad (CNE), realiza una planificación con fines indicativos de la expansión del sistema de generación, pero son las señales de precios en un ambiente de competencia la que determina como se desarrollará esta expansión, que será de la forma económicamente más eficiente. En cambio en el sector transmisión no existe esta competencia, por lo cual la autoridad no sólo hace una planificación indicativa de la expansión sino que además determina las obras que tienen que ser realizadas de manera obligatoria en el sector. Cada cuatro años se realiza un estudio de transmisión troncal para distintos escenarios de expansión de la generación y de interconexiones con otros sistemas eléctricos, cuyo proceso de elaboración será dirig ido y coordinado por la CNE . El estudio deberá comprender el análisis de cada sistema de transmisión troncal existente y contener las siguientes mat erias: a) La identificación de los sistemas troncales iníciales, sus alternativas de ampliaciones futuras y el área de influencia común correspondiente. b) Las alternativas de nuevas obras de transmisión troncal. c)

La calificación de líneas existentes como nu evas troncales.

d) El A.V.I. y COMA por tramo de las instalaciones existentes calificadas como troncales, y el V.I. referencial de las instalaciones a que se refieren las letras a) y b). e)

La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su f orma de aplicación para los valores indicados en la letra d) anterior, a fin de mantener el valor real del A.V.I. y el COMA durante el período de cuatro años.

12

El estudio deberá realizarse considerando instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del respectivo sistema eléctrico en las distintas

12

Ley N°19.940, Articulo 84°.

13

alternativas de expansión, en los siguientes cuatro años. Sin perjuicio de ello, el estudio considerará un período de análisis de a lo menos diez años. Las alternativas de ampliaciones y nuevas obras de transmisión, troncales o de otra naturaleza, serán las económicamente eficientes para las transmisiones que resulten de considerar la demanda y los escenarios de expansión considerando las siguientes obras: 1.

Las centrales e interconexiones entre sistemas eléctricos declaradas en construcción por las empresas generadoras.

2.

Las alternativas de centrales e interconexiones entre sistemas eléctricos que estén siendo considerados por los distintos agentes o de manera genérica por la Comisión, considerando diversos escenarios económicos y de desarrollo eléctrico. El estudio de transmisión troncal será licitado, adjudicado y supervisado en

conformidad a las bases técnicas y administrativas, y el estudio debe rá realizarse dentro del plazo máximo de ocho meses a contar de la adjudicación. 13 Los resultados del estudio entregados por el consultor deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente: a) El sistema troncal existente conforme al artículo 74º. b) El plan de expansión del o los sistemas de transmisión troncal objeto del estudio para cada escenario, indicando: 1.- Las características y fecha de incorporación de las

ampliaciones del troncal

existente, y las empresas de transmisión que deberán realizar dichas ampliaciones. 2.- El A.V.I. y COMA de las instalaciones de transmisión troncal existentes y los valores referenciales de las ampliaciones de tales

instalaciones y sus fórmulas de

indexación. 3.- Las recomendaciones de nuevas obras de los sistemas de transmisión. 4.- Los criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos de cada escenario contemplado en el estudio.

14

Luego de cumplidos los plazos para la entrega de los resultados por parte de las consultoras involucradas en el estudio del sistema de transmisión, la ley en el artículo 91°, dice que Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, existiendo o no observaciones, dentro del plazo de cuarenta y cinco días, la Com isión deberá elaborar un

13 14

Ley N°19.940, Articulo 87°. Ley N°19.940, Articulo 89°.

14

informe técnico basado en los resultados del estudio de transmisión troncal y considerando todas las observaciones realizadas. El informe técnico de la Comisión deberá contener lo siguiente: a) Las instalaciones existentes que integran el sistema troncal, el área de influencia común y el valor anual de transmisión por tramo, A.V.I. del tramo, y el COMA de dichas instalaciones con sus fórmulas de indexación para cada uno de los siguientes cuatro años. b) La identificación de las ob ras de ampliación de transmisión troncal cuyo inicio de construcción se proyecte conforme al estudio para cada escenario posible de expansión del sistema de transmisión, y sus respectivos A.V.I. y COMA por tramo referenciales, de acuerdo a la fecha de entr ada en operación, dentro del cuatrienio tarifario inmediato, con la o las respectivas empresas de transmisión troncal responsables de su construcción. c)

Si correspondiere, la identificación de proyectos de nuevas líneas y subestaciones troncales con sus respectivos V.I. y COMA referenciales y fechas de inicio de operación y de construcción, recomendados por el estudio de transmisión troncal.

d) Los criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos del estudio. e)

La respuesta fundada de la Co misión a las observaciones planteadas. Las empresas de transmisión troncal identificadas en como responsables de realizar

las obras de ampliación del estudio de transmisión troncal tendrán la obligación de efectuar dichas obras y operar las insta laciones de acuerdo con la ley , estas deberán comunicar a la Superintendencia el inicio de la construcción de las obras e instalaciones de acuerdo a los plazos establecidos 15. En el caso que estas empresas no puedan realizar la construcción de dichas obr as, estas tendrán la opción de licitar estas construcciones y le corresponderá a la dirección de peajes del CDEC efectuar una licitación pública internacional de los

proyectos. El costo de la

licitación, se pagará a prorrata de la participación espera da de cada usuario en el pago del valor anual de la transmisión asociada a las nuevas instalaciones. Las bases de licitación serán elaboradas por la Comisión y, a lo menos, deberán especificar las condiciones de licitación, la información técnica y comer cial que deberá entregar la empresa participante, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así

15

Ley N°19.940, Articulo 94°.

15

como las características técnicas de las líneas o subestaciones y de él o los proyectos de interconexión troncal, conforme al respectivo estudio de transmisión troncal. Anualmente, la

Dirección de Peajes del CDEC

16

analizará la consistencia de

las

instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal contenidas en las letras b) y c) del informe técnico de la Comisión Nacional de Energía, con los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestos previstos en la letra d) de l informe referido, y emitirá una propuesta a la Comisión Nacional de Energía. 17 La Comisión, en el plazo de 30 días contado desde la recepción de la propuesta de la Dirección de Peajes, presentará el plan de expansión para los doce meses siguientes. Finalmente la ley dice que si una ampliación de transmisión en un sistema de transmisión troncal establecida en el decreto de expansión de la transmisión troncal retrasa su entrada en operación, y dicho atraso es imputable al propietario del respectivo tr amo, éste deberá retribuir mensualmente, a los propietarios de las centrales generadoras afectadas, un monto equivalente al mayor costo de despacho de generación en que ellos incurrieron por congestión debida a limitación de capacidad en el tramo respec tivo a consecuencia del atraso. El monto mensual máximo a pagar por la empresa transmisora por este concepto no podrá ser superior a cinco veces el valor mensual del tramo correspondiente. 18 Como se puede apreciar este método de planificación tiene sus ventajas y sus desventajas, en donde podemos ver que una ventaja notable es la autonomía o independencia del sistema que puede por sí misma resolver estos temas sin necesidad de la intervención de otros agentes externos, sin embargo nos damos cuenta que ex isten desventajas en este modelo de planificación, los cuales son principalmente el riesgo de una sobre inversión ocasionado por una mala interpretación de las señales del mercado, además de la incertidumbre que se puede producir tanto en el sector de gene ración como en transmisión.

16

Ley N°19.940, Articulo 96°. Ley N°19.940, Articulo 99°. 18 Articulo 105° 17

16

3. Expansión de mediano/largo plazo del sistema de transmisión en Chile

Como se expuso en algunos párrafos anteriores, el sistema chileno, deja las decisiones de expansión del sistema eléctrico al mercado y a la interacción entre los agentes. La Comisión Nacional de Energía tiene la responsabilidad de preparar un plan de obras de generación y transmisión que en algunos casos como en la generación solo tiene un carácter indicativo , sin embargo en cuanto a la transmisión y tal como se expuso en la revisión de la legislación vigente, la CNE tiene la obligación de formular el plan expansión de transmisión, luego de la entrada en vigencia del DFL 4, y determinar cuáles son las obras en transmisión que deben construirse de forma obligatoria, y luego utilizar esta planificación para el cálculo de precios de nudo semestrales. En resumen, la planificación obedece mecanismos de mercado y la legislación tiene por objeto garantizar que estos mecanismos funcionen efectivamente. En la prác tica, la expansión se decide bajo las siguientes condiciones típicas: Las expansiones en líneas de inyección y subestaciones asociadas son desarrolladas necesariamente por los generadores, en conjunto con las inversiones en generación. Las líneas de consumo y sus subestaciones son desarrolladas asociadas a nuevos proyectos de empresas mineras y otros grandes consumidores industriales. La inversión en sistemas de subtransmisión es desarrollada básicamente por empresas distribuidoras, ya que para ellas const ituye una expansión de interés debido a las economías que se logran al acceder a menores costos de suministro en niveles más altos de tensión , sin embargo el regulador también propone obras que deban ser realizadas con urgencia . La inversión en el conjunt o de instalaciones que forman la transmisión troncal, será motivada, en general, por la entrada de nuevas centrales, en los casos en que la inyección de energía y potencia de estos nuevos desarrollos produzcan congestión o saturación por falta de capacidad de transmisión en algunos tramos del sistema , en este tramo de la transmisión el regulador del sistema también puede proponer la construcción de obras obligatorias. El operador del sistema, el Centro de Despacho Económico de Carga efectúa un cálculo de costos marginales instantáneos por barra, entregando señales de precio de corto plazo que permiten orientar las ampliaciones a través del análisis de mercado que efectúan los diversos

17

actores. Por otra parte, el esquema regulado de pagos de transmisión, sobr e la base de los denominados peajes básicos en áreas de influencia, guarda una estricta relación entre el impacto que los generadores producen en el sistema de transmisión y los tramos que éstos efectivamente usan para obtener las señales de precio que ori entan su decisión de localización y entrada al sistema. En particular, la presencia de restricciones de capacidad en el sistema troncal no necesariamente implica la conveniencia de realizar ampliaciones, ya que esta situación produce un efecto en los precios en ambos extremos del tramo restringido sólo durante el lapso de tiempo en que prevalezcan estas restricciones. La necesidad de efectuar inversiones dependerá de la persistencia de esa situación de restricción y del interés de los usuarios por pagar la s inversiones requeridas, en lugar de pagar los mayores costos de operación o percibir menores ingresos por sus ventas spot, que le pueden significar restricciones de capacidad persistentes, ya sea en sus retiros o en sus inyecciones, respectivamente.

19

Con respecto a esto último, el operador del sistema tiene dentro de sus herramientas para garantizar una operación segura y de calidad del sistema, lo que se conoce como Esquema de Desconexión Automática de Carga, EDAC, y también el Esquema de Desconexión Automática de Generación, EDAG, los cuales pueden ser utilizados con la finalidad de desplazar la inversión o expansión en los sistemas de transmisión . Según el informe “Criterio n 1 en la legislación chilena” de José María Bustos y Javier Jacobsen, la ap licación de los esquemas de desconexión de carga se pueden ejemplificar de la siguiente manera: 1) A partir de un análisis de la demanda esperada, contemplando el plan de obras, la instalación de nuevas centrales, construcción de líneas de transmisión, etc . Se puede estimar el comportamiento de las líneas ya existentes, y en base a tal análisis establecer el modo de operar en la planificación, tomando medidas referentes a la construcción de nuevos circuitos o bien utilizando como recurso los esquemas de des conexión de carga. Esto con el fin de tomar la medida que resulte más económica, pues si por un período corto de tiempo solamente se pueden ver sobrepasadas las capacidades de las líneas, lo conveniente es utilizar mecanismos EDAC, pues resultará de un cos to mucho mayor construir otra línea. Para ejemplificar, se puede tomar el análisis hecho por el Estudio de Transmisión Troncal, en el cual se analizó la demanda entre las barras de Charrúa y Temuco, estableciendo

19

"Planificación y expansión de la transmisión en mercados eléctricos competitivos ", Hugh Rudnick & Juan Zolezzi.

18

los períodos en los cuales la demanda sobr epasa la capacidad máxima de la línea. La figura 2 muestra que entre enero de 2011 y octubre de 2012 la línea puede tener una sobrecarga de potencia.

Figura 2: Variación flujos Charrúa - Temuco entre 2008 y 2016.

En tal caso, al realizar el análisis de Flujo de Potencia ( ver Figura 3), se llega al resultado que luego de la falla tanto Cautín como Temuco no pueden arribar al ±10% del valor nominal en 20 segundos como exige la norma. Luego, la N orma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio prevé el uso de EDAC en estos casos, y se juzga que es la solución más conveniente dado que de otro modo, el sistema quedarí a en un estado vulnerable durante el tiempo que transcurre el re despacho.

Figura 3: Estudio de flujo de Potencia tras un fallo entre Charrúa y Nueva Temuco.

19

2) Otro punto a considerar son las sobrecargas de líneas al ocurrir contingencias simples. Para ejemplificar se utilizará el caso de la línea Los Vilos - Pan de Azúcar, cuyo estado de flujo se presenta en la figura 4. En modo pre-falla, las líneas con dobl e circuito funcionan de tal manera que cada uno conduce la mitad de la potencia total de 257 MW. Teniendo cada línea una carga de 0.6 con respecto a su capacidad. Sin embargo, al ocurrir una falla en uno de los circuitos, aumenta la potencia transmitida (a 280 MW) debido a que la salida de una línea ocasiona mayores pérdidas. Por ende la línea sana, que debe transmitir toda la potencia, queda con una sobrecarga de 26%.

Figura 4:- Estado del Flujo Pre y Post -Falla ante n-1.

Luego, la aplicación de un mecanismo de EDAC permitirá reducir la sobrecarga de la línea y lograr estabilidad de tensión para que mientras duren las maniobras post -contingencia para hacer un re despacho, la condición operativa resulte aceptable. 20 La aplicación de EDAC o EDAG depende el sentido del flujo, es decir, si la sobrecarga se produce por exceso de carga o exceso de generación. La CNE tiene la responsabilidad de elaborar un informe de precio de nudo cada 6 meses, dentro del cual se puede encontrar las obra s, en generación y transmisión, que están siendo construidas, y también las obras, en amb os sectores, recomendadas por esta entidad, tomando en cuenta la evolución de la demanda, precio s de los combustibles, hidrologías, etc. Las obras de generación y tran smisión, que están en construcción y las propuestas por la CNE, según el último Informe de Precio de Nudo del SIC de Abril de 2009, se muestran en las tablas 1, 2, 3 y 4 respectivamente.

20

“Criterio N-1 en la Legislación Chilena”, José María Bustos & Javier Jacobsen.

20

Fecha de Entrada Obras en construcción en Generación Mes Año Abril 2009 Central Diesel Santa Lidia Abril 2009 Turbina Diesel Tierra Amarilla Abril 2009 Turbina Diesel Newen Abril 2009 Ciclo Abierto GNL Quintero 01 ope Diesel Mayo 2009 Turbina Diesel Teno Mayo 2009 Turbina Diesel TG TermoChile Mayo 2009 Turbina Diesel TG Peñón Mayo 2009 Central diesel Chuyaca Mayo 2009 Central Termoeléctrica Punta colorada 01 Fuel Mayo 2009 Turbina Diesel Campanario 04 CA Mayo 2009 Central Diesel Termopacifico Julio 2009 Central Hidroeléctrica La Higuera Julio 2009 Central Eólica Punta Colorada Septiembre 2009 Central Carbón Guacolda 03 Septiembre 2009 Central Diesel Calle-Calle Octubre 2009 Central Diesel EMELDA Octubre 2009 Central Eólica Canela II Octubre 2009 Central Eólica Monte Redondo Noviembre 2009 Turbina Diesel Campanario IV CC Noviembre 2009 Central Hidroeléctrica Lican Noviembre 2009 Central Eólica Totoral Enero 2010 Nueva capacidad Planta cogeneradora Arauco Enero 2010 Central Carbón Nueva Ventanas Junio 2010 Central Carbón Guacolda 04 Julio 2010 Central Hidroeléctrica Confluencia Octubre 2010 Central Carbón Santa María Octubre 2010 Central Carbón Bocamina 02 Abril 2011 Chacayes Junio 2011 Central Carbón Campiche Tabla 1: Obras en construcción en generación.

Fecha de Entrada Mes Año Mayo 2009 Octubre 2009 Diciembre 2009 Enero 2010 Abril 2010 Julio 2010 Julio 2010 Febrero 2011 Enero 2012 Enero 2012

Potencia MW 132 142 15 240 50 60 37 20 16,3 42 96 155 20 135 20 76 60 38 60 17 46 22 240 139 155 343 342 106 242

Obras en construcción en Transmisión Línea Charrúa - Cautín 2x220kV Subestación Seccionadora Nogales Tramo de línea El Rodeo - Chena 1x220kV Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220kV (Circuito 1) Línea Nogales - Polpaico 2x220kV Cambio de conductor línea A. Jahuel - Chena 220kV (Circuito 2) Línea A. Jahuel - Chena 2x220kV: segundo circuito Subestación Polpaico: Instalación segundo autotransformador 500/220kV Línea Ancoa - Polpaico 1x500kV: seccionamiento Línea de entrada a A. Jahuel 2x500kV Tabla 2: Obras en construcción en transmisión.

21

Potencia MVA 500 260 400 2x1500 400 260 750 2x1800

Fecha de Entrada Obras recomendadas en Generación Mes Año Octubre 2010 Eólica IV Región 01 Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Región 01 Diciembre 2010 Central Des.For. VIII Región 02 Diciembre 2010 Eólica IV Región 02 Diciembre 2010 Rucatayo Diciembre 2010 Hidroeléctrica X Región 02 Abril 2011 Hidroeléctrica VII Región 01 Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 01 Abril 2011 Hidroeléctrica VI Región 02 Junio 2011 Eólica IV Región 03 Julio 2011 Eólica concepción 01 Julio 2011 Central Des.for. VII Región 01 Julio 2011 Central Des.for. VII Región 02 Septiembre 2011 Hidroeléctrica VIII Región 01 Octubre 2011 Hidroeléctrica X Región 01 Diciembre 2011 Eólica Concepción 02 Septiembre 2012 Hidroeléctrica XIV Región 01 Marzo 2013 Carbón V región 01 Abril 2013 Eólica IV Región 04 Abril 2013 Hidroeléctrica VII Región 03 Julio 2013 Eólica IV Región 05 Septiembre 2013 Eólica Concepción 03 Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 Noviembre 2013 Ciclo Combinado GNL Quintero 01 FA Enero 2014 Ciclo Combinado GNL Tal Tal Marzo 2014 Hidroeléctrica VII Región 03 Abril 2014 Eólica Concepción 04 Julio 2014 Hidroeléctrica VII Región 04 Abril 2015 Hidroeléctrica VIII Región 04 Octubre 2015 Geotérmica Calabozo 01 Octubre 2015 Geotérmica Chillan 01 Diciembre 2015 Carbón Maitencillo 01 Abril 2016 Eólica IV Región 06 Abril 2016 Modulo Hidroeléctrico 05 Julio 2016 Cóndores Enero 2017 Hidroeléctrica XIV Región 02 Marzo 2017 Geotérmica Calabozo 02 Marzo 2017 Geotérmica Chillan 02 Octubre 2017 Eólica IV Región 07 Octubre 2017 Carbón Pan de Azúcar 01 Febrero 2018 Modulo Hidroeléctrico 03 Julio 2018 Geotérmica Calabozo 03 Julio 2018 Geotérmica Chillan 03 Septiembre 2018 Eólica Concepción 05 Marzo 2019 Modulo Hidroeléctrico 02 Tabla 3: Obras recomendadas en generación. Fecha de Entrada Mes Año Febrero 2011 Abril 2011 Abril 2012 Enero 2013 Enero 2014 Enero 2014 Enero 2014 Enero 2014 Enero 2014 Enero 2014

Potencia MW 40 15 10 40 60 9,4 5,4 30,9 29,6 40 40 9 8 136 15 40 144 200 40 25,4 40 40 350 35 360 20 40 20 20 40 25 139 40 360 150 139 40 25 40 200 460 40 25 40 500

Obras recomendadas en Transmisión Línea Tinguiririca - Punta de Cortes 154kV: Cambio de conductor Tramo de línea Chena - Cerro Navia 2x220kV: cambio de conductor Subestación Cerro Navia: instalación equipos de control de flujos Línea Ancoa - A. Jahuel 2x500 KV: Primer circuito Línea Charrúa - Ancoa 1x500kV Subestación Charrúa: Instalación tercer autotransformador 500/220kV Línea Cardones - Maitencillo 1x220kV Línea Maitencillo - Pan de Azúcar 1x220kV Línea Pan de Azúcar - Los Vilos 1x220kV Línea Los Vilos - Nogales 1x220kV

22

Potencia MVA 2x198 2x400 2x350 1400 1300 750 200 259 224 224

Marzo Marzo Agosto Abril Enero Marzo Abril

2014 2014 2014 2016 2016 2016 2018

Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa 1 Línea Lo Aguirre - Cerro Navia 2x220kV: Aumento de Capacidad Transformación 154 - 220kV sistema A. Jahuel - Itahue Refuerzo Sistema A. Jahuel - Itahue 220kV Línea Ancoa - Itahue 1x220kV Subestación Seccionadora Lo Aguirre: Etapa 2 Ampliación Puerto Montt - Barro Blanco - Valdivia - Cautín - Temuco 220kV 21 Tabla 4: Obras recomendadas en transmisión.

1800 500 400 330

Si bien las obras de la tabla 3 y 4 son recomendaciones, y tienen más bien un carácter indicativo, son muy útiles, sobre todo la tabla 4, para detectar aquellas líneas o circuitos que están presentando problemas actualmente en el sistema de transmisión. Recordando que estas recomendaciones provienen del informe generado por la Dirección de Peajes del CDEC -SIC, por lo cual las obras mostradas en las tablas 2 y 4, reflejan a aquellas líneas y barras que presentan congestión en la actual condición del sistema de transmisión. Dada esta situación, si en la operación del sistema se tomara en cuenta los derechos de transmisión , se podría resguardar a aquellos generadores que suministran energía o tienen contratos comprometidos en dichas barras congestionas, de esta forma se minimizaría su riesgo y en el caso que fueran generadores que están ingresando al mercado, mediante esta prá ctica se les “protegería” de la incertidumbre del mercado, permitiendo que estos generadores alcancen una madurez en el sistema lo cual ayudaría consolidar un sistema eléctrico más robusto.

4. Marco Teórico

Los Sistemas de Derechos de transmisión (FTR: Fixed Tansmission Rights) definen derechos de propiedad; y son un mecanismo de cobertura para los riesgos en los precios de transmisión. Los derechos de propiedad asegura n a los participantes del mercado los beneficios de usar un sistema de transmisión ya sea usándolo propiamente t al o recibiendo los beneficios económicos de la línea. También motivan

a hacer inversiones en la malla de transmisión.

Sabiendo que su inversión está protegida porque ellos reciben un pago fijo que pueden valorar y tranzar. La posibilidad de cubrir los riesgos de la volatilidad de los precios de transmisión es una herramienta importante para facilitar un mercado eléctrico eficiente. Permite fijar el precio del uso de la transmisión, en vez de pagar precios variables por congestión de la línea. Los FTR son contratos, puramente financieros, que se realizan entre un participante del mercado y el operador del sistema. Son contratos en MW desde un a zona a otra, (de un punto de inyección de potencia en la red, a un punto de retiro de potencia de ésta) generalmente corresponden a la capacidad de transmisión entre estas dos zonas . Existen en un ambiente de

21

Informe Definitivo Precio de Nudo SIC, Abril 2009, Comisión Nacional de Energía.

23

acceso abierto al sistema de transmisión para todos los miembros del mercado independiente de si poseen un derecho de transmisión o no.

Los pagos del FTR representan exactamente el

beneficio económico que obtendría el dueño de una línea propia, pero son transables y se asigna automáticamente. Por ejemplo si un generador está impedido de generar porque sus costos son muy altos, de todos modos recibirá el equivale nte financiero de haber vendido el derecho al generador que si despacha energía. Y el dueño del FTR recibe este pago sin necesidad de tener que buscar a quien venderle el derecho, se asigna automáticamente y los pagos se hacen independiente de quien use el sistema de transmisión. Los FTR son compatibles con el sistema de precios marginal zonal, ya que entregan a sus poseedores el derecho a recibir un pago igual a la diferencia del precio de la energía entre las distintas zonas. Pagos que se justifican por la congestión que se genera en las líneas cuando se compra de una región más económica y se trasmite a una de mayor precio.

4.1. Derechos de propiedad y Expansión de Transmisión. De la misma manera que el precio local de la energí a le da a los generadores el incentivo adecuado para decidir donde y cuando construir. El pago por la congestión de las líneas entrega a los miembros del mercado los incentivos para construir nuevas líneas de transmisión, cuando y donde es económicamente c onveniente hacerlo. Cuando los pagos por congestión aumentan demasiado se preferirá invertir en una línea nueva de manera de reducir o eliminar estos pagos. En el corto plazo el constructor de esta nueva línea no tendrá que pagar cargos por congestión o tener un generador sin producir porque la línea está saturada. Inicialmente el FTR recibido por construir la línea no genera ingresos por congestión. Sin embargo en el largo plazo el FTR da al poseedor una garantía de que si la nueva línea de trasmisión se c ongestiona (y por lo tanto el precio por usarla sube nuevamente), recibirá los beneficios de la línea recogiendo las rentas por congestión. Se explica este punto en el ejemplo 1. Ejemplo 1: 22 En la figura 1, el precio variable ($/MWh) y la capacidad de cada generador son dados, La carga del sistema es de 2700 MW, con 200 MW en A y 2500 MW en B, la línea de transmisión tiene una capacidad de 1000 MW. El precio en A es igual a $15, el precio variable del generador 22

Ejemplo obtenido de: Karen Lyons, Hamish Fraser and Hethie Parmesano “An Introduction to Financial Transmission Rights”. Elsevier Science Inc, 2000.

24

A2. Ya que el aumento de 1 MW lo suministra el generador más barato que no está usado a máxima capacidad. El precio de la electricidad en B es $30, ya que como la línea está saturada el aumento en 1 MW sólo puede ser suministrado por el Generador en B

Figura 5: Línea Congestionada.

Ahora se construye una nueva línea de 1000 MW y el costo amortizado de la línea es de $5/MWh, supongamos que lo paga el generador A 1 ya que se beneficia, por el mayor precio de la energía en B una vez que la línea está terminada y la congestión eliminada, además recibe un FTR por haber construido la línea de 1000 MW de A a B. Este FTR le entrega el derecho por las rentas de congestió n entre A y B por 1000 MW, La línea es económicamente conveniente para el sistema ya que el beneficio de la línea es mayor que el costo de expansión. El beneficio de la línea se calcula como (300*15 + 500*10)/1000 = 9.5 MWh. Que corresponde al ahorro por t ransmitir de A a B divido por la capacidad de la línea. Una vez que la línea se termina los precios en ambas zonas se igualan ya que no existe renta por congestión.

Figura 6: La congestión se elimina

Pero esta situación no es permanente. Otro generador puede construir una nueva planta de 1000 MW en A, haciendo que la l ínea se congestione una vez más, El generador A4 ofrece

25

energía a menor costo que A1, a pesar que lo generado por A1 permanece igual, el precio en la zona se reduce al precio que se tenía antes de la expansión, pero el generador A1 tiene un FTR por 1000 MW por lo tanto recibe rentas por $15/MWh, que corresponde a la diferencia de precio entre las dos zonas, el recibe el pago por la línea de transmisión que pago a pesar que otro la utilice.

Figura 7: La línea se congestiona otra vez

Los FTR actúan como un derecho transable, que se tranza de forma automática. El generador A1 recibe el pago independiente de quien o cuando se use la línea de transmisión. Por lo tanto otorgan los incentivos necesarios a los participantes del mercado. Definiendo los FTR como los derechos de propiedad que equiparan los derechos de propiedad, con los beneficios de transmitir, se tienen incentivos económicos eficientes. Sin FTR se corre el riesgo de que los beneficios de la línea sean recibidos por un tercero y no por el dueño de la línea o quien realizó la inversión, En un caso más extremo si es el generador A3 quien construyo la línea y aparece el generador A4 entonces sin FTR el generador A3 no despacha por ser más caro y pierde el dinero invertido en la expansión ya que no recibe pagos, por el uso de la línea.

4.2. Cobertura de Precios. Con los FTR, los participantes del mercado eléctrico mayorista, tienen los medios a mano para protegerse ante los riesgos de las diferencias de precio en las distintas zonas. Los propietarios de los FTR están capacitados para realizar contratos con otros participantes sin tener el riesgo de la fluctuación d e precios, por ejemplo un generador en A y un comprador en B pueden realizar un contrato de suministro a precio fijo. La transacción se cubre ante el riesgo de la fluctuación de precios con la compra de un FTR que calce con la cantidad de MW del

26

contrato. Los cargos por congestión (Precios en B menos precios en A), serán compensados exactamente por el FTR. Al utilizar los FTR como mecanismos de cobertura de precios, no se distorsionan las señales que se busca entregue la tarificación zonal marginal a los generadores, para asegurar un uso eficiente del sistema. Los incentivos para despachar económicamente se mantienen. Los participantes que transan con otros, pero tienen FTR menores a sus obligaciones en MW, tendrán que pagar el costo de oportunidad de trans mitir los excedentes que no están cubiertos. En el otro caso que un participante tenga más FTR que sus requerimientos de cobertura, ellos de todos modos reciben el costo de oportunidad de la capacidad de transmisión que implícitamente hicieron posible a un tercero. Ejemplo 2:

Un Generador en A y un comprador en B desean protegerse contra el riesgo de los precios de transmisión fijando el precio de la energía al valor de la zona del comprador. El precio de generar en A es de $15/MWh y compra un FTR entre A y B por un precio equivalente a $10/MWh; El FTR es equivalente en MW a la capacidad del generador. Por lo tanto el generador es capaz de garantizar al comprador que el precio de la energía en B nunca será mayor a $15/MWh más un precio fijo de $10/ MWh por el FTR con un total de $25/ MWh. Si en una hora el costo de mercado en A es de $14 /MWh. El generador no opera y compra la energía en el mercado spot ahorrando $1/MWh. El FTR garantiza que la energía puede ser entregada en B donde el valor esta en $27/MWh, sin un cargo extra por las líneas de transmisión excepto por los $10/MWh de cargo fijo. Por lo tanto el costo es de $14 /MWh + 10/MWh = 24/MWh. En otra hora el precio de mercado es de $18/MWh. El generador opera, porque es económicamente eficiente, puede o no puede haber congestión en la línea, pero en ambos casos no hay cargos adicionales ya que el FTR los cubre. El costo de entregar la energía para el generador es su costo operacional de $15/MWh + el costo fijo del FTR de $10/MWh. Por lo tanto el costo de entregar energía desde A a B es de $25/MWh. En ninguno de los dos casos el costo de suministrar energía a B supera los $25/MWh. En resumen un derecho de transmisión se comporta como un derecho de propiedad ordinario que segura:

27



Recibir beneficios financieros por el uso de la capacidad de la línea



Derecho de usar la capacidad

4.3. Aplicación de Derechos de Transmisión. Un tema de suma importancia en la entrega de FTR por parte del operador del sistema (ISO)23 es asegurar la suficiencia de los retornos, de manera de mantener el crédito del ISO y no llevarlo a la quiebra. Es decir los ingresos obtenidos con los precios locales, deben ser al menos iguales a los pagos que se deben realizar a los dueños de los FTR en el mismo periodo. Esto se puede realizar asegurándose que la energía implícita en el FTR es físicamente factible. Si la energía inyectada y retirada satisface los apremios del sistema de potencia, s e dice que el set de FTR satisface el test de factibilidad simultánea. Un mercado eficiente de FTR de be anticiparse no sólo a la incertidumbre en los precios de transmisión, pero también a los cambios en el punto de operación, que se determina mediante el despacho económico del sistema. Definir quienes tienen acceso a los FTR no es sencillo, por lo que no existe una única manera de hacerlo en el mundo, sin duda debe entregarse a quienes invierten en la expansión del sistema, ya que incentiva el desarrollo eficiente de éste. Sin embargo surge una serie de asuntos de difícil implementación, por ejemplo quienes deben tener la posibilidad de adquirir FTR, como se implementan para el sistema de transmisión ya existente y como se generan los mercados secundarios para tranzar esto s derechos. La forma de afrontar estos problemas no es única y depende de la estructura del mercado. Antes de poder entregar FTR e s importante definir correctamente quienes tienen acceso a la adquisición de estos derechos , los FTR pueden ser entregados só lo a los dueños de generadores, sólo a los dueños de las líneas de transmisión, a ambos, o quizás deben ser accesibles para todos los participantes del mercado . Una vez que se define quienes tienen acceso se debe definir como entregar los derechos para la capacidad de transmisión existente y esto se puede hacer como una subasta abierta, basándose en derechos o acuerdos existentes, entre otras formas. La asignación de FTR “Point to point”

24

, generalmente se realiza mediante subastas,

donde la función de utilidad del comprador o vendedor se maximiza. Tal función se asume 23

ISO, por sus siglas en inglés Independent System Operator. Point to Point Service: Se puede contratar este tipo de FTR cuando se tienen servicios de transferencia de potencia contratados previamente. El punto de recepción de potencia puede ser el de inyección de un generador dentro de área de control del PJM o un punto de interconexión con otra área de con trol de donde provenga el flujo de potencia en cuestión. El punto de entrega puede ser el de retiro de 24

28

cóncava y diferenciable y se puede optimizar bajo todas las circunstancias relevantes del sistema. La subasta determina la cantidad asignada de FTR para los participantes del mercado y el precio de mercado, de tal manera es también un mecanismo de reconfiguración de los FTR Para estimular la reconfiguración y liquidez, los FTR pueden ser tranzados en mercados secundarios, esto puede ser muy útil, si por ejemplo, no existen FTR directos entre d os localidades se puede sintéticamente construir un FTR entre estas localidades, a través de la compra y venta en los mercados secundarios. Los FTR se valorizan, de acuerdo a la reserva que se haga de potencia (MW), por medio del FTR en cuestión y la difer encia de precios marginales entre las barras de inyección y retiro de potencia en el “Day Ahead Market” 25, como resultado del despacho de generadores más caros y fuera de merito, producto de la congestión de la red . Como todo instrumento financiero pueden presentar un beneficio o un costo adicional para quien lo posee. En caso que la orientación del flujo, que produce la congestión, sea en sentido contrario a la orientación del FTR, es decir el precio marginal en el nodo de retiro es menor que el precio mar ginal en el nodo de inyección producirá un costo adicional . De esta manera los FTR se pueden considerar como obligaciones bidireccionales, ya que son definidos para ambos sentidos de circulación de flujos dentro de líneas de trasmisión. Esta obligación del FTR aparece al momento en que importantes niveles de contraflujo son necesarios para poder hacer factibles ciertas transacciones de energía, en donde los flujos de potencia por las líneas afectadas por dichas transacciones sobrepasan los límites permitidos para una operación segura. De esta manera los precios locales darían una valorización negativa de los FTR ya que el agente poseedor del FTR estaría en la obligación de crear estos contraflujos representando un costo extraordinario para éste. Sin embargo, éstos costos serían amortizados por las compensaciones correspondiente a los respectivos costos por congestión valorizados negativamente, es decir aquellos pagos para el agente responsable de los contraflujos en cuestión. Visto de esta manera los FTR son una arma de doble filo ya que en ciertas circunstancias pueden convertirse en un costo adicional para sus dueños, lo cual puede introducir ineficiencias en el sistema . 26

potencia correspondiente al nodo de carga del cliente, o algún punto de interconexión con otra área de control involucrada en la transmisión de flujo de potencia. Este tipo de FTR por lo general son de largo plazo 25 Day Ahead Market, corresponde al mercado de potencia que se realiza el d ía anterior a la operación, que luego se ajusta en el hour ahead market, el mercado de la hora anterior. 26 Hung – Po Chao, Stephen Peck, Shmuel Oren a nd Robert Wilson, “Flow – Based Transmission Rights and Congestion Managment”, The electricity Journal, 2000.

29

5. Experiencia Internacional Los FTR se utilizan, en varios mercados eléctricos de los Estados Unidos, siendo lo más estudiados debido a su mayor antigüedad los mercados PJM

27

, New York y New England. Pero

también se aplican en los mercados de California, y Midwest. En el sistema PJM se han utilizado FTR desde el 1° de abril de 1998, en N ueva York desde el 1° de Septiembre de 1999, en California desde el 1° de Enero del 2000, en Nueva Inglaterra desde el 1° de Marzo del 2003 y en la zona M idwest desde el 1° de Abril del 2005 En cada mercado se mantienen las propiedades fundamentales de lo s FTR, pero tienen pequeñas diferencias en las reglas con las que se regulan. En esta sección se realizará un análisis de los varios mercados de FTR y su performance.

5.1. Mercado PJM Desde el 1° de Abril de 1999 se asignan FTR, con duración de un año, directamente a usuarios del sistema de transmisión, y la cantidad sobrante puede ser subastada por clientes punto a punto. No es necesidad que el usuario deba tomar el FTR asignado. El 2003 se estableció una subasta mensual con el fin de rematar los FTR restantes, reconfigurar y tranzar los FTR asignados. En Junio del 2003 se introduj eron los ARRs consumidores “Network Integration Service”

29

28

, que fueron asignados a

hasta su consumo total de carga anual, y a los

consumidores “Point to Point Service” hasta su volumen especificado en la reserva de transmisión y por el periodo de reserva. Se realizan tanto subastas anuales como mensuales, en la subasta anual, se tranzan FTR con duración igual a un año, estos FTR pueden ser tanto o pciones como obligaciones, y pueden ser especificados para los distintos periodos del día, en horas de punta, fuera de horas de punta o por las 24 horas. La subasta anual tiene 4 rondas, en cada ronda se entrega el 25% de la capacidad de transmisión factible. Un participante que compra un FTR puede venderlo en las rondas sucesivas. En las subastas mensuales se tranza la capacidad de transmisión remanente, de las subastas anuales, pero los FTR duran sólo meses. La mayor limitación para la negociación de FTR es la falta de múltiples solicitantes con el mismo punto de inyección y retiro. Se introdujo la subasta mensual para aumentar la liquidez de los FTR, la cual debiera ocurrir ofreciendo un mecanismo para rematar la cap acidad de FTR remanente e incrementando la fuente de FTR.

27

PJM se refiere al mercado de Pensilvania, New Jersey y Maryland ARRs Auction Revenue Rights, es el derecho a recibir los ingresos por la venta de un FTR e ntre una zona de inyección de potencia y una de retiro determinada. 29 Network Integration Service: Este tipo de FTR se define para el paso de transmisión desde fuentes generadoras específicas hasta donde está u bicada la carga agregada del cliente. El cliente tiene la opción de contratar FTR por la totalidad o parte de la potencia que está siendo abastecido, pero en ningún caso puede contratar más de esta cantidad. 28

30

De esta manera se han incrementado las ofertas para comprar, el volumen y los ingresos, reflejando la voluntad de los compradores de pagar mayores precios por la capacidad residual del sistema, debido al aumento de congestión. En el periodo mayo 1999 a diciembre 2002 el 87% de los FTR entregados por el PJM ISO eran del tipo “network” y sólo el 1% del tipo “point to point”. El reporte anual del PJM del 2003 reportó que el mercado fue competitivo el 2002 y exitoso en su propósito de incrementar el acceso a los FTR. Hubo un incremento constante tanto de los FTR concedidos como del precio de las subastas. Los precios de las subastas de FTR han estado entre los US$356 y los US$369 por mes. Las subastas se han incrementado desde un 3% del total de FTR asignados en 1999 a un 11% en 2000 y 2001, hasta un 20% en el 2002 llegando a un pick en noviembre del 2002 de un 2 9%. Un estudio realizado por la PJM Interconnections Market Monitoring Unit (MMU), para la FERC 30, después del primer año de operación concluyó 

Las subastas incrementaron el abastecimiento de FTR.



Los mecanismos principales en las subastas funcionaron bien e incrementaron las negociaciones.



Las subastas pueden afectar los tiempos de planificación de la malla de transmisión. Los tiempos de revisión de la malla son importantes, porque cada participante

conociendo por adelantado, los planes de inversión en la malla transmisión, puede usar esa información para tomar posiciones en el mercado de s ubastas. Las compañías transmisoras tienen conocimientos de la revisión de la malla con antelación a que esta información sea pública. Se cuestiona si estás compañías actúan en el mercado basándose en este tipo de información no pública. Ya que en caso de que la planificación aumente la congestión las compañías transmisoras se benefician por los contratos generados con anterioridad. El MMU propuso al PJM que todos los dueños de líneas de transmisión deben informar acerca de las revisiones a la red con al m enos 2 días de antelación a que la subasta se cierre. Además propuso una multa por proveer información incompleta acerca de la planificación. Finalmente deben pagar de vuelta todo ingreso producto de la información acerca de la red y deben entregar una planificación actualizada para un año más.

30

FERC: Comisión Federal Reguladora de la Energ ía por sus siglas en inglés

31

5.2. Mercado de Nueva York Este mercado existe desde el 1° de septiembre de 1999, el porcentaje anual de horas de congestión se muestra en la figura 3

Figura 8: Congestión en las zonas de Nueva York.

En el mercado de nueva york los FTR reciben el nombre de “Transm issión Congestion Contracts” 31 (TCC) y son instrumentos financieros para cubrirse de cargos por congestión. El controlador de un contrato recibe los ingresos asociados a transferir potencia desde una fuente a un sumidero. Los contratos se realizan en el “day ahead market”. En Nueva York los precios locales se calculan en base a un modelo de corriente continua con pérdidas marginales. Pero los TCC solamente cubren los cargos de congestión. Los cargos por congestión se aplican uniformemente ya sea que el cliente tenga contratos bilaterales o compre energía desde el precio Spot de la localidad. Los cargos por congestión son recolectados en un fondo y usados para pagar a los dueños de TCC y la congestión a los generadores producto de los precios marginales. Los fondos sobrantes se le asignan a los dueños de las líneas de transmisión, para cubrir los costos del sistema de transmisión. Los TCC se venden en MWs y tienen una duración de 6 meses o 1 año, se pueden vender por ventas directas, a través de una subasta centralizada de TCC o vía el mercado secundario. En el futuro también serán asignados a quienes inviertan en la expans ión de la transmisión. La capacidad disponible de TCC se ofrece a participantes del mercado calificados, a través de un proceso de subastas manejado por el NYISO 32. La subasta provee un medio para 31

Transmissión Congestion Contracts: Contratos de congestión de transmisión. TCC por sus siglas en inglés. 32 NYISO: Operador independiente del sistema de Nueva York

32

que los participantes determinen a través de sus ofertas q ue set de TCC será asignado. El ISO colecta los dineros de todas las asignaciones de TCC y los ingresos sobrantes se asignan a los dueños de las líneas de transmisión. En la figura 5 se muestra los volúmenes de TCC subastados, los cuales se han incrementado en al menos un 120% en 2000, un 50% en el periodo 2000 - 2001 y en un 9% entre el 2001 - 2002, alcanzando 140000 MW. La distribución de los precios de TCC durante el 2002 se muestra en la figura 6

Figura 9: Volumen anual en MW de TCC subastados en Nueva York

Figura 10: Distribución de los precios de TCC durante 2002

Se han realizado estudios a los precios de TCC 33 de las primeras 4 subastas de los años 2000 y 2001 y se encontró que el mercado se co mportó relativamente bien. Por ejemplo los compradores de TCC predijeron los precios de congestión correctamente la mayoría del tiempo , sin embargo el mercado de TCC no parece ser eficiente en la cobertura de complejas transacciones que involucran exposici ones más grandes o a través de múltiples interfaces de congestión. En estos casos los compradores de TCC pagaron precios excesivos como prima de riesgo lo cual está lejos de ser razonable. Además no se encontraron evidencias de que los

33

Siddiqui, A.S., Bartholomew, E.S, Marnay, C.y Oren S,S “Eff iciency of the NEW York Independent System Operator Market for Transmission Congestion Contracts, forthcoming Managerial Finance.

33

participantes aprendieran a utilizar mejor los TCC a través del tiempo. Estos resultados pueden ser causa de un nuevo mercado, con reglas poco claras para la mayoría de los participantes .

5.3. Mercado Californiano Los FTR fueron introducidos en California en febrero del 2000. Todos los FTR han sido opciones y no obligaciones. El CAISO 34, ha hecho disponible el 100% de la capacidad de transmisión en cada dirección de interface, corregido por contratos ya existentes, que a medida que estos contratos terminen se espera que aumente el volumen de FTR. El CAISO realiza subastas anuales, con duración de los contratos de un año, cada subasta tiene múltiples etapas. Se han vendido alrededor de 10000 MW de FTR anualmente, lo que han significado ingresos cercanos a 100 millones en los últi mos años. Estos ingresos se le entregan a los dueños de las líneas de transmisión de manera de compensar los cargos de acceso. Se hizo una reestructuración del mercado para incluir precios zonales de manera de que los FTR se acercaran los tipos “point to point”, utilizados en los mercados del este como PJM y New York. En este nuevo mercado la asignación de FTR es de 12 meses, con posibilidad de comprarlos para horas punta o fuera de punta y potencialmente la capacidad de comprar cada mes distintos volúmen es, de manera de permitir una mejor cobertura en los distintos escenarios de costos de congestión esperado.

34

CAISO: Operador Independiente del Sistema de California,

34

6. Aplicación FTR al mercado Chileno

Como se ha explicado en este trabajo, el mercado chileno se basa en tarificación marginal local, lo cual pro voca diferencias de precios en las distintas barras del sistema a causa tanto de las pérdidas como de los costos producto de la congestión de las líneas de transmisión. Dada la naturaleza monopólica del sistema transmisor y debido a que tiene sus costos de operación asegurados por ley, no se produce un desarrollo eficiente del sector, principalmente debido a la falta de competencia, lo que ha provocado que la expansión sea mucho menor que la necesaria, debido al ingreso en los últimos años de nuevos genera dores. Este desbalance entre expansión en generación y transmisión representa un riesgo para el 1° sector, debido a que los precios marginales pueden variar en forma importante en casos de alta congestión y al estar en un sector competitivo, estas variac iones de costos no se encuentran resguardados en la actualidad, lo que puede llevar en casos extremos a la quiebra de un generador al no poder despachar su energía y verse obligado a la compra en el mercado Spot local la energía necesaria para abastecer su s contratos. Para la implementación de los derechos de transmisión se debe crear el marco regulatorio necesario el correcto desarrollo del sistema que entre otras cosas defina: Quienes tienen acceso a participar de este mercado. Sin duda quienes invi erten en generación deben recibir FTR que les permitan solventar los costos hundidos de la inversión. Como entregar la capacidad de transmisión ya existente, ya sea con subastas que maximicen la función de utilidad de quienes se los adjudiquen, o respeta ndo acuerdos ya existentes La forma de entrega de los FTR, duración, ubicación y mercados secundarios. Para darle liquidez y dinamismo al sistema es necesaria la implementación de subastas mensuales y de un mercado secundario donde sea posible tranzar l os FTR adjudicados, para ajustar los FTR a los diferentes escenarios en que el sistema puede encontrarse. Estudios realizados al SIC en distintas condiciones de demanda y humedad reportaron los siguientes resultados generales: 

Para condiciones húmedas y de baja demanda se tiene que los precios locales tienden a elevarse al norte del sistema. Lo que se explica por la naturaleza radial del SIC, además

35

los niveles de congestión son bajos, lo que lleva a una curva de costos por barra más suave. 

En condiciones de mucha humedad y baja demanda o seco y baja demanda se producen discontinuidades en la curva de costos asociados a distintas barras del sistema, pero siempre en la zona norte, debido a la congestión que se produce.



En condiciones muy secas, la tend encia de costos por barra cambia, presentando mayores niveles al sur del sistema. Esto se explica tanto por la naturaleza radial del sistema como por los altos costos del agua, en un escenario de escasez, los flujos tienden a ir de norte a sur, lo que prov oca que se eleven los precios en el sur. Esta variación de los precios, tanto al norte o al sur, se explica por el hecho de que la

barra de destino del flujo tenderá a subir sus costos para así aumentar su nivel de generación y crear contraflujos (en cas os de saturación) en la línea en cuestión.



En el caso de una demanda al 80% de la demanda media, también se observan los efectos radiales de la red al presentase costos en barra superiores al norte del sistema bajo escenarios húmedos, debido al exceso de agua en estas condiciones, los flujos irán de sur a norte. No hay niveles importantes de congestión bajo tales condiciones, ni tampoco en condiciones muy húmedas.



Bajo condiciones secas reaparecen los cuellos de botella en el sistema, provocando alzas de costos en las barras del sur. Nuevamente a causa de la topología de la red y los flujos norte sur de la energía



Para demandas al 100% de la demanda media, nuevamente los problemas se presentan en condiciones secas, pero las barras afectadas a congestión cambian. En casos de humedad no se present an importantes niveles de congestión.



Finalmente la tendencia se repite en escenarios de demanda de un 120% de la demanda media, con problemas de congestión en condiciones de escasez de agua.

La naturaleza cambiante del sistema queda demostrada con l os estudios realizados por Méndez, por lo cual es de gran importancia en una posible aplicación de los FTR asegurar tanto

36

la liquidez como el dinamismo del mercado, para de esta manera hacer un uso más eficiente de la red de transmisión. La cobertura entregada por los FTR resultaron también ser mayores en escenarios de mayor escasez de agua, lo cual es evidente ya que se vio que bajo estas condiciones se producían la mayor diferencia de precios marginales. Siendo entonces los generadores de la zona norte los que presentan mayor cobertura, ya que los costos de las barras involucradas en tales transacciones presentarían gran diferencia producto de la congestión del sistema. Para las variaciones de demanda, se tiene que la tendencia es que a mayor demanda mayor nivel de cobertura, lo cual es evidente ya que un FTR busca cubrir la energía que se debe abastecer según contrato

7. Conclusiones Como quedó descrito en este trabajo, el sector eléctrico enfrenta un problema, debido a los problemas de capacidad en las líneas de transmisión. La congestión puede causar que la diferencia de precios marginales en distintas zonas del sistema varíe mucho c onvirtiéndose en una seria amenaza para los generadores que deben están sometidos a la incertidumbre causada por la diferencia de precios a causa de la congestión de las líneas. La aplicación de FTR para cobertura de esta incertidumbre, no se ve como una solución fácil de implementar, ya que requiere una serie de normativas y definiciones para su correcta aplicación, las cuales aún no se encuentran estandarizadas en el mundo. De hecho cada mercado donde se aplican tiene distintas reglas y esto se debe a l a naturaleza de cada mercado. En la actualidad los sistemas más exitosos son los PJM y los de Nueva York, cada uno con reglas de implementación diversas, pero donde se ha tratado de fomentar la liquidez de los recursos y el dinamismo del mercado, de mane ra de asegurar un eficiente uso de los sistemas de transmisión. En caso de aplicarse en Chile, serían de gran utilidad en condiciones de escasez de agua, al ser nuestro sistema principalmente hidroeléctrico, en escenarios de altos precios del recurso agua genera mayores problemas de congestión debido al mayor flujo norte sur, es bajo estas condiciones que se genera la mayor diferencia de costos marginales en las barras. Por lo tanto se puede afirmar que los fenómenos de congestión son más sensibles a las condiciones

37

hidrológicas del sistema que a los diferentes niveles de demanda, que se pudieran presentar. Es más a altos niveles de demanda los niveles de congestión tendían a bajar debido a la mayor disponibilidad de unidades para crear contraflujos en lín eas congestionadas.

8. Referencias: Ley Eléctrica, 19.940, DFL N°4. “Tarificación y Expansión del Sistema de Transmisión bajo la Ley 19.940 (Ley Corta)”, Oscar Álamos & Pablo Rámila. "Planificación y expansión de la transmisión en mercados eléctricos competitivos", Hugh Rudnick & Juan Zolezzi. “Informe Definitivo Precio de Nudo SIC ”, Comisión Nacional de Energía, Abril 2009, “Criterio N-1 en la Legislación Chilena”, José María Bustos & Javier Jacobsen. “Propuesta de desarrollo y expansión del siste ma de transmisión troncal SIC”, dirección de peajes CDEC-SIC, Octubre 2008, “Norma técnica de seguridad y calidad de servicio” , CNE, Marzo 2005 “La regulación del segmento Transmisión en chile”, CNE. “Procedimiento DO: verificación de la activación Optima de los EDAC/EDAG”, CDEC -SIC “Métodos de asignación de peajes de los sistemas de transmisión eléc trica según el uso de la red”, Francisco Javier danitz miller. “Market for Financial Transmission Rights”, Tarjei Kristiansen. “Financial transmission Rights Ex periences and prospects”, Tarjei Kristiansen. “An introduction to Financial Transmission Rights”, Karen Lyons, Hamish Fraser & Hethie Parmesano. “Financial Transmission Right Formulations”, William Hogan. “Transmission Rights and Market Power, James Bushn ell. “Tarificación de Congestión y Derechos de Transmisi ón en Mercados Eléctricos”. Roberto Méndez Delaunoy. “Aplicación de Derechos Financieros de Transmisión al Sector Eléctrico Ch ileno”, Francisco de la Fuente & Rodrigo Palma. “FTR Market - Financial Transmission Rights FAQs”, www.pjm.com “Flow Based Transmission Rights and Congestion Management”, Hung – Po Chao, Stephen Peck, Shmuel Oren & Robert Wilson, The electricity Journal, 2000.

38