El perfeccionamiento en el cargo por potencia dentro del mercado eléctrico local fue uno de los puntos abordados por Alex Galetovic, Senior Fellow de la Universidad Adolfo Ibáñez, durante el evento «¿Cómo diseñar mercados eléctricos flexibles? Experiencia internacional y aplicación al sistema chileno», organizado por la casa de estudios, WEC Chile y la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).

Galetovic mostró algunas falencias y propuestas de mejora en temas como la definición de estándares de calidad, precio spot y otros. Una de las primeras aristas que mencionó fue la posibilidad de mejorar las horas de medición que no coinciden con la hora de carga residual máxima. «Algunos pagan por potencia contratada o por consumo de potencia fuera del período de control de punta. Otros pagan por sus cargas máximas leídas durante el período de control de punta; no por la potencia que consumen a la hora de carga residual máxima del sistema», explicó.

El especialista también sostuvo que «solo los clientes libres dentro de zonas de distribuidoras pagan por potencia leída durante las horas de carga máxima de la unidad superior (la distribuidora). La consecuencia de esto es que los consumidores ahorran potencia cuando el sistema no lo necesita y hay clientes que pagan potencia, pero no la consumen”.

A su juicio, el otro aspecto que se podría mejorar es «definir un estándar de calidad de servicio que sirviera para determinar cuánta potencia necesita el sistema y medir el aporte de potencia de cada generador en el margen durante la hora de mayor LOLP o LOLE, porque el aporte que hace el generador no es el que se ocupa para computar su aporte de suficiencia».

Del mismo modo, afirmó que el problema que hay es que el precio nudo de la potencia no conversa con el costo de instalar una turbina diésel en base a datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

«El precio nudo anda en torno a US$7,5 kW al mes, pero la anualidad de una turbina diésel, de unos 150 MW, se puede calcular con los mismos datos de la CNE, siendo aproximadamente de US$4,8 por kW/mes y la anualidad de un ciclo abierto es marginalmente más alta, de US$5 por kW/mes, entonces hay una diferencia muy grande entre el precio fijado y el costo de instalar una turbina».

Agregó que «una turbina que no funcione pero que cobre potencia, puede rentar en la medida que el factor de derrateo, multiplicado por esos US$7,5, no sea inferior a los US$4,8 o US$5 que cuesta y el resultado lo podemos observar en que se sigue invirtiendo en diésel. Habían en construcción 375 MW a pesar de que las tasas de utilización de las centrales tienden a ser bastante bajas”, finalizó.

En la charla también participaron Frank Wolak, profesor de la Universidad de Stanford; Juan Ricardo Inostroza, consultor y socio fundador de ME3 y María Trinidad Castro, directora ejecutiva de WEC Chile.

En el video se puede revisar la jornada en su totalidad.

Fuente: Revista Electricidad