La situación que ocurre en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), donde el costo marginal ha llegado a cero en ciertas ocasiones es un fenómeno reciente que se relaciona con la estrechez en la transmisión de la zona, señala Humberto Verdejo, director del Centro de Energía de la Universidad de Santiago.
El costo marginal, es decir, el precio a utilizar en la valorización de transferencias de energía entre empresas generadoras y que refleja el costo de suministrar 1 kilo watt hora (kWh) adicional, influye en la toma de decisiones. El despacho de los generadores lo realiza el CDEC en orden creciente de costos, por lo que el costo marginal se define como el costo variable de la unidad generadora más cara que se encuentra operando, y corresponde al precio en que se valorizan las inyecciones y retiros de todas las empresas generadoras.
Verdejo ejemplifica la actual situación con el siguiente ejemplo: “Supongamos que tenemos dos puntos denominados A y B, unidos a través de una línea de transmisión. En el primero (A) existe una generación disponible de 200 MW en ERNC (obviemos de momento el efecto del factor de planta y supongamos que es 1), en tanto que en el segundo (B), existe un consumo a abastecer y un medio de generación térmico, con capacidad de generación de 300 MW. Si el consumo es de 250 MW, de acuerdo al modelo vigente, debiese haber una asignación de generación de ERNC y la central térmica de acuerdo al despacho en función de orden de mérito, siempre y cuando no exista restricción en la capacidad de transmisión».
«Supongamos ahora que la línea que une los puntos A y B, solo tiene una capacidad de transmisión de 100 MW, significa entonces que la capacidad de inyección de la barra A, donde esta la fuente ERNC, debe ser limitada al valor dado por la potencia a transmitir de la línea, esto es, 100 MW. En esta situación ocurre lo que pudiese ser denominado un desacople, donde el despacho económico efectivo, no se satisface con las restricciones de transmisión. En este caso ocurrirá que en la barra A el costo margina será cero y en la barra B el costo será definido en función de la unidad térmica”, agregó.
Según el académico, mientras más proyectos ERNC se incorporen a la operación del sistema y que no vayan de la mano con una ampliación del sistema de transmisión, “esta situación va a seguir repitiéndose”.
Implicancias
Respecto a las implicancias de tener costo marginal cero, Verdejo sostiene que «para el consumidor final no existe impacto directo, dado que para tanto clientes libres o regulados existen contratos en el largo plazo que no reflejan la variación instantánea del costo marginal».
Eso sí, advierte que esto para los generadores es relevante, «dado que podría ocurrir que aquellos que deseen conectarse a barras donde el costo margina es bajo, esta situación sea un desincentivo. Lo anterior se reflejaría en atrasos de nuevos proyectos de generación hasta no contar con las holguras o ampliaciones del sistemas de transmisión».