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Informe preliminar sobre el eje temático 2:
Transformación del mercado mayorista de electricidad en el Perú
por
Frank A. Wolak
Director, Programa de Energía y Desarrollo Sostenible
Profesor, Departamento de Economía Stanford University
Stanford, CA 94305-6072
16 de febrero, 2021
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1. Introducción
La reestructuración de la industria eléctrica peruana se inició en 1992 con la Ley de Concesiones
Eléctricas (DL25844 de 1992) y fue reforzada en 2006 con la Ley de Desarrollo Eficiente de Generación
de Electricidad (Ley 28832 de 2006). Desde 2006, ha habido varias modificaciones en el diseño del
mercado y el proceso regulatorio que rige la industria, pero las características principales, un mercado
en tiempo real para la fijación de precios marginales de localización nodal (LMP) basado en costos que
se basa principalmente en contratos a largo plazo con todos los requisitos entre los propietarios de
unidades de generación y los minoristas para atender a sus consumidores, siguen vigentes.
Durante este período ha habido un cambio tecnológico sustancial en el sector de generación de
electricidad, un mayor énfasis en la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero de la
producción de electricidad y una experiencia internacional significativamente mayor con el diseño y la
supervisión regulatoria de las industrias de suministro de electricidad las cuales fueron reestructuras.
La tecnología de generación de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) se ha adoptado
ampliamente en regiones con importantes recursos de gas natural como la forma más eficiente de
producir electricidad a partir de un combustible fósil. El costo nivelado de la energía (LCOE) de la
capacidad de generación eólica y solar fotovoltaica también ha disminuido considerablemente durante
este período. Esto ha reducido significativamente los costos por encima del mercado para las
jurisdicciones en busca de una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de sus
sectores eléctricos. Durante los últimos veinticinco años, muchos países y regiones de los Estados
Unidos han cambiado drásticamente sus diseños iniciales de mercado mayorista de electricidad y sus
objetivos de política regulatoria en respuesta a estos cambios con diferentes grados de éxito.
La experiencia de estos países y regiones con los diseños iniciales y las reformas posteriores de
sus industrias de suministro de electricidad ha proporcionado varias lecciones valiosas sobre el diseño
de mercado a corto plazo más eficiente, el mecanismo de adecuación de recursos a largo plazo y el
proceso de supervisión regulatorio eficaz para un mercado mayorista de electricidad. Un diseño de
mercado LMP de asentamientos múltiples que optimiza la adquisición de energía y reservas operativas
en los mercados del día anterior y en tiempo real es generalmente reconocido como el diseño de
mercado preferido a corto plazo, particularmente para regiones con importantes objetivos de
implantación de energías renovables intermitentes. Particularmente en los Estados Unidos, existe un
reconocimiento generalizado de la necesidad de un mecanismo automático de mitigación del poder del
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mercado local (LMPM) integrado en el software del mercado para cualquier mercado mayorista basado
en ofertas. Esto va en contra de la transición del Perú a un mercado basado en ofertas hasta que se
implemente un mecanismo LMPM automático y otras salvaguardas regulatorias apropiadas.
Con la creciente dependencia de muchas regiones de los recursos renovables intermitentes, la
necesidad de participación activa de los consumidores finales en el mercado mayorista es cada vez más
urgente y el costo decreciente de los medidores de intervalo hace que esto sea tecnológicamente factible
en un número creciente de jurisdicciones. En los Estados Unidos, existe una creciente insatisfacción
con los mecanismos de disponibilidad de recursos a largo plazo basados en la capacidad,
particularmente en regiones con objetivos ambiciosos de energías renovables intermitentes. Como
consecuencia, varias regiones han implementado o están considerando actualmente mecanismos
alternativos de disponibilidad estos de recursos a largo plazo. Finalmente, en los Estados Unidos y en
un número cada vez mayor de países, existe un reconocimiento general entre los participantes del
mercado y los reguladores de la necesidad de un monitoreo formal del mercado y un proceso continuo
de diseño de este mercado para adaptar continuamente el diseño del mercado mayorista y el proceso
regulatorio al mercado cambiante y a los objetivos políticos.
El propósito de este informe es adaptar las lecciones de la experiencia internacional en cuanto
al diseño y monitoreo del mercado eléctrico durante los últimos veinte años al contexto peruano y
brindar recomendaciones para transformar el diseño del mercado mayorista y el proceso regulatorio del
país. Una lección importante de más de treinta años de procesos de reestructuración eléctrica es que hay
varios principios generales que deben respetarse en el proceso de diseño del mercado. Sin embargo,
muchos detalles de un diseño de mercado eficiente dependen de las condiciones iniciales en el país, la
industria y el proceso de supervisión regulatoria. Por lo tanto, es importante comprender estas
condiciones iniciales para brindar recomendaciones con la mayor probabilidad de mejorar el desempeño
del mercado con los mínimos costos de implementación económica e institucional.
Después de aclarar aspectos relacionados al diseño del mercado mayorista peruano que se están
considerando para una reformar, primero reviso las características esenciales del diseño del mercado
existente y las instituciones reguladoras en Perú. Luego identifico las deficiencias en el diseño del
mercado existente basado en lecciones de los últimos veinte años de experiencia con industrias de
suministro de electricidad reestructuradas. Luego proporciono un conjunto integral de recomendaciones
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para transformar la industria peruana de suministro de electricidad y el proceso de supervisión
regulatoria basado en la experiencia internacional, así como recomendaciones generales sobre cómo
secuenciar la implementación de estas recomendaciones.
2. Alcance del trabajo: Transformación del Mercado Mayorista
Esta sección describe los cuatro segmentos del diseño del mercado eléctrico mayorista peruano
que probablemente se beneficiarán de las lecciones aprendidas de los últimos 25 años de procesos de
reestructuración de la industria eléctrica internacional. Estos cuatro segmentos han experimentado
cambios significativos destinados a mejorar el desempeño del mercado en muchos países
industrializados y en vías de desarrollo, lo que brinda lecciones importantes para modernizar el diseño
actual del mercado y el proceso de supervisión regulatoria en Perú.
2.1. Evaluación y adaptación del mercado a corto plazo
El Perú opera actualmente un mercado en tiempo real que despacha unidades de generación
cada 15 minutos para atender las demandas en toda la red de transmisión durante ese intervalo de tiempo
y establece precios marginales de localización cada media hora utilizando costos operativos validados
por el regulador, en lugar de ofertas y licitaciones presentadas por participantes del mercado. El diseño
de mercado actual en el Perú comparte una característica crucial con el diseño de mercado preferido
comúnmente aceptado y mencionado en la Sección 1 al fijar el precio de toda la red de transmisión y
otras restricciones operativas relevantes, así como las pérdidas marginales asociadas con diferentes
puntos de inyección y retiro de la red eléctrica peruana.
Una consideración importante en la evolución potencial del mercado eléctrico a corto plazo en
el Perú es si se debe pasar de un mercado a corto plazo basado en costos a un mercado a corto plazo
basado en ofertas. Este tema merece consideración ya que una mayor proporción de la energía
consumida en Perú proviene de recursos de generación renovable intermitente que no tienen un costo
variable directo de producción de energía. Este aumento en la producción de energía renovable
intermitente probablemente requerirá inversiones en almacenamiento para transferir esta energía de los
períodos en que se produce a los períodos en los que se necesita para satisfacer la demanda. Sin
embargo, hay una serie de características necesarias del diseño del mercado y el proceso de supervisión
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regulatoria que aún no se han implementado y que son condiciones previas para realizar esta transición.
En consecuencia, creo que sería imprudente pasar de un mercado a corto plazo basado en costos a uno
basado en ofertas como parte del actual proceso de reforma.
Deben implementarse las siguientes mejoras al mercado actual basado en costos. Un mercado
del día anterior a futuro basado en costos y financieramente vinculante para la energía debe combinarse
con el mercado de energía en tiempo real para eliminar los desequilibrios en relación con las ventas y
compras de energía del día a día. Un mercado de reservas operativas del día anterior y en tiempo real
debe optimizarse conjuntamente con los mercados energéticos del día anterior y en tiempo real. El
mercado de reservas operativas debe tener un mecanismo para fijar precios de escasez para reservas
operativas y energía cuando se ofrecen reservas operativas insuficientes al mercado de corto plazo en
relación con los niveles deseados por el operador del sistema. Debería introducirse un mercado de
certificados de energía renovable para aumentar la cantidad de recursos de energía renovable (RER) en
la industria de suministro eléctrico peruano. La operación de la red de transmisión debe seguir
combinada con la operación del mercado mayorista. Se debe establecer un proceso formal de
seguimiento del mercado para el mercado mayorista para que funcione dentro del proceso formal de
supervisión regulatoria y el proceso de diseño del mercado. Finalmente, como parte de este proceso
regulatorio, debe establecerse un proceso formal de planificación de transmisión y generación con un
respaldo regulatorio para las inversiones en transmisión y generación.
2.2. Reformulación del Mecanismo de Adecuación de Generación a Largo Plazo
El desafío de tener suficiente capacidad de generación para satisfacer la demanda de electricidad
en Perú es significativamente más complicado que para muchos otros mercados. Primero, típicamente
más del 50% de la electricidad consumida anualmente proviene de fuentes hidroeléctricas. En segundo
lugar, la tasa anual de crecimiento de la demanda de electricidad en Perú durante los últimos 10 años
ha promediado más del 5% anual, lo que es sustancialmente más alto que las tasas de crecimiento en
los Estados Unidos y otros países industrializados, donde las tasas de 1% o menos son lo común. Por
último, la política energética reciente en Perú se ha centrado en aumentar la proporción de energía
procedente de recursos renovables intermitentes como la eólica y la solar.
Todos los factores anteriores argumentan a favor de un enfoque de adecuación de recursos a
largo plazo que se centre en garantizar un suministro adecuado de energía para satisfacer la demanda
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durante todas las horas del año, en lugar de tener suficiente capacidad de generación instalada para
satisfacer las demandas máximas anuales. Asegurar la energía adecuada para satisfacer la demanda
durante todo el año es particularmente importante en un mercado con una gran parte de la energía
proveniente de recursos hidroeléctricos, porque la cantidad de energía disponible de estos recursos
puede ser significativamente menor durante años con baja afluencia de agua.
Otra preocupación importante en el contexto peruano es la duración de los compromisos de
adecuación de recursos a largo plazo. El actual mecanismo de disponibilidad de recursos a largo plazo
(LT-RA) involucra principalmente contratos con requisitos claramente definidos entre propietarios de
unidades de generación y entidades de servicio de carga adquiridos a través de negociaciones bilaterales
sujetas a la tarifa de barra regulada o precio de barras máximo o mediante un proceso de licitación
competitivo. Estos contratos de requisitos completos pueden tener una duración de hasta veinte años,
lo que evidentemente es un tiempo suficiente para brindar certeza de ingresos a los propietarios de
unidades de generación. Sin embargo, debido a su duración, estos contratos también pueden aislar
completamente a los consumidores de las condiciones actuales en el mercado de corto plazo en Perú.
Además, como señala Ruff (2005), debido a que estos contratos de requisitos completos asignan todo
el riesgo de gestionar la variabilidad en la cantidad de energía mayorista consumida por un consumidor
o distribuidor libre, los grandes proveedores con una cartera de propietarios de unidades de generación
tienen una ventaja de costos para suministrar estos contratos, lo que probablemente limitará la
competencia en el suministro de estos contratos de requisitos completos.
El sector financiero en los Estados Unidos y muchos países industrializados proporciona una
fracción significativa del financiamiento para nuevas inversiones y permite un reparto eficiente del
riesgo entre desarrolladores de unidades de generación, propietarios de unidades de generación,
entidades de servicio de carga y grandes consumidores. En consecuencia, una meta importante del
proceso de reforma en Perú es hacer que tanto el diseño del mercado a corto plazo como el mecanismo
de adecuación de recursos a largo plazo sean modificables para la participación de las entidades del
sector financiero.
Es importante enfatizar que todos los mercados mayoristas de electricidad en los Estados Unidos
y muchos otros países industrializados tienen respaldos regulatorios que permiten a los reguladores
ordenar la adquisición de recursos de generación para asegurar la adecuación de los recursos a largo
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plazo. Adaptar las lecciones aprendidas de la experiencia de estos países en el desarrollo de respaldos
lo suficientemente creíbles como para ser implementados en raras ocasiones, pero con capacidad de
cubrir los riesgos a fin de garantizar, en el contexto peruano, la disponibilidad de los recursos a largo
plazo.
2.3. Incorporación Eficiente de la Generación a partir de Recursos
Energéticos Renovables
En mayo de 2008 se aprobó la Ley de Fomento de la Inversión en Generación de Energía
Eléctrica con Recursos Renovables. Este mecanismo preveía subastas para la compra de energía de
recursos calificados de energía renovable (RER), como la eólica, solar, biomasa y pequeñas
hidroeléctricas. Sin embargo, en los años intermedios, el costo de las instalaciones de RER,
particularmente las unidades eólicas y solares fotovoltaicas, ha disminuido considerablemente. En
consecuencia, muchas regiones del mundo han revisado o están en proceso de revisar sus políticas de
apoyo a los recursos renovables. Además, las regiones con una participación significativa de estos
recursos también han tenido que cambiar la forma en que estos recursos participan en el mercado
energético a corto plazo. Las lecciones de estos mercados internacionales se adaptarán al contexto
peruano.
2.4. Desarrollo de Nuevos Complementarios / Auxiliares Servicios / Mercados
Los desafíos de integrar RER intermitentes han aumentado significativamente la importancia de
las reservas operativas para mantener el equilibrio en tiempo real entre la oferta y la demanda de
electricidad en todos los nodos de la red de transmisión. Una mayor participación de RER intermitentes
en los mercados mayoristas de electricidad en los Estados Unidos y muchos países industrializados ha
aumentado tanto el número de reservas operativas como la cantidad demandada de cada reserva.
Prácticamente todos los mercados mayoristas de electricidad en los Estados Unidos han realizado
cambios significativos en sus mercados de reservas operativas y procesos de adquisición de servicios
complementarios desde que se implementaron por primera vez.
Existe un acuerdo generalizado que el mercado de reservas operativas a corto plazo debe
optimizarse conjuntamente con el mercado energético de precios marginales de localización tanto en el
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día como en tiempo real descrito anteriormente. Esta recomendación se adaptará a mis recomendaciones
de cambios en el diseño del mercado peruano. Las lecciones de la experiencia internacional en la
determinación de los productos comercializados, la demanda de cada producto y cómo los costos de
estos productos se asignan a los participantes del mercado se incorporarán a mis recomendaciones para
el diseño de un mercado de servicios complementarios en el Perú. Una curva de demanda de reserva
operativa es una característica importante de la mayoría de los mercados de reservas operativas a corto
plazo en los Estados Unidos que aumenta los precios de las reservas operativas cuando el operador del
sistema determina que hay escasez de estas reservas. Como se aborda en la Sección 4.4, es
particularmente importante contar con un mecanismo de fijación de precios por escasez de reservas para
un mercado de energía basado en costos.
2.5. Supervisión Regulatoria de la Industria de Suministro de Electricidad
La regulación de una industria de suministro de electricidad reestructurada es significativamente
diferente de la regulación de una industria de suministro de electricidad monopolista integrada
verticalmente. El enfoque de la regulación en el régimen anterior era establecer “precios justos y
razonables” para la electricidad. Estos precios brindan al proveedor monopolista la oportunidad de
recuperar sus costos mediante una operación cautelosa. Estos precios solo recuperan los costos de la
empresa para proteger que monopolista ejerza poder de mercado sobre a los consumidores. En el régimen
del mercado mayorista, la regulación intenta resolver el problema mucho más complejo que es el de
establecer "reglas de mercado justas y razonables". Estas son reglas de mercado que hacen que las
acciones esperadas de maximización de ganancias de los participantes del mercado generen precios de
mercado que sean "justos y razonables" para los consumidores y productores.
Hay una serie de características necesarias del proceso de supervisión regulatoria para el régimen
del mercado mayorista que aumenta la probabilidad de que logre precios "justos y razonables" para los
consumidores y productores. En primer lugar, está el acceso público a los datos presentados y producidos
por el sistema y el operador del mercado. Esto permite que todos los participantes del mercado y terceros
interesados obtengan una comprensión más profunda de cómo se determinan los resultados del mercado,
lo que debería mejorar el desempeño del mercado y reducir las barreras para una nueva entrada en el
mercado. En segundo lugar, debe establecerse un proceso de monitoreo del mercado independiente para
preparar informes periódicos sobre el desempeño del mercado y identificar defectos en el diseño del
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mismo. Finalmente, una sola entidad debe realizar estudios de planificación y suficiencia en la
disponibilidad de transmisión y generación y debe establecerse un proceso regulatorio formal para
realizar inversiones de respaldo en transmisión y generación cuando se considere que los mecanismos
habituales no han proporcionado las inversiones necesarias para una operación confiable del sistema.
3. El Diseño del Mercado Mayorista de Electricidad Peruano
Esta sección resume, en primer lugar, la estructura del mercado en la industria de suministro
eléctrico peruano. A esto le sigue una descripción de las características clave del diseño del mercado
mayorista peruano desglosadas en los cuatro segmentos presentados en la sección anterior. Para cada
segmento de mercado, se identifican las deficiencias del diseño de mercado existente y se sugieren los
cambios recomendados. La Sección 4 proporciona un conjunto integral de recomendaciones para la
transición del diseño del mercado peruano y el proceso regulatorio. La sección 5 resume y establece las
conclusiones.
3.1. Estructura y Desempeño del Mercado en la Industria de Suministro de
Electricidad en el Perú
La Figura 1 presenta las participaciones en la generación para el 2020 por tecnología para el
Perú. Las dos principales fuentes de generación en el 2020 son la hidroeléctrica y el gas natural,
mientras que la generación solar y eólica contribuirá con menos del cinco por ciento de la generación
total. La Figura 2 presenta la participación de la capacidad de generación de los principales proveedores
en Perú. Las tres principales empresas, Engie, Kallpa y ENEL, poseen el 50 por ciento de la capacidad
instalada en el país, y ningún otro proveedor posee más del diez por ciento de esta capacidad instalada.
Esta concentración de propiedad de generación refuerza la necesidad de un enfoque cauteloso para la
transición a un mercado basado en ofertas en Perú.
La Figura 3 muestra la evolución de las inversiones en capacidad RER desde 2009 hasta 2019,
culminando con aproximadamente 1,000 MWs en 2019. La Figura 4 presenta el costo marginal
promedio ponderado del sistema, el costo marginal promedio anual del sistema y el precio promedio
ponderado de barra. Este gráfico ilustra la divergencia significativa entre las condiciones del mercado
mayorista a corto plazo y el precio medio de barra a partir de 2017. La Figura 5 muestra la serie temporal
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del consumo anual de electricidad en Perú de 2010 a 2019, por separado para consumidores libres y
consumidores del mercado regulado. La participación del consumo del mercado libre actualmente
supera la participación del consumo del mercado regulado. La Figura 6 presenta las demandas máximas
anuales de 2010 a 2020. A diferencia de muchos países industrializados, tanto el consumo de energía
anual como las demandas máximas anuales han experimentado un crecimiento significativo durante la
última década.
3.2. Diseño de Mercado Corto Plazo
El mercado peruano de corto plazo es operado por el Comité de Operación Económica del
Sistema Interconectado Nacional (en adelante, COES) utilizando estimaciones del costo de producción
de electricidad para cada unidad de generación térmica y el costo de oportunidad de la energía
hidroeléctrica, cada uno calculado por COES. Las estimaciones de costos térmicos se calculan
utilizando las características técnicas de cada unidad de generación, como la energía de entrada
necesaria para arrancar la unidad, la energía de entrada necesaria para operar la unidad en su nivel
mínimo de operación segura y la tasa de calor de la unidad. El precio pagado por el propietario de la
unidad por el combustible de entrada basado en las facturas enviadas al COES por el generador se
utiliza para convertir las cantidades de combustible de entrada en estos costos. Para determinar el costo
de oportunidad del agua, COES utiliza información sobre el costo de producción de energía a partir de
recursos térmicos, los niveles actuales de agua detrás de las principales unidades de generación
hidroeléctrica y una estimación de la distribución de los flujos hidroeléctricos futuros para resolver un
programa dinámico discreto estocástico para calcular el costo de oportunidad del agua.
Los costos unitarios de generación térmica (puesta en marcha, carga mínima y costo de energía)
y los costos de oportunidad del agua para los recursos hidroeléctricos se utilizan para resolver los niveles
de producción de generación que minimizan el costo total de satisfacer la demanda en todos los lugares
sujetos a las limitaciones de la red de transmisión. y otras limitaciones de funcionamiento del sistema
y pérdidas en el movimiento de energía desde donde se produce hasta donde sale de la red de
transmisión durante el intervalo de precios actual. Este proceso se repite cada 15 minutos y produce
niveles de despacho de generación para ese período de tiempo. Los precios marginales de ubicación
que incluyen el costo marginal de la energía, la congestión de la red de transmisión y las pérdidas
marginales en más de 100 ubicaciones en la red peruana se calculan cada media hora.
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Actualmente, COES opera procesos de programación del día anterior y semanales no
vinculantes desde el punto de vista financiero. El proceso de programación diaria incluye un mercado
basado en ofertas para reservas de regulación de frecuencia secundaria. Los proveedores envían ofertas
para proporcionar estas reservas que se combinan con las estimaciones de costos unitarios de generación
térmica e hidroeléctrica en el proceso de programación diaria. Los precios y cantidades de reserva de
regulación de frecuencia secundaria se determinan minimizando el costo total de satisfacer la demanda
de estos servicios y pronosticando las demandas de energía para las 24 horas del día siguiente, sujetos
a todas las restricciones operativas de la red de transmisión y otros sistemas. Sin embargo, solo las
cantidades de regulación de frecuencia secundaria que surgen del proceso de programación diaria son
financieramente vinculantes. COES calcula un precio de compensación de mercado para cada reserva
de regulación de frecuencia secundaria como el aumento en el valor optimizado de la función de costo
mínimo asociado con el aumento de la demanda de esta reserva operativa en un MW. Los precios de
oferta para la regulación de la reserva de frecuencia secundaria están sujetos al tope establecido por el
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), quien es el regulador del
sector energético y minero en el Perú.
Los programas de generación que surgen del proceso de programación diaria no son vinculantes
desde el punto de vista financiero, aunque se proporcionan a los participantes del mercado con fines
informativos. También hay propietarios de unidades de generación que han vendido reservas de
regulación de frecuencia secundaria bajo contratos a largo plazo. Esta oferta se resta de la demanda del
mercado al calcular los precios y cantidades de las reservas de regulación de frecuencia secundaria. Si
una de estas unidades de generación se despacha para suministrar energía, la unidad debe suministrar
su cantidad contratada de reserva de frecuencia secundaria o enfrentará una sanción financiera.
Al igual que el mercado chileno, el mercado de corto plazo es utilizado principalmente por los
generadores para negociar los desequilibrios entre las cargas que atienden y la producción de sus
unidades de generación. Por ejemplo, el propietario de una unidad de generación que atiende 100 MWh
de carga, pero solo produce 90 MWh de sus unidades de generación durante el período de liquidación
tendría un déficit de suministro negativo neto que debe comprar a los propietarios de unidades de
generación que suministraron más de sus obligaciones de carga durante el período de cumplimiento.
Estos desequilibrios se resuelven financieramente como se muestra en la Figura 7. Sea Gij igual a la
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generación del proveedor i en la ubicación j y CMIj el precio marginal de la ubicación en la ubicación
j. Sea Lik igual a la carga que el proveedor i está retirando en la ubicación k y CMRk el precio marginal
de ubicación en la ubicación k. Dependiendo de su producción de generación y precios marginales de
ubicación en estas ubicaciones y las extracciones de energía y precios en estas ubicaciones, el
propietario de una unidad de generación puede recibir o pagar dinero por el proceso de liquidación de
las diferencias. El pago neto del proveedor es , donde Ki es el
número de ubicaciones donde provee carga y Ji es el número de ubicaciones donde inyecta energía. En
todas las empresas, el monto total pagado por energía excede el monto total pagado a los generadores.
Esto decir que IT, que a menudo se llama las rentas de congestión,
donde Lk es la carga total en la ubicación k y K es el número total de ubicaciones de carga y Gj es el
total de inyecciones en la ubicación j y J es el número total de ubicaciones de generación. IT es una
fuente de ingresos para el propietario de la red de transmisión para compensar el costo de la red de
transmisión.
El mercado minorista se divide en consumidores libres y consumidores regulados. Los
consumidores con un pico de demanda superior a 2,5 MW deben participar en el mercado libre y
aquellos con un pico de demanda entre 200 KW y 2,5 MW pueden elegir entre el mercado libre y el
mercado regulado. Los consumidores libres pueden negociar con los proveedores los precios y los
términos bajo los cuales reciben electricidad al por mayor. Los consumidores regulados deben ser
atendidos por su empresa de distribución local (comercializador de electricidad) a precios negociados
sujetos a un precio máximo establecido por OSINERGMIN.
Todos los Consumidores Libres y las empresas de distribución (para sus grandes usuarios)
recientemente recibieron permiso para comprar hasta el 10 por ciento de su demanda directamente del
mercado de corto plazo en su punto de retiro de la red de transmisión. El resto de sus demandas deben
comprarse a los proveedores en contratos de demanda total concertados mediante negociación bilateral
sujeta al máximo del precio de barras o mediante subastas de adquisición. Bajo estos mecanismos de
contratación, todo el riesgo de cantidad asociado al servicio de la demanda del cliente o del minorista
es asumido por el vendedor del contrato de demanda total. Estos contratos suelen tener una duración
extremadamente larga de hasta 20 años, dependiendo del minorista. Esto puede bloquear precios
extremadamente altos para los consumidores mayoristas de electricidad durante un tiempo
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extremadamente largo, como se muestra en la Figura 4, aunque los precios de mercad o a corto plazo
son significativamente más bajos.
3.1.1. Recomendaciones para mejorar el desempeño del mercado a corto plazo
La adición de un mercado del día anterior financieramente vinculante tiene varios beneficios
potenciales para la eficiencia del mercado. En primer lugar, permitiría modelar todas las no
convexidades en la generación y la operación del sistema para determinar los cronogramas del día
anterior financieramente vinculantes para las unidades de generación. Las restricciones operativas
dinámicas, como las tasas de subida, los costos fijos, como los costos de puesta en marcha y de nivel
operativo mínimo, y las restricciones de tiempo de actividad mínimo y tiempo de inactividad mínimo
para las unidades de generación, se pueden modelar y valorar en la solución de mercado del día anterior.
En segundo lugar, tanto los programas de energía para el día anterior como los programas de reservas
operativas podrían determinarse simultáneamente minimizando el costo de satisfacer las demandas de
energía y reservas operativas durante las 24 horas del día siguiente. Esto abordaría una deficiencia del
proceso de adquisición de reservas operativas existente en el Perú en la que las unidades de generación
pueden lamentar la venta de reservas operativas después de que el propietario de la unidad averigüe el
precio de la energía en el mercado en tiempo real durante ese período de tiempo.
Por ejemplo, suponga que al propietario de una unidad de generación con un costo marginal de
energía de $20/MWh se le compró 10MW de reserva de frecuencia secundaria a un precio de $2/MW
en el proceso de programación diaria. Si el precio en tiempo real de la energía es $25/MWh, el
propietario de la unidad preferiría haber vendido 10 MWh de energía de esta capacidad en lugar de
proporcionar 10 MW de reserva de frecuencia secundaria, porque ganaría $5/MW = ($25/MWh -
$20/MWh) de la producción de energía en lugar de $2/MW para proporcionar una reserva de frecuencia
secundaria.
Con la adquisición optimizada de energía y reservas operativas en el mercado del día anterior,
el propietario de una unidad de generación nunca tendría la capacidad elegida para suminist rar energía
en el mercado del día anterior cuando el suministro de una reserva operativa a partir de esta capacidad
le otorgaría a la unidad una mayor beneficio variable. Por el contrario, la capacidad de una unidad de
generación nunca se tomaría como reserva operativa cuando la ganancia variable obtenida por el
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suministro de energía de la unidad es mayor que la obtenida por proporcionar una reserva operativa de
esa unidad. En tercer lugar, como se analiza en detalle en la Sección 4.1, un mercado del día anterior
financieramente vinculante valora la capacidad de despacho de los recursos de generación a pesar de
pagar el mismo precio a todos los recursos de generación que venden energía en una ubicación en el
mercado del día anterior y el mismo precio a toda la generación de recursos comprando y vendiendo
energía en una ubicación en el mercado en tiempo real. En cuarto lugar, un mercado del día anterior
financieramente vinculante facilitaría la participación activa de la demanda final en el mercado
mayorista, porque los minoristas y los grandes consumidores pueden programar la demanda en el
mercado del día anterior para que no consuman en el mercado en tiempo real como una forma de ser
compensados las reducciones de la demanda cuando el precio del día anterior es significativamente
menor que el precio en tiempo real. La existencia de un mercado del día anterior financieramente
vinculante evita el problema de determinar una línea de base establecida administrativamente en
relación con la cual los minoristas y los grandes consumidores pagan por sus reducciones de demanda,
como señalan Bushnell, Hobbs y Wolak (2009).
Finalmente, un mercado del día anterior financieramente vinculante permitiría participantes
puramente financieros en el mercado eléctrico peruano. Estos participantes podrían mejorar la
convergencia de precios entre el mercado del día anterior y en tiempo real y reducir el costo de atender
la demanda en todo el Perú en tiempo real como se muestra en Jha y Wolak (2019) para el caso de
California. Las acciones de los participantes puramente financieros también podrían facilitar una nueva
entrada en la generación y la comercialización minorista de electricidad, como se analiza en Wolak
(2019). Al proporcionar fuertes incentivos financieros para que los programas energéticos del día
anterior igualen la producción de generación en tiempo real, COES también podría reducir su demanda
de reservas operativas y aún mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda en tiempo real.
3.2. Mecanismos de Adecuación de Recursos a Largo Plazo
Hay dos fuentes de ingresos principales destinadas a garantizar la adecuación de los recursos a
largo plazo en Perú: (1) contratos de demanda total para la energía a largo plazo con consumidores y
distribuidores libres y (2) pagos por capacidad. Los contratos de energía a largo plazo de demanda total
entre generadores y grandes consumidores y empresas distribuidoras proporcionan prácticamente todos
los ingresos al sector de generación en el Perú. Los pagos por capacidad recibidos por unidad de
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generación se recuperan de los ingresos que reciben los propietarios de unidades de generación de los
contratos de demanda tota que han firmado con consumidores y distribuidores libres, diferentes de los
mecanismos de pago por capacidad en los Estados Unidos y otros mercados internacionales donde estos
costos se recuperan de un cargo estimado por cargas. El mecanismo de pago por capacidad se diseñó
inicialmente para proporcionar un flujo de ingresos estable a los propietarios de unidades de generación
que venden energía a consumidores regulados de acuerdo con el precio regulado de barras de energía
que el COES ajustaba cada seis meses.
Se emplea el siguiente mecanismo para determinar el pago mensual por capacidad a cada unidad
de generación. En primer lugar, a todas las unidades de generación en Perú se les asignan valores de
potencia firme en función de su capacidad para suministrar energía en condiciones de estrés del sistema.
Para los propietarios de recursos térmicos, esta magnitud es igual al factor de disponibilidad anual de
la unidad de generación multiplicado por la potencia nominal de la unidad. Para los recursos
hidroeléctricos por corrientes de agua, esta magnitud es igual a la cantidad promedio de energía anual
por hora que la unidad puede proporcionar en condiciones de escasez de agua. Para la unidad de
reservorio, a este número se suma la capacidad de almacenamiento inicial promedio del reservorio.
Dadas estas magnitudes de potencia firme, una vez al mes las unidades de generación se ordenan
desde el costo más bajo al costo más alto hasta la demanda máxima del mes y solo las unidades de costo
más bajo que se necesitan para satisfacer esa demanda máxima mensual tienen derecho a recibir un
pago por capacidad actualmente igual a $7/kW-mes. Bajo el actual mecanismo de pago por capacidad,
los recursos de generación eólica y solar reciben un valor de potencia firme igual a su producción
promedio durante lo que el COES designa como horas pico.
Se han implementado otros dos mecanismos regulatorios para abordar la suficiencia de recursos
a largo plazo en Perú. La primera es la compra de capacidad de reserva fría que requirió la construcción
de dos unidades de generación térmica de combustible dual (gas natural y diesel) para proporcionar
reservas operativas que pueden ser utilizadas para proporcionar energía bajo ciertas condiciones del
sistema. Debido a que estas unidades tenían garantizada la recuperación de costos a través de un
contrato regulatorio, no pueden firmar contratos de energía a largo plazo y no participan explícitamente
en el mercado de corto plazo.
El segundo nuevo mecanismo regulatorio permite al Ministerio de Minas y Energía realizar una
subasta de nueva capacidad de generación cuando determina que esta inversión es necesaria para
asegurar un suministro confiable de energía al Perú. Aunque este mecanismo no se ha utilizado, se
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prevé que cualquier creación de capacidad bajo este mecanismo no tendrá prohibido vender energía en
el mercado a corto plazo o posteriormente vender un contrato de energía a largo plazo.
3.2.1. Recomendaciones para Mejorar el Desempeño del Mercado a Largo Plazo
Hay tres formas principales de mejorar el mecanismo de disponibilidad de recursos a largo plazo
existente en Perú. Primero, debido a que el mecanismo de pago por capacidad en Perú se financia a
través de contratos de energía a largo plazo con requisitos totales, muchos de los cuales son el resultado
de una licitación competitiva, no está claro si todavía es necesario un mecanismo de pago por capacidad
para lograr la disponibilidad de recursos a largo plazo. En segundo lugar, es probable que los términos
de los contratos con requisitos totales y la limitación de la participación de los consumidores finales en
el mercado a corto plazo aumenten el precio que pagan los consumidores por la electricidad al por
mayor en estos contratos de requisitos completos porque los propietarios del 50 por ciento restante de
la capacidad instalada que se muestran en la Figura 2 que no son propiedad de los tres proveedores más
grandes tienen menos capacidad para competir para cumplir estos contratos. Esto limita particularmente
las oportunidades para que los consumidores se beneficien de períodos en los que los precios mayoristas
de la electricidad a corto plazo son bajos, como se muestra en la Figura 4. Finalmente, la experiencia
con el proceso de adquisición de capacidad de reserva fría sugiere la necesidad de un mecanismo de
respaldo regulatorio claramente especificado para determinar si una adquisición de capacidad de
generación fuera del mercado es necesaria para la disponibilidad de los recursos a largo plazo.
La gran dependencia de la energía hidroeléctrica del Perú y el deseo de aumentar la cantidad de
energía renovable intermitente implica que los déficits de energía debido a los bajos flujos de agua o
los bajos niveles de producción de energía solar y eólica, en lugar de los déficits de capacidad, son el
principal desafío de adecuación de recursos a largo plazo que enfrenta Perú hacia adelante. Como se
discutió en la Sección 4.2, un mecanismo de adecuación de recursos a largo plazo que se enfoca en el
desarrollo de un mercado líquido de energía a futuro en el plazo más lejano en horizontes de tiempo
para la entrega que permiten a los nuevos participantes competir con los proveedores existentes a fin
de proporcionar esta energía y generar una vía de ingresos suficientes para financiar nuevas inversiones
en capacidad de generación probablemente sea un enfoque más apropiado. Este enfoque se centraría en
el desarrollo de un mercado para contratos de energía anticipados de precio fijo estandarizados que
puedan constituir la base para el desarrollo de un mercado a futuro de energía líquido lo suficientemente
proyectado al futuro y por una duración lo suficientemente larga como para respaldar las inversiones
17
en nueva capacidad de generación. Un factor clave para mejorar el desempeño tanto del mercado a corto
plazo como del mecanismo de adecuación de recursos a largo plazo es permitir que los consumidores y
distribuidores libres participen plenamente en el mercado de energía y servicios auxiliares a corto plazo,
lo que les permitiría actuar como contrapartes de los contratos anticipados de precio fijo estandarizados
para la energía.
Tratar a los propietarios de unidades de generación y a los consumidores y distribuidores libres
de manera simétrica en el mercado a corto plazo les permitiría eliminar los desequilibrios en relación
con sus compras y ventas de energía en el mercado a futuro de manera similar a lo que hacen los
propietarios de unidades de generación en el mercado existente. Esto aumentaría la liquidez en el
mercado a futuro para la energía porque los consumidores y distribuidores libres podrían comprar
productos estandarizados del mercado a futuro de todos los proveedores de la Figura 2 para cubrir sus
necesidades energéticas y cubrir cualquier desequilibrio en tiempo real mediante compras o ventas en
el mercado a corto plazo, en lugar de comprar contratos de demanda total de un solo proveedor que
posee varias unidades de generación.
3.5. Integración de Recursos Energéticos Renovables
La política de Perú para el desarrollo de recursos energéticos renovables se ha centrado en
realizar licitaciones de energía a partir de tecnologías eólica, solar, de biomasa y de menor generación
hidroeléctrica. En estas licitaciones se han adjudicado más de 1200 MW en más de 60 proyectos. Los
propietarios de recursos renovables que ganan en estas subastas venden energía en el mercado a corto
plazo y luego son compensados anualmente por la diferencia entre los ingresos que reciben del mercado
a corto plazo y el pago determinado por la subasta. Este pago incremental se recupera de los
consumidores finales mediante un cargo de transmisión.
Una lección importante de los mercados mayoristas de electricidad con una gran participación
de recursos renovables intermitentes es que el número de restricciones operativas del sistema aumenta
significativamente a medida que aumenta la proporción de estos recursos porque su producción de
energía puede desaparecer y reaparecer con poca advertencia. En consecuencia, es necesario tener en
cuenta este hecho al operar las unidades de generación despachables en el sistema. Es probable que se
18
necesiten más recursos disponibles para operar a su nivel mínimo de operación segura y aumentar
rápidamente si estos recursos intermitentes dejan de producir. Por ejemplo, durante muchos días en
California, hay subidas diarias de recursos despachables de más de 8.000 MW por tres horas durante la
noche, mientras que los recursos solares dejan de producir energía al final del día y habiendo un
descenso ligeramente más pequeño a primera hora de la mañana a medida que los recursos solares
comienzan a producirse al comienzo de las horas de luz. La gestión de estos desafíos de confiabilidad
también ha aumentado significativamente la demanda de reservas operativas en California.
3.3.1. Recomendaciones para mejorar la integración de recursos renovables
Es probable que ejecutar un proceso de adquisición por separado para cada tecnología RER sea
una forma innecesariamente costosa de adquirir una cantidad fija de energía renovable por dos razones.
Primero, al segmentar el mercado de energía renovable por diferentes tecnologías, es probable que cada
subasta de tecnología específica tenga menos competidores y, por lo tanto, cabe pensar que los
consumidores paguen precios más altos por la energía renovable de cada tecnología. En segundo lugar,
realizar subastas separadas prácticamente garantiza que no se comprará la combinación de tecnologías
de menor costo necesaria para proporcionar una cantidad fija de energía renovable. Un solo proceso de
adquisición para la variable renovable aumenta significativamente la probabilidad de obtener la
combinación de tecnologías de menor costo para proporcionar la cantidad deseada de energía renovable.
Esto se logra mediante la creación de un mercado de certificados de energía renovable (REC).
Se produce un REC cada vez que un recurso renovable calificado produce 1 MWh de energía. Por
ejemplo, cualquier instalación eólica, solar, de biomasa o pequeña hidroeléctrica calificada como RER
puede vender REC. La principal ventaja de establecer un mercado de CER para lograr un objetivo
específico de energía renovable es que esto crea un mercado competitivo para la variable renovable que
está separado de la energía producida por el RER. La creación de dos productos separados proporciona
fuertes incentivos para que los desarrolladores de RER construyan la combinación de menor costo de
unidades de generación de RER para cumplir con un objetivo de energía renovable determinado.
El siguiente ejemplo simple ilustra este punto. Supongamos que los días se componen de dos
períodos: el día cuando los recursos solares producen y el nocturno cuando los recursos eólicos
producen. Suponga que el precio medio durante el día es de $75/MWh y el precio medio durante la
19
noche es de $50/MWh. Si el costo nivelado de energía (LCOE) de las unidades solares es $100/MWh
y el LCOE de las unidades eólicas es $85/MWh, el precio de compensación del mercado de los REC
será de al menos $25/MWh, la diferencia entre el LCOE de la energía solar y el precio promedio durante
el día. Esto es menor que la diferencia entre el LCOE de las unidades eólicas y el precio promedio
nocturno. Este precio REC implica que los desarrolladores de RER construirán unidades solares en
lugar de unidades eólicas menos costosas. Este resultado se produce porque la energía solar es la forma
más barata de proporcionar una unidad de la variable renovable.
Si, como resultado de la entrada de recursos solares, el precio medio diurno cae a $50/MWh, el
precio de los RECs aumentará a $35/MWh, la diferencia entre el LCOE de las unidades eólicas y el
precio medio nocturno. Este precio de REC implica que los desarrolladores de RER construirán
unidades eólicas porque ahora son la forma más barata de producir REC. En consecuencia, el enfoque
REC para lograr un objetivo de RER dado, se basa en un fuerte incentivo financiero para que los
desarrolladores de RER encuentren la fuente más barata del atributo renovable dados los precios de
mercado de la energía. Si el LCOE de una nueva unidad RER es menor que su valor de mercado—el
precio promedio ponderado al que la energía producida por la unidad RER puede venderse en el
mercado a corto plazo—entonces el precio de un REC debe ser cero.
Un mercado LMP de solución doble es ideal para integrar una fracción significativa de recursos
renovables intermitentes en la combinación energética de Perú. Las restricciones operativas adicionales
del sistema y los requisitos de reservas operativas necesarios para operar una red de transmisión con
una gran proporción de recursos intermitentes pueden incorporarse fácilmente en los mercados del día
anterior como de tiempo real. A medida que aumenta la proporción de recursos intermitentes, los
recursos renovables deben pasar a la venta de contratos a plazo estandarizados de precio fijo y cantidad
fija para la energía que se vende mediante los recursos de generación despachables. Como se aborda en
la Sección 4.3, los contratos a largo plazo que pagan un precio fijo a los propietarios de recursos
intermitentes por toda la energía que produce el recurso, independientemente de cuándo produzca el
recurso, son cada vez más problemáticos para los operadores del sistema y del mercado a medida que
aumenta la proporción de recursos renovables intermitentes. Las unidades renovables intermitentes
deben pasar a contratos de precio fijo y cantidades preestablecidas, y vendidas por recursos de
generación convencionales.
20
3.6. Diseño del Mercado de Servicios Auxiliares
El mercado de reservas operativas en Perú se gestiona como parte del proceso de programación
del día anterior con dos productos Frecuencia Secundaria Ascendente (SFU) y Frecuencia Secundaria
Descente (SFD). La cantidad de SFU es un rango ascendente de MW desde el programa del día anterior
de la unidad y la cantidad SFD es un rango descendente de MW desde el programa del día anterior de
la unidad. Los precios de SFU y SFD para los recursos de generación que brindan estos servicios se
determinan al solucionar el problema de programación diaria utilizando los precios de oferta
presentados por los propietarios de unidades de generación para las ofertas de SFU y SFD y los costos
del generador determinados por COES. El precio de compensación del mercado que surge de este
proceso de programación diaria se paga a toda la capacidad de generación aceptada para suministrar
reservas operativas.
La respuesta de frecuencia primaria se proporciona a nivel de unidad de generación con un
evento de frecuencia en una unidad de generación que activa un regulador autónomo y automático o
una respuesta de dispositivo de baja frecuencia similar a cómo se proporciona la respuesta de frecuencia
primaria en todos los mercados mayoristas de electricidad en los Estados Unidos. La respuesta de
frecuencia terciaria es proporcionada por la capacidad de reserva fría discutida anteriormente. Soporte
de voltaje es proporcionado a costo variable cero de las unidades siempre que no haya costo de
oportunidad al brindar este servicio. El Arranque Autógeno se compra a unidades capaces de
proporcionar el servicio bajo un contrato a largo plazo.
3.6.1. Recomendaciones para el Mercado de Servicios Auxiliares
Los servicios auxiliares de equilibrio o el mercado de reservas operativas deben integrarse en
un mercado energético del día previo vinculante desde el punto de vista financiero. Los proveedores
deben presentar ofertas para las reservas operativas que sus unidades estén calificadas para producir y
COES debe combinar estos costos de energía para resolver los cronogramas y precios de energía diaria
y reservas operativas que sean financieramente vinculantes. Este mercado debería comercializar cuatro
productos, SFU, SFD, Reserva Rodante y Reserva No Rodante o Suplementaria. La Reserva Rodante
es la capacidad de generación descargada de una unidad que se sincroniza con la red y que puede
responder a una instrucción de despacho en un período de tiempo preestablecido. La Reserva
21
Suplementaria es una capacidad de generación descargada que actualmente no está sincronizada con la
red, pero que puede ponerse en marcha y proporcionar energía en un período de tiempo preestablecido.
Los precios de estos productos deben calcularse de la misma manera que los precios de la energía
localizados como el aumento en el valor optimizado de la función objetivo del mercado del día previo
o en tiempo real asociado con el suministro de una unidad adicional de esa reserva operativa. Cualquier
energía neta proporcionada por los proveedores de estas reservas operativas sería pagada o pagaría el
precio en tiempo real de la energía en su ubicación. Se debe implementar un mecanismo de f ijación de
precios por escasez de reservas que emplee una curva de demanda de reserva operativa para garantizar
que las reservas operativas y los precios de la energía reflejen las condiciones de escasez cuando la
cantidad de capacidad disponible para proporcionar reservas operativas es menor que la demanda
establecida por COES.
Cualquier contrato a largo plazo para la prestación de servicios auxiliares con propietarios de
unidades de generación debe convertirse en contratos puramente financieros en el sentido de que el
vendedor de este contrato debe tener la opción de proporcionar el servicio desde su propia unidad o
comprar el servicio auxiliar necesario del mercado de corto plazo. Esto garantizará que la fuente de
menor costo de cada servicio complementario se suministre en tiempo real y probablemente reducirá el
precio al que los proveedores están dispuestos a vender contratos a largo plazo por servicios
complementarios.
3.7. Supervisión Regulatoria y Seguimiento del Mercado
La industria de suministro eléctrico peruano no cuenta con un solo documento que defina las
reglas del mercado que se asemeje a lo existente en la mayoría de los países industrializados. Por
ejemplo, todos los mercados de Estados Unidos tienen un conjunto de reglas de mercado que rigen el
comportamiento de los participantes del mercado y del operador del sistema y del mercado. Estas reglas
de mercado se desarrollan a través de un proceso interactivo de partes interesadas y, en última instancia,
deben ser aprobadas por el regulador del mercado mayorista, la Comisión Federal de Regulación de
Energía (FERC) antes de su implementación. Tanto la formulación inicial de estas reglas como
cualquier cambio se desarrollan a través de un proceso público que solicita la opinión de las partes
interesadas. Cualquier cambio propuesto también debe ser aprobado finalmente por la FERC antes de
que se implementen. La existencia de este documento de reglas del mercado asegura que todas las partes
22
conozcan las reglas que rigen el comportamiento de los participantes del mercado, el sistema y el
operador del mercado, y el regulador.
Tampoco existe un proceso formal de monitoreo de mercado independiente que supervise el
desempeño del mercado e identifique las reglas del mercado que impactan adversamente la eficiencia
del mercado. Una lección clave de la experiencia de los mercados mayoristas de electricidad en todo el
mundo es que el diseño del mercado eléctrico es un proceso de mejora continua. No existe el diseño de
mercado perfecto, solo mejores diseños de mercado. Lo que se considera un diseño de mercado superior
depende de las condiciones iniciales en la industria, las tecnologías disponibles para producir
electricidad y la capacidad del proceso regulatorio en el país. Un proceso de seguimiento del mercado
independiente que toma las cantidades masivas de datos producidos por el mercado y los sintetiza en
medidas que se pueden seguir a lo largo del tiempo para evaluar la salud del mercado e identificar los
defectos en las reglas del mercado, eventualmente constituye un componente esencial de este proceso
de mejora continua.
Tampoco existe una entidad única responsable de la planificación de transmisión y generación
a largo plazo en el Perú. Diferentes entidades en Perú producen evaluaciones de disponibilidad de
transmisión y generación, aunque no existe un proceso claramente definido para incorporar estas
evaluaciones en un soporte regulatorio para tomar las decisiones de inversión necesarias en transmisión
y generación.
3.5.1. Recomendaciones para la Supervisión Regulatoria y el Seguimiento del Mercado
El COES debería proponer un conjunto formal de reglas de mercado para el funcionamiento del
mercado mayorista que debería ser aprobado por OSINERGMIN. Estas reglas deben ser examinadas a
través de un proceso de partes interesadas que involucre a todos los participantes del mercado para
garantizar que se hayan considerado todas las perspectivas.
Debe haber un monitor de mercado independiente designado para supervisar el mercad o, preparar
informes periódicos sobre el desempeño del mercado e identificar posibles defectos en las reglas del
mercado. Los posibles enfoques para lograr este objetivo se analizan en la Sección 4.5.
23
Finalmente, debe haber una sola entidad que evalúe la disponibilidad y suficiencia de la red de
transmisión y la unidad de generación, y que tenga la capacidad de implementar un respaldo regulatorio
para las expansiones de las unidades de transmisión y generación. En la Sección 4.5 se analiza un proceso
para implementar este mecanismo.
4. Diseño Recomendado para el Mercado Mayorista de Electricidad
Peruano
Esta sección propone un diseño de mercado integral y un proceso de supervisión regulatoria
para el diseño del mercado mayorista peruano que refleja las lecciones aprendidas de más de veinte
años de experiencia internacional con la reestructuración de la industria eléctrica. Este diseño de
mercado implica cambios en el diseño del mercado a corto plazo, el mecanismo de suficiencia en la
disponibilidad de recursos a largo plazo, el proceso de adquisición de energías renovables, el proceso
de adquisición de servicios auxiliares y el proceso de supervisión regulatoria para la industria de
suministro de electricidad.
4.1. Diseño de Mercado a Corto Plazo
Esta sección propone un mercado de liquidación múltiple de precios marginales nodales basado
en costos que optimiza la adquisición tanto de energía como de reservas operativas en los mercados del
día previo y en tiempo real. Todos los consumidores libres y las empresas de distribución son
participantes activos en los mercados del día previo y en tiempo real. A diferencia del diseño actual de
mercado exclusivo en tiempo real, un mercado de dos liquidaciones fomenta la participación activa del
lado de la demanda en el mercado mayorista porque un consumidor o distribuidor libre puede comprar
energía en el mercado del día anterior que no consume posteriormente cuando los precios en tiempo real
son significativamente más altos que los precios del día anterior. Este mercado también puede permitir
participantes puramente financieros tanto en el mercado del día anterior como en tiempo real.
Finalmente, se discuten las condiciones necesarias en el mercado y el proceso regulatorio para la
transición de un diseño de mercado basado en costos a un mercado basado en ofertas.
24
4.1.1. Coincidencia entre la Operación del Mercado y la Operación de la Red de
Transmisión
Una lección importante de los procesos de diseño del mercado de la electricidad en todo el
mundo es hasta qué punto el mecanismo de mercado utilizado para despachar y operar las unidades de
generación es consistente con la forma en que se opera realmente la red. En las primeras etapas del
diseño del mercado mayorista en los EE. UU., todas las regiones intentaron operar mercados mayoristas
que usaban versiones simplificadas de la red de transmisión. Los mercados de zona única o zonales
asumieron una capacidad de transmisión infinita entre ubicaciones en la red de transmisión o solo
restricciones de transmisión reconocidas en grandes regiones geográficas. Estas simplificaciones de la
configuración de la red de transmisión y otras restricciones operativas relevantes pueden crear
oportunidades para que los participantes del mercado aumenten sus ganancias aprovechando el hecho
de que en tiempo real se debe respetar la configuración real de la red de transmisión y otras restricciones
operativas.
Estos mercados establecen un precio único de compensación de mercado durante media hora o
una hora para todo un país o una gran región geográfica, aunque había unidades de generación con
precios de oferta por debajo del precio de compensación de mercado que no producían electricidad y
unidades con precios de oferta superiores al mercado - precio de compensación de la producción de
electricidad. Este resultado ocurre debido a la ubicación de la demanda y las unidades de generación
disponibles dentro de la región, y a la configuración de la red de transmisión que evita que algunas de
estas unidades de bajo precio de oferta produzcan electricidad por lo que requiere algunas de las
unidades de alto precio de oferta para suministrar esa electricidad. Las primeras unidades se denominan
típicamente unidades "sin restricción" y las últimas se denominan unidades "con restricción" o "a
ejecutarse".
Surge un desafío de diseño de mercado porque la forma en que las unidades de generación se
compensan por estar con restricción o sin restricción impacta los precios de oferta que envían al
mercado mayorista de energía. Por ejemplo, si a las unidades de generación se les paga su precio de
oferta por electricidad cuando están restringidas y el propietario de la unidad sabe que estará restringida,
el propietario de una unidad que maximiza las ganancias presentará un precio de oferta mucho más alto
que el costo variable de la unidad y recibir ese precio por la energía incremental que suministre, lo que
eleva el costo total de la electricidad suministrada a los consumidores finales.
25
Puede surgir un conjunto similar de circunstancias para las unidades de generación sin
restricción. Por lo general, a las unidades de generación sin restricción se les paga la diferencia entre el
precio de compensación del mercado y su precio de oferta por no suministrar la electricidad que las
unidades habrían suministrado si no fuera por la configuración de la red de transmisión. Esta regla de
mercado crea un incentivo para un proveedor que maximiza las ganancias que sabe que su unidad estará
sin restricción para presentar el precio de oferta más bajo posible para recibir el pago más alto posible
por estar sin restricción y aumentar el costo total de la electricidad suministrada a consumidores finales.
Este problema ocurre con tanta frecuencia en los mercados de zona única o zonales que ha
adquirido el nombre de "el juego DEC", porque se trata de un proveedor que vende energía en el
mercado del día anterior y que sabe que es muy probable que no sea factible inyectarla en la red de
transmisión en tiempo real. Entonces, el proveedor acepta comprar energía decreciente (DEC) a un
precio por debajo del precio de mercado del día anterior y ganar la diferencia entre estos dos precios
multiplicada por la cantidad de energía vendida en el mercado del día anterior por producir poca o
ninguna energía en tiempo real. Bushnell, Hobbs y Wolak (2008) tratan sobre este problema y las
consecuencias de la eficiencia del mercado en el contexto del mercado inicial de precios por zona en
California. Graf, Quaglia y Wolak (2020) documentan los incentivos para el comportamiento de la
oferta del propietario de la unidad de generación creados por la divergencia entre el modelo de mercado
zonal del día anterior y el modelo de red completa utilizado para operar el mercado italiano en tiempo
real. Sin embargo, este resultado no es exclusivo de los mercados de los países industrializados. Wolak
(2009) analiza estos mismos temas en el contexto del mercado de precio único colombiano con su
mecanismo de pago de conciliaciones negativas y positivas.
Esta discusión ilustra los problemas representativos de eficiencia del mercado y confiabilidad
del sistema que el Perú evita al operar un diseño de mercado de precios marginales nodales. Tener en
cuenta todas las más relevantes restricciones operativas del sistema y de la red de transmisión al
establecer los niveles de producción de la unidad de generación y los precios nodales proporciona las
condiciones iniciales para muchas mejoras beneficiosas para este diseño básico de mercado.
La necesidad de hacer coincidir el modelo de red utilizado para operar el mercado a corto plazo
26
con el modelo de red utilizado para operar la red de transmisión, se contrapone fuertemente a la
separación de la operación del mercado respecto a la operación del sistema. Varios de los primeros
mercados en los Estados Unidos establecieron un operador independiente de mercado del día anterior
para el mercado financiero simplificado, el cual establece horarios del día anterior que separamos del
operador del sistema para el mercado en tiempo real. Todas las regiones de los Estados Unidos operan
mercados de precios marginales nodales donde el operador del mercado y el operador del sistema son
la misma entidad. Debido a que el diseño del mercado en el Perú coincide con el modelo de red utilizado
para operar el mercado a corto plazo con el modelo de red utilizado para operar el sistema en tiempo
real, tanto la operación del sistema como la operación del mercado a corto plazo deben mantenerse
dentro de COES.
4.1.2. Precio Marginal Nodal
Como se describe en la sección anterior, casi cualquier diferencia entre el modelo de mercado
utilizado para establecer los niveles de despacho y los precios de mercado y la operación real de las
unidades de generación necesarias para atender la demanda crea una oportunidad para que los
participantes del mercado tomen acciones que aumenten sus ganancias a expensas de la eficiencia total
del mercado. Los mercados mayoristas de electricidad que utilizan precios marginales nodales (LMP),
también conocidos como precios nodales, evitan en gran medida estos problemas con restricciones y
sin restricciones, porque todas las restricciones de transmisión y otras restricciones operativas
relevantes se respetan en el proceso de determinación de los niveles de despacho y precios marginales
nodales. En consecuencia, a diferencia de los diseños de mercado de zona única o zonales, los mercados
de precios marginales nodales pueden permitir múltiples liquidaciones sin crear oportunidades para que
los proveedores degraden la eficiencia del mercado a corto plazo al aprovechar las unidades de
generación restringidas y no restringidas como se analiza en la sección anterior.
Todos los mercados de LMP en los EE. UU. optimizan conjuntamente la adquisición de energía
y reservas operativas. Esto significa que todos los proveedores presentan al operador del mercado
mayorista sus cronogramas de disponibilidad de suministro de energía específicos de la unidad de
generación y cualquier reserva operativa que la unidad de generación pueda proporcionar. Asimismo,
grandes cargas y entidades de servicio de carga presentan sus cronogramas de disposición a comprar
energía. Los precios nodales para la energía y los servicios complementarios y los niveles de despacho
27
y los compromisos de servicios complementarios para las unidades de generación en cada ubicación de
la red de transmisión se determinan minimizando los costos ofrecidos para satisfacer la demanda de
energía y las reservas operativas en todas las ubicaciones de la red de transmisión, sujetos a toda la red
de transmisión y otras restricciones operativas relevantes. No se aceptará ninguna unidad de generación
para suministrar energía o una reserva operativa si al hacerlo se infringiera una transmisión u otra
restricción operativa.
Una distinción importante entre un diseño de mercado LMP y el diseño de mercado europeo
estándar es el compromiso centralizado de las unidades de generación para proporcionar energía y
servicios complementarios. Los mercados europeos no suelen exigir que todas las unidades de
generación presenten curvas de oferta de energía en el mercado del día anterior y, en cambio, permiten
que los productores individuales tomen las decisiones de compromiso para sus unidades de generación
utilizando modelos simplificados de una o varias zonas de la red de transmisión. Un mercado de
autoabastecimiento puede resultar en unidades de generación de costos más altos operando debido a las
diferencias entre los productores en su evaluación del precio de mercado probable. Los mercados de
auto compromiso tampoco permiten la adquisición simultánea de energía y reservas operativas y, en
cambio, dependen de la adquisición secuencial de reservas operativas antes o después de que se hayan
determinado los programas de energía. Como demuestra Oren (2001), la compensación secuencial de
los mercados de energía y reservas operativas aumenta las oportunidades para que los propietarios de
unidades de generación ejerzan un poder unilateral del mercado en los mercados de energía o de
reservas operativas, porque los proveedores saben que la capacidad vendida en un mercado no puede
competir en un mercado posterior.
Por el contrario, los mercados LMP que optimizan la adquisición de energía y reservas
operativas aseguran que cada unidad de generación se utilice de la manera más rentable en función de
las ofertas de energía y reservas operativas de todas las unidades de generación, no únicamente las que
son propiedad de un solo participante del mercado. Específicamente, el costo de oportunidad de
suministrar cualquier reserva operativa que una unidad pueda proporcionar se tomará explícitamente
en cuenta al decidir si utilizar la unidad para ese servicio complementario. Por ejemplo, si el precio de
compensación del mercado de la energía en la ubicación de esa unidad de generación es 40 $/MWh, el
precio de oferta de energía de la unidad es 30 $/MWh, y el precio de oferta de la unidad para la única
28
reserva operativa que la unidad puede suministrar es 5 $/MW, entonces la unidad no será aceptada para
suministrar esa reserva operativa. Se aceptaría suministrar la reserva operativa solo si su precio fuera
mayor o igual a 10 $/MW debido al costo de oportunidad de la energía de 10 $/MWh para esa unidad.
En cambio, los mercados de auto compromiso o los mercados de reservas operativas
secuenciales, como los que existen en Europa y otros países industrializados, deben depender de los
participantes individuales del mercado para tomar la decisión eficiente entre el suministro de energía o
servicios auxiliares de cada unidad de generación. En consecuencia, es probable que existan muchos
casos en los que se toma un recurso para suministrar una reserva operativa a un precio de $/MW el cual
resulta ser menor que la oportunidad de la unidad de proporcionar energía, o casos en los que un recurso
está proporcionando energía a un precio que tiene un menor costo de oportunidad de la energía que el
precio predominante de una reserva operativa que la unidad puede proporcionar.
El precio nodal en cada ubicación es el incremento en el valor minimizado de la función objetivo
"costos ofrecidos" como resultado de un aumento de una unidad en la cantidad de energía extraída en
esa ubicación en la red de transmisión. En un mercado de precios marginales nodales de reservas
operativas y de energía optimizadas, el precio de cada reserva operativa se define como el aumento en
el valor optimizado de la función objetivo como resultado de un aumento de una unidad en la demanda
de esa reserva operativa. En la mayoría de los mercados LMP, las reservas operativas se adquieren a un
nivel más burdo de granularidad espacial que la energía. Por ejemplo, el precio de la energía
normalmente se cotiza a nivel nodal y las reservas operativas se cotizan en regiones geográficas más
grandes. Bohn, Caramanis y Schweppe (1984) proporcionan un debate accesible de las propiedades del
mecanismo de mercado LMP.
Otra fortaleza del diseño del mercado LMP es el hecho de que otras limitaciones que el operador
del sistema tiene en cuenta al operar la red de transmisión también pueden tenerse en cuenta al establecer
los niveles de despacho y los precios nodales. Por ejemplo, suponga que los estudios de confiabilidad han
demostrado que una cantidad mínima de energía debe ser producida por un grupo de unidades de
generación ubicadas en una pequeña región de la red. Esta restricción operativa puede incorporarse al
mecanismo de mercado LMP y reflejarse en los precios de ubicación resultantes. Esta propiedad de los
mercados LMP es particularmente relevante para la integración rentable de una cantidad significativa de
capacidad de generación renovable intermitente en la red de transmisión porque es posible que sea
29
necesario formular e incorporar restricciones adicionales de confiabilidad en el mercado LMP para tener
en cuenta el hecho de que esta energía puede desaparecen y reaparecen rápidamente.
Una lección importante de la experiencia de los EE. UU. con los mercados LMP es que tener en
cuenta explícitamente la configuración de la red de transmisión para determinar los niveles de despacho
tanto dentro como entre regiones puede aumentar significativamente la cantidad de comercio que tiene
lugar entre las regiones. Mansur y White (2012) demuestran claramente este punto al comparar el
volumen de comercio entre dos regiones del este del este de los EE. UU., lo que los autores llaman el
Medio Oeste y el Este de PJM, antes y después de que estas regiones se integraran en un único mercado
de precios marginales nodales que representa la configuración de la red de transmisión en toda la región
integrada. Los flujos de energía diarios promedio del Medio Oeste al Este de PJM casi se triplicaron
inmediatamente después de la integración de las dos regiones en un mercado LMP. No hubo cambios
en la configuración física de la red de transmisión para las dos regiones. Este aumento en los flujos de
energía fue únicamente el resultado de la incorporación de las dos regiones en un solo mercado LMP
que reconoce la configuración de la red de transmisión para las dos regiones en el despacho de unidades
de generación.
4.1.3. Mercados de Liquidación Múltiple
Los mercados de liquidación múltiple de precios nodales han sido adoptados por todas
las jurisdicciones de EE. UU. con un mercado de electricidad mayorista formal a corto plazo. Un
mercado de liquidación múltiple tiene un mercado a plazo diario que se ejecuta antes de la operación
del sistema en tiempo real. Los propietarios de unidades de generación presentan curvas de oferta a
nivel de unidad para cada hora del día siguiente de energía y reservas operativas, así como
características técnicas de sus unidades de generación, tales como variaciones rápidas, niveles mínimos
y máximos de operación segura y otras características operativas requeridas por el operador del sistema.
Los grandes consumidores y los minoristas de electricidad presentan curvas de demanda de energía
para cada hora del día siguiente. El operador del sistema establece las demandas para cada reserva
operativa y luego minimiza el costo ofrecido para satisfacer la demanda de energía y cada reserva
operativa simultáneamente durante las 24 horas del día siguiente, sujeto a la configuración anticipada
de la red de transmisión y otras restricciones operativas relevantes. Esto da lugar a LMPs y firmes
30
compromisos financieros para comprar y vender energía en cada reserva operativa cada hora del día
siguiente para todas las unidades de generación y ubicaciones de carga.
El mercado del día anterior normalmente permite a los propietarios de unidades de generación
presentar sus ofertas de puesta en marcha y de costo mínimo de carga, así como las curvas de oferta de
energía, y ambos costos ingresan a la función objetivo utilizada para calcular los horarios de generación
por hora y los precios marginales nodales para las 24 horas del día siguiente. Esta lógica implica que
una unidad de generación no se despachará en el mercado del día anterior a menos que la combinación
de sus costos de puesta en marcha y sin carga y los costos de energía sean parte de la solución de menor
costo para atender las demandas por hora durante las 24 horas del día siguiente.
En la medida en que los propietarios de unidades de generación no reciban suficientes ingresos
por la venta de energía y reservas operativas para recuperar sus costos ofrecidos para proporcionar estos
productos durante el día, se les proporciona un pago completo para recuperar estos costos. Los pagos
totales completos se recuperan de todas las cargas mediante un cargo de $/MWh. Por ejemplo, si el
propietario de una unidad de generación con un costo inicial de $5000 y un costo variable de oferta de
energía de $40/MWh vende 100MWh a un precio de $42/MWh, el pago total de la unidad sería $5000
- $4200 = $800 . Si la demanda del sistema fuera de 4000 MWh y este fuera el único pago completo
realizado, entonces el cargo por unidad a la demanda sería de $0,50/MWh.
Los horarios energéticos que surgen del mercado del día anterior no requieren una unidad de
generación para abastecer la cantidad vendida ni una carga para consumir la cantidad comprada en el
mercado del día anterior. El único requisito es que cualquier déficit en un compromiso del día anterior
para suministrar energía debe comprarse en el mercado en tiempo real en esa misma ubicación o
cualquier producción mayor que el compromiso del día anterior se venda al precio en tiempo real en
ese mismo lugar. Para cargas, se aplica la misma lógica. El consumo adicional más allá de la compra
de carga del día anterior se paga al precio en tiempo real en esa ubicación y el excedente de una compra
del día anterior en relación con el consumo real se vende al precio en tiempo real en esa ubicación.
En todos los mercados mayoristas de EE. UU., los LMPs en tiempo real se determinan a partir
de las curvas de oferta en tiempo real de todas las unidades de generación disponibles y cargas
despachables minimizando el costo de oferta para satisfacer las demandas en tiempo real (en lugar de
31
la demanda de oferta) en todas las ubicaciones teniendo en cuenta la configuración actual de la red de
transmisión y otras restricciones operativas relevantes. Este proceso da lugar a LMPs en todas las
ubicaciones de la red de transmisión y niveles reales de operación por hora para todas las unidades de
generación. Los desequilibrios en tiempo real en relación con los horarios del día anterior son
despejados a estos precios en tiempo real.
Para comprender cómo funciona un mercado de dos liquidaciones, suponga que el propietario
de una unidad de generación vende 50 MWh en el mercado diario a 60 $/MWh. Recibe $3000
garantizados en ingresos de esta venta. Sin embargo, si el propietario de la unidad de generación no
inyecta 50 MWh de energía a la red durante la hora de entrega especificada del día siguiente, debe
comprar la energía que no inyecta al precio en tiempo real en esa ubicación. Suponga que el precio en
tiempo real en esa ubicación es 70 $/MWh y el generador solo inyecta 40 MWh de energía durante la
hora en cuestión. En este caso, el propietario de la unidad debe comprar el déficit de 10 MWh en relación
con su programa del día anterior a 70 $/MWh. En consecuencia, los ingresos netos que el propietario
de la unidad de generación obtiene por vender 50 MWh en el mercado del día anterior y solo inyectar
40 MWh son $2300, los $3000 de ingresos obtenidos en el mercado del día anterior menos los $700
pagados por la desviación en tiempo real de 10 MWh del programa del día anterior de la unidad.
Si una unidad de generación produce más que su programa day-ahead (día anterior), entonces
esta producción incremental se vende en el mercado de tiempo real. Por ejemplo, si la unidad produjo
55 MWh, los 5 MWh adicionales más allá del programa diario del propietario de la unidad se venden al
precio en tiempo real. Siguiendo la misma lógica, una entidad de servicio de carga (consumidor o
distribuidor libre) que compra 100 MWh en el mercado del día anterior pero solo retira 90 MWh en
tiempo real, vende los 10 MWh no consumidos al precio en tiempo real. Alternativamente, si la entidad
de servicio de carga consume 110 MWh, entonces los 10 MWh adicionales no comprados en el mercado
del día anterior deben comprarse al precio en tiempo real.
Según esta misma lógica, un mercado de precios nodales de liquidación múltiple se adapta bien
a las regiones que no tienen una red de transmisión extensa porque es explícitamente representativo de
la configuración en la red de transmisión real al establecer tanto los horarios y precios de energía del
día anterior y niveles de producción y precios en tiempo real. Este diseño de mercado elimina gran parte
de la necesidad de ajustes ad hoc en los niveles de producción de la unidad de generación lo que puede
32
aumentar el costo total de la electricidad al por mayor para los consumidores finales debido a las
diferencias entre los precios y horarios que establece el mecanismo del mercado y cómo opera la red
eléctrica real.
Wolak (2011) cuantifica la magnitud de los beneficios económicos asociados con la transición
a un precio nodal de doble liquidación desde un mercado de precios por zonas de dos liquidaciones que
era muy similar al diseño de mercado estándar actualmente en Europa y otros países industrializados.
Wolak (2011) encontró que el total de BTU por hora de energía de combustibles fósiles consumidos
para producir electricidad es un 2.5 por ciento más bajo, el costo variable total de producción por hora
para las unidades de combustibles fósiles es un 2.1 por ciento más bajo y el número total de arranques
por hora es 0.17 más alto después de la implementación de precios nodales. Esta reducción de costos
del 2.1 por ciento implica una reducción de aproximadamente $ 105 millones en el costo variable anual
total de producir electricidad a partir de combustibles fósiles en California asociada con la introducción
de precios nodales. Triolo y Wolak (2020) estudian la transición de un d iseño de mercado zonal de
estilo europeo con auto programación y compromiso a un diseño de mercado nodal de liquidación
múltiple el 1 de diciembre de 2010. Ellos han encontrado una reducción del 3,9% en el costo variable
total de generación desde combustible fósiles para el primer año de operación de este mercado, o un
ahorro de costos anual de $ 323 millones.
Un diseño de mercado LMP de liquidación múltiple también es particularmente adecuado para
administrar una combinación de generación con una parte significativa de recursos renovables
intermitentes. Las limitaciones operativas adicionales necesarias para un funcionamiento fiable del
sistema con una mayor cantidad de recursos renovables pueden incorporarse fácilmente en los modelos
de mercado del día anterior y de tiempo real. Por lo tanto, los beneficios económicos de implementar
un mercado LMP de liquidación múltiple en relación con los diseños de mercado que no modelan la
transmisión y otras restricciones operativas probablemente sean mayores cuanto mayor sea la
proporción de recursos renovables intermitentes. En consecuencia, es probable que cualquier región
con importantes objetivos de energía renovable obtenga beneficios económicos de la implementación
de un mercado LMP de liquidación múltiple.
Este diseño de mercado a corto plazo valora la capacidad de despacho de las unidades de
generación a pesar de que paga todos los recursos en la misma ubicación en la red al mismo precio en
33
los mercados de día anterior y tiempo real. Suponga que una unidad eólica vende 50 MWh y un recurso
térmico vende 40 MWh en el mercado diario a 30 $/MWh. Si en tiempo real no se produce tanta energía
eólica, la unidad térmica despachable debe compensar la diferencia. Suponga que la unidad eólica
produce solo 30 MWh, por lo que la unidad térmica debe producir 20 MWh adicionales. Debido a este
déficit de generación eólica, el precio en tiempo real es ahora de 60 $/MWh. Bajo este escenario, a la
unidad eólica se le paga un precio promedio de 10 $/MWh = (50 MWh x 30 $/MWh - 20 MWh x 60
$/MWh) / 30 MWh por los 30 MWh que produce, mientras que a la unidad térmica despachable se le
paga un precio medio de 40 $/MWh = (40 MWh x 30 $/MWh + 20 MWh x 60 $/MWh) / 60 MWh por
los 60 MWh que produce.
Una lógica similar se aplica al caso de que el recurso eólico produce más de lo esperado y el
recurso térmico reduce su producción porque el precio en tiempo real es más bajo que el precio del día
anterior debido a la inesperada gran cantidad de energía eólica producida. Por ejemplo, suponga que la
unidad eólica vende 30 MWh y el recurso térmico vende 60 MWh en el mercado del día anterior a 30
$/MWh. Sin embargo, en tiempo real hay mucho más viento, por lo que la unidad eólica produce 50
MWh a un precio en tiempo real de 10 $/MWh. Debido a este bajo precio en tiempo real, el recurso
térmico decide producir 40 MWh y compra los 20 MWh adicionales de su programa energético diario
del mercado en tiempo real. El precio medio recibido por la unidad eólica es de 22 $/MWh = (30 MWh
x 30 $/MWh + 20 MWh x 10 $/MWh) / 50 MWh y el precio medio recibido por la unidad térmica es
de 40 $/MWh = ( 60 MWh x 30 $/MWh - 20 MWh x 10 $/MWh) / 40 MWh. A pesar de pagar el mismo
precio por toda la energía en los mercados del día anterior y en tiempo real, un mercado de liquidación
múltiple paga un precio promedio más alto a la unidad de generación despachable por la energía que
proporciona durante la misma hora que la unidad eólica.
4.1.4. Mercado de Liquidación Múltiple y Participación Activa por el lado de la Demanda
La participación activa de los consumidores finales en el mercado mayorista puede reducir la
cantidad de capacidad de generación instalada necesaria para atenderlos y puede reducir el costo de
integrar una cantidad cada vez mayor de generación renovable intermitente. Un mercado de liquidación
múltiple con un mercado a futuro del día anterior y un mercado en tiempo real facilita la participación
activa de la demanda final. Este mecanismo permite a las cargas comprar energía en el mercado del día
anterior que luego pueden vender en el mercado en tiempo real. Sin la capacidad de comprar demanda
34
en el mercado del día anterior que no se consume en tiempo real, los programas de reducción de la
demanda requieren que el regulador establezca una base administrativa relativa a la cual se miden las
reducciones de la demanda, lo que puede reducir significativamente los beneficios d e todo el sistema
participación activa por el lado de la demanda. Este tema se analiza en Bushnell, Hobbs y Wolak (2009).
Hay tres condiciones necesarias para la participación activa de los consumidores finales. En
primer lugar, los clientes deben tener la tecnología necesaria para registrar su consumo en una escala
de granularidad/tiempo similar a la de los productos del mercado mayorista. En segundo lugar, deben
recibir información aprovechable que les indique cuándo modificar su consumo.1
4.1.5. Mercado LMP de liquidación múltiple para el Perú
Un mercado LMP de liquidación múltiple basado en costos para el Perú implicaría los siguientes
cambios en el diseño del mercado. En primer lugar, el actual mercado de programación del día anterior
se volvería financieramente vinculante en el sentido de que los precios y las cantidades para la
generación de energía a nivel de unidad y las ventas de reservas operativas por hora serían
financieramente vinculantes en el sentido descrito anteriormente. A los proveedores que proporcionen
reserva operativa se les pagaría un precio de compensación del mercado por su capacidad siempre y
cuando este servicio así como el precio de compensación del mercado por la unidad de energía sea
posteriormente aceptado para proporcionar dicha energía.
Las unidades que proporcionan Frecuencia Secundaria Up (SFU) y Frecuencia Secundaria
down (SFD), recibirían los precios de compensación del mercado en $/MW para estos productos y el
precio a corto plazo de cualquier energía neta producida durante la hora, o pagarían este precio por
cualquier consumo neto de energía durante la hora. Las ofertas de generadores en el mercado day-ahead
seguirían estando basadas en los costos, pero los proveedores harían ofertas de reservas operativas para
cada hora del día. La necesidad de que los proveedores presenten ofertas por reservas operativas se debe
al hecho de que no existe un costo directo de $/MW por brindar un servicio complementario, aunque
1 McRae y Meeks (2016) presentan los resultados de un experimento de campo en Asia Central que demuestra la importancia de la
información aprovechable para facilitar la participación activa por el lado de la demanda. Kahn y Wolak (2013) encuentran que una vez
que los clientes comprenden los precios no lineales, posteriormente toman decisiones de consumo de energía coherentes con el precio
marginal. Wolak (2015) presenta evidencia consistente con retroalimentación del consumo en tiempo real que generan intenciones de
conservación de energía por parte de los hogares en Singapur.
35
también existe la necesidad de que los propietarios de las unidades de generación recuperen los costos
anuales en los que incurren al proporcionar estos servicios. Los consumidores libres y los
comercializadores de electricidad presentarían ofertas de demanda de energía en su ubicación para cada
hora del día en el mercado day-ahead o del día anterior. El COES fijaría las demandas de cada reserva
operativa durante cada hora del día en el mercado del día anterior.
Entonces, COES hallaría la combinación de menor costo entre los costos de energía de todas las
unidades de generación (incluidos los costos de puesta en marcha, costos mínimos de carga y costos de
energía) y las ofertas de reservas operativas para satisfacer las demandas nodales presentadas por todos
los consumidores libres y minoristas de electricidad y el las demandas de reservas operativas
establecidas por el COES para las 24 horas del día siguiente. Debido a que el mercado de la energía se
basa en los costos, se debería exigir a los consumidores y minoristas libres que presenten sus ofertas de
demanda en el mercado del día anterior como tomadores de precios (demanda única inelástica), en lugar
de ofertas de demanda sensibles al precio con pendiente descendente. El proceso de solución de
mercado del día anterior daría lugar a programas de energía enfocados en recursos financieramente
vinculantes así como a cada reserva operativa y demandas de energía nodal.
El mercado en tiempo real operaría de la misma manera, excepto que COES tendría la opción
de comprar reservas operativas adicionales o vender reservas operativas compradas en el mercado del
día anterior que ya no requiere conjuntamente con la energía en el mercado en tiempo real. En este
mercado, COES resolvería la combinación de menor costo de energía y servicios complementarios para
satisfacer las demandas reales de energía y reservas operativas en todas las ubicaciones de la red de
transmisión. Es importante enfatizar que las demandas en el mercado del día anterior son ofertadas por
consumidores y distribuidores libres, mientras que las demandas en tiempo real son demandas reales en
todas las ubicaciones de la red de transmisión. Todas las diferencias entre los horarios de energía del
día anterior (generación y carga) y los niveles de producción o consumo en tiempo real en cada
ubicación de la red de transmisión se liquidarán al precio en tiempo real como se describe en la sección
anterior.
Si existe la preocupación de que los proveedores puedan ejercer un poder unilateral en el
mercado de reservas operativas, el COES podría considerar reducir el límite de las ofertas de $/MW
que los proveedores pueden presentar al mercado de reservas operativas. Si al COES le preocupa que
36
los límites más bajos en las ofertas al mercado de reservas operativas puedan reducir el suministro de
estos servicios, podría desarrollar un mecanismo automático de mitigación del poder de mercado que
limite significativamente los precios de oferta de los proveedores que se considera que tienen una
capacidad sustancial para ejercer un poder unilateral en el mercado de reservas operativas. La sección
4.4 describe las características básicas de los mecanismos automáticos de mitigación del poder de
mercado.
Este diseño de mercado también podría permitir que los participantes exclusivamente
financieros ingresen al mercado energético day-ahead. Todos los mercados mayoristas de los Estados
Unidos permiten a los participantes exclusivamente financieros negociar las diferencias de precios day-
ahead/tiempo real en prácticamente todas las ubicaciones de la red de transmisión. Los participantes
exclusivamente financieros pueden presentar ofertas de energía crecientes y ofertas de energía
decrecientes que son tratadas de la misma manera que las ofertas de unidades de generación y las ofertas
de demanda en el mercado del día anterior. Una venta de energía creciente exclusivamente financiera
que es aceptada requiere una compra correspondiente en el mercado en tiempo real. De manera similar,
una compra de energía decreciente exclusivamente financiera requiere una venta correspondiente en el
mercado en tiempo real. Como se analiza en Jha y Wolak (2019), estas ofertas puramente financieras
se denominan ofertas virtuales o ofertas de convergencia porque ayudan a converger los precios diarios
y en tiempo real.
Inicialmente, las licitaciones y ofertas de los actores exclusivamente financieros deberían darse
como tomadores de precios (demandados o suministrados de forma inelástica) dado el hecho de que
tanto el mercado del día anterior como el mercado en tiempo real se basan en los costos. En
consecuencia, las ofertas de exclusivamente financieros sólo pueden aumentar la demanda o la oferta
de energía en una ubicación en el mercado día anterior. Sin embargo, esta posición puramente financiera
en el mercado del día anterior debe revertirse en el mercado en tiempo real. Como se muestra en Jha y
Wolak (2019), las acciones de los comerciantes puramente financieros pueden reducir el costo de
atender la demanda en todas las ubicaciones de la red de transmisión durante las condiciones del sistema
cuando es probable que haya una serie de restricciones vinculantes de transmisión y de operación del
sistema en el mercado en tiempo real. Además, la capacidad de las entidades exclusivamente financieras
para participar en el mercado de la energía a corto plazo puede reducir las barreras de entrada a los
sectores de generación y venta al por menor como se analiza en Wolak (2019).
37
4.1.6. Transición Hacia el Mercado Basado en Ofertas en el Perú
La concentración de la propiedad de la unidad de generación en Perú y los numerosos cambios
de diseño de mercado recomendados en este informe respaldan fuertemente un mercado de energía
basado en costos en el Perú para el futuro previsible. Sin embargo, después de que se hayan
implementado muchos de los cambios recomendados en este informe y se haya evaluado su desempeño,
puede valer la pena considerar una transición a un mercado basado en ofertas. Hay una serie de
condiciones iniciales que deben cumplirse antes de considerar esta transición. Primero, debe haber un
proceso de monitoreo independiente del mercado para el mercado peruano que recomiende tal cambio.
En segundo lugar, debe haber un conjunto de reglas de mercado aprobadas por el COES que defina
niveles excesivos de ejercicio del poder unilateral de mercado y la respuesta regulatoria adecuada. Por
último, se debe diseñar un mecanismo de mitigación de poder del mercado local automático y efectivo
que esté listo para su implementación en un mercado de reservas operativas y de energía basado en
ofertas. La sección 4.4 analiza las características básicas de estos mecanismos en los Estados Unidos.
4.2. Mecanismos para Garantizar la Disponibilidad de los Recursos a Largo Plazo
¿Por qué los mercados mayoristas de electricidad requieren una intervención regulatoria para
garantizar la adecuación de los recursos a largo plazo? Los consumidores quieren poder retirar la
electricidad de la red cuando la necesitan, al igual que otros bienes y servicios. Pero no está claro por
qué la electricidad es tan fundamentalmente diferente de otros productos que requiere pagar a los
proveedores para que exista la capacidad de producción. Por ejemplo, los consumidores quieren
automóviles, pero no pagan por las plantas de ensamblaje de automóviles. Quieren viajes aéreos de
punto a punto, pero no pagan aviones. Estas industrias son procesos de producción de alto costo fijo y
costo marginal relativamente bajo, similares al suministro de electricidad. No obstante, todas estas
empresas obtienen su rendimiento para capital invertido vendiendo el bien que los consumidores desean
a un precio superior al costo variable de producción. Claramente, los automóviles y los viajes en avión
son, en muchos sentidos, productos básicos esenciales, pero no existe una intervención reguladora que
garantice que haya suficiente capacidad de producción para que estos productos satisfagan la demanda.
38
Entonces, ¿qué tiene de diferente la electricidad que requiere la necesidad de un mecanismo
para garantizar la disponibilidad de recursos a largo plazo? La respuesta radica en cómo operan los
mercados a corto plazo para estos productos en relación con el mercado de electricidad al por mayor.
Esta diferencia es el resultado de la historia regulatoria de la industria de suministro de electricidad y
la tecnología utilizada históricamente para medir la electricidad. La limitación en el nivel d e precios a
corto plazo y la forma en que se abordan los déficits de suministro en los mercados mayoristas de
electricidad crea lo que Wolak (2013) ha denominado una “externalidad de fiabilidad '' que requiere
una intervención regulatoria para asimilarse.
En el mercado de los automóviles, los viajes en avión e incluso el pan, no existe una prohibición
explícita de que el precio a corto plazo del bien suba al nivel necesario para equilibrar el mercado.
Tomemos el ejemplo de los viajes en avión. Las aerolíneas ajustan los precios de los asientos en un
vuelo a lo largo del tiempo en un intento de garantizar que el número de clientes que viajan en ese vuelo
sea igual al número de asientos que vuelan. Esto puede resultar en precios muy diferentes para un
asiento en el mismo vuelo, dependiendo de cuándo el cliente compra el asiento. Un cliente que espera
demasiado para comprar un asiento se enfrenta al riesgo de un precio infinito en el sentido de que todos
los asientos del vuelo están agotados. Esta capacidad de utilizar precios para asignar los asientos
disponibles es también lo que permite a la aerolínea la flexibilidad de recuperar sus costos totales de
producción. Las aerolíneas pueden establecer precios bajos para llenar vuelos con poca demanda y
precios extremadamente altos en otros vuelos, o en otros momentos para el mismo vuelo, cuando la
demanda es alta.
La capacidad de utilizar el precio a corto plazo para gestionar el equilibrio de la oferta y la
demanda en la industria del suministro de electricidad está limitada en primer lugar por el hecho de que
muchos mercados mayoristas de electricidad tienen topes de oferta que limitan el precio de oferta de un
proveedor en el este mercado y la magnitud del precio de compensación eventual del mercado. Los
mercados basados en costos son un ejemplo extremo de este fenómeno porque las ofertas de todas las
unidades de generación se limitan a los costos verificados por el regulador para producir energía a partir
de la unidad.
Aunque los topes de oferta o un mercado basado en costos limitan la capacidad de los
proveedores para ejercer un poder unilateral en el mercado de la energía a corto plazo, también reducen
39
los ingresos que los proveedores pueden recibir en condiciones de escasez. Esto a menudo se conoce
como el problema del dinero faltante para los propietarios de unidades de generación. Sin embargo,
este problema de dinero faltante es solo un síntoma de la existencia de una externalidad de fiabilidad,
no es la causa.
Esta externalidad existe porque los topes de oferta o un mercado basado en costos limita la
potencial desventaja de los comercializadores de electricidad y los grandes consumidores (que pueden
comprar en el mercado a corto plazo) retrasando sus compras de electricidad hasta la operación en
tiempo real. Específicamente, si un minorista o un gran consumidor sabe que lo máximo posible del
precio de mercado a corto plazo es de 250 $/MWh, es poco probable que esté dispuesto a pagar más
que esa cantidad por la electricidad en cualquier mercado a futuro. Esto crea la posibilidad de que se
produzcan condiciones del sistema en tiempo real cuando la cantidad de electricidad demandada a un
precio basado en el costo sea mayor que la cantidad que los proveedores están dispuestos a ofrecer. Este
resultado implica que el operador del sistema debe verse obligado a abandonar el mecanismo del
mercado o restringir la carga hasta que la oferta disponible ofrecida en o por debajo del límite de oferta
iguale el nivel reducido de la demanda, como sucedió varias veces durante el período de enero del 2001,
Marzo del 2001, y más recientemente en agosto del 2020 en California.
Debido a que las reducciones aleatorias de la demanda, también conocidas como apagones
continuos, se utilizan para hacer que la demanda sea igual a la oferta disponible durante los períodos de
escasez, este mecanismo crea una "externalidad" porque ningún minorista o gran consumidor asume el
costo total de no adquirir cantidades adecuadas. de energía antes de la entrega. Un minorista que ha
comprado suficiente suministro en el mercado a futuro para satisfacer su demanda de energía en tiempo
real es igualmente probable que se le reduzca aleatoriamente como a un minorista del mismo tamaño
que no ha adquirido cantidades adecuadas de energía en el mercado a plazo. Por esta razón, todos los
minoristas y grandes cargas tienen un incentivo para subcontratar sus necesidades energéticas esperadas
en el mercado a futuro.
Los minoristas tienen pocos incentivos para participar en suficientes contrataciones anticipadas
de precio fijo con los propietarios de unidades de generación para garantizar un suministro confiable de
electricidad para todas las posibles ejecuciones de la demanda futura en tiempo real. La opción de
comprar energía en un mercado de corto plazo con un precio máximo bajo hace que sea esperable
40
maximizar las ganancias para el minorista al no firmar un contrato anticipado que permita al propietario
de la unidad de generación la recuperación total de los costos. El minorista preferiría comprar la energía
necesaria a precios limitados por el límite de oferta.
Debido a que las externalidades generalmente son causadas por un mercado faltante, otra forma
de caracterizar esta externalidad de fiabilidad es como un mercado faltante para contratos de energía a
largo plazo. En este caso, debido a que los minoristas no asumen el costo total de no obtener suficiente
energía para satisfacer sus necesidades en tiempo real en el futuro, falta un mercado para contratos a
largo plazo con horizontes de entrega lo suficientemente largos en el futuro como para permitir nuevos
unidades de generación a ser financiadas y construidas para atender la demanda en todas las condiciones
futuras posibles en el mercado de corto plazo.
Como deja en claro la discusión anterior, confiar en un precio de mercado de la energía a corto
plazo limitado o basado en el costo para garantizar la suficiencia de los recursos a largo plazo no aborda
la externalidad de fiabilidad y deja un problema de “dinero faltante” y un problema de “mercado
faltante”. Los mecanismos de capacidad son un enfoque para abordar esta externalidad de fiabilidad
diseñado principalmente para mercados dominados por la generación térmica, donde la principal
preocupación es la capacidad de generación insuficiente para satisfacer los picos de demanda futuros.
En los mercados hidroeléctricos y dominados por renovables intermitentes, es más probable que la
principal preocupación por la confiabilidad sea la energía insuficiente (es decir, no hay suficiente agua,
viento o sol) para satisfacer la demanda, lo que implica que otros enfoques para abordar la externalidad
de la fiabilidad pueden dominar un enfoque basado en capacidad en estos mercados de electricidad.
A medida que aumenta la participación de la generación renovable intermitente en un mercado
mayorista de electricidad, es probable que también aumente la magnitud de la externalidad de la
fiabilidad. La disponibilidad incierta de recursos eólicos y solares aumenta la magnitud y la duración
de los posibles déficits futuros de suministro de energía que deben gestionarse, lo que implica muchos
más casos en los que un mercado de energía a corto plazo basado en costos puede no producir un
aumento suficiente del suministro de energía o una disminución de la demanda para mantener el
equilibrio entre la oferta y la demanda en tiempo real.
41
Se han desarrollado dos enfoques generales para abordar esta externalidad de fiabilidad. El
primer enfoque es un mecanismo de capacidad exigido por el regulador. Por lo general, el regulador
requiere que las entidades de servicio de carga compren suficiente capacidad de generación firme, una
magnitud definida por el regulador, para cubrir su demanda máxima anual. Los propietarios de unidades
de generación reciben un pago determinado por el regulador por la capacidad que proporcionan a la
entidad de servicio de carga. Se utilizan diferentes grados de intervención regulatoria para determinar
este pago de $/KW-año a través de los mecanismos de pago de capacidad existentes. El segundo se basa
en contratos de largo plazo de precio fijo y cantidad fija para la energía, los cuales son firmados entre
los propietarios de las unidades de generación y las entidades de servicio de carga en varios horizontes
hasta la entrega.
4.2.1. Enfoque Basado en la Capacidad para la Suficiencia de los Recursos a Largo Plazo
Particularmente en los EE. UU., los mecanismos de capacidad parecen ser un vestigio del
régimen regulado e integrado verticalmente con grupos de energía regionales donde los pagos de
capacidad compensaban a las unidades de generación por sus costos de capital, porque el grupo de
energía regulado generalmente solo pagaba a los propietarios de las unidades sus costos operativos
variables para la electricidad que producían. Por lo tanto, todos los costos fijos debían recuperarse a
través de otros mecanismos además de la venta de electricidad al por mayor.
Los pagos de capacidad generalmente implican un pago de un dólar por kilovatio por año ($/kW-
año) a unidades de generación individuales en función de alguna medida de la cantidad de su capacidad
que está disponible para producir electricidad durante condiciones estresadas del sistema, lo que a
menudo se conoce como el 'potencia firme' de la unidad. Este valor depende, entre otras cosas, de la
tecnología de la unidad generadora. La potencia firme de una unidad térmica suele ser igual a la
capacidad de la unidad en MW multiplicado por su factor de disponibilidad.2
En los mercados dominados por la energía hidroeléctrica, determinar la potencia firme de una
unidad de generación es una tarea extremadamente desafiante. La potencia firme de una unidad de
2 El factor de disponibilidad de la unidad de generación es igual a la fracción de horas del año que está disponible para producir
electricidad
42
generación hidroeléctrica se basa típicamente en la cantidad de energía que la unidad es capaz de
proporcionar en las peores condiciones hidrológicas posibles. Sin embargo, es difícil, si no imposible,
determinar la cantidad máxima de potencia o energía que una unidad hidroeléctrica puede proporcionar
en estas condiciones, por lo que existe un grado significativo de arbitrariedad al establecer la potencia
firme de una unidad hidroeléctrica. En segundo lugar, debido a que cada propietario de una unidad
hidroeléctrica desearía un valor de potencia mayor para su unidad de generación, a fin de evitar
acusaciones de valores firmes de potencia arbitrarios para unidades de generación individuales, la
entidad que toma esta decisión generalmente basa la cifra en la cantidad de energía que produjo la
unidad. durante las peores condiciones hidrológicas históricamente, aunque el operador del sistema
pueda tener razones sólidas para creer que este valor de potencia firme es demasiado alto. Como
consecuencia, particularmente en América Latina, existen numerosos ejemplos de mecanismos de
capacidad que no lograron asegurar un suministro adecuado de energía y se han declarado condiciones
de racionamiento. Prácticamente todos los mercados reestructurados en América Latina que tienen
mecanismos de capacidad, específicamente Brasil, Chile y Colombia, han experimentado escasez de
oferta que ha requerido racionamiento. McRae y Wolak (2019) presentan un análisis del período de
escasez de oferta más reciente en Colombia y concluyen que los incentivos perversos creados por el
mecanismo de pago por capacidad fueron un factor importante que contribuyó a este resultado.
Las unidades de generación eólica y solar tienen un valor de potencia firme significativamente
por debajo de su capacidad nominal, pero sustancialmente más alta que la cantidad de energía que estas
unidades son capaces de producir durante condiciones estrés del sistema, lo que sugiere que la
construcción del mercado de capacidad no es adecuada para una industria de suministro de electricidad
con importante capacidad de generación renovable intermitente. Por ejemplo, en una noche
extremadamente calurosa no es probable que las unidades de generación solar produzcan energía
mientras que en un día caluroso y soleado se producirá muy poca energía eólica. En consecuencia, el
proceso de calcular los valores de potencia firme para unidades eólicas y solares implica un número
significativo de supuestos no verificables que a menudo apuntan a aumentar los valores de potencia
firme resultantes.
Por ejemplo, el 14 y 15 de agosto de 2020 se produjeron apagones continuos en California a
primera hora de la noche. Los recursos de generación solar apenas producían a pesar de que se les
43
atribuía valores de potencia firme equivalentes al 27 por ciento de su capacidad nominal. Los recursos
eólicos también estaban produciendo significativamente menos energía durante este período de tiempo
que sus valores de potencia firme equivalentes al 21 por ciento de su capacidad nominal. Esta
experiencia subraya los desafíos de un mecanismo de suficiencia de recursos a largo plazo basado en la
capacidad en un mercado con una fracción significativa de energía producida por RER intermitentes.
Ha habido intentos de utilizar mecanismos de mercado para establecer el valor del pago de
$/kW-año a las unidades de generación necesarias para satisfacer la demanda total de capacidad. Sin
embargo, estos mercados de capacidad han estado sujetos a una revisión casi continua porque son
extremadamente susceptibles al ejercicio del poder unilateral de mercado La naturaleza del producto
vendido –capacidad de generación instalada– y una demanda perfectamente inelástica del producto
revelada públicamente crean oportunidades extremas para que los proveedores ejerzan un poder
unilateral de mercado.
Este problema de poder de mercado deja abierta la cuestión de cómo establecer el valor del
precio máximo de $/kW-año en el pago de capacidad. En todas las regiones de los EE. UU. Con
mecanismos de pago por capacidad, existe un proceso establecido administrativamente para determinar
este precio. El valor del pago por capacidad máxima se basa en la estimación hecha por el regulador
para el costo fijo anual de $/kW de una unidad de generación pico. Este precio máximo generalmente
está respaldado por el argumento de que debido al límite de oferta en el mercado a corto plazo y otros
mecanismos de mitigación del poder del mercado, esta unidad de pico solo podría establecer un precio
de energía ligeramente más alto que sus costos operativos variables. Debido a que esta unidad de
generación y todas las demás unidades de generación están perdiendo las horas en las que el precio de
mercado aumentaría por encima de sus costos operativos variables, el costo anual de $/kW de la unidad
de pico es necesario para compensar a todas las unidades de generación por los ingresos que no reciben
debido al límite de oferta y los mecanismos de mitigación del poder de mercado.
Esta lógica para establecer el valor del pago de capacidad de $/kW-año asume explícitamente
que la demanda de electricidad en tiempo real es completamente inelástica en cuanto al precio y que
los proveedores no pueden ejercer cantidades significativas de poder unilateral en el mercado de energía
a corto plazo. Ambos supuestos son claramente falsos. Un número creciente de jurisdicciones en todo
el mundo están instalando medidores horarios que permiten implementar planes de precios dinámicos.
44
Wolak (2013) analiza estas tecnologías y los planes de precios que se generan como consecuencia de
ello. El hecho de que los mecanismos de capacidad puedan limitar la volatilidad de los precios de la
energía a corto plazo y, por lo tanto, atenúe el incentivo para la participación activa del lado de la
demanda en el mercado mayorista proporciona otro argumento en contra de su implementación.
Galetovic, Muñoz y Wolak (2015) utilizan el ejemplo del diseño del mercado chileno para demostrar
las mejoras en la eficiencia del mercado desde la transición de un mercado basado en pagos por
capacidad a un mercado basado en contratos de energía, incluso sin una participación activa del lado de
la demanda en el mercado de corto plazo.
4.2.2. Contratos Anticipados de Precio Fijo y Suficiencia de Recursos a Largo Plazo
La solución de contrato anticipado de precio fijo es el enfoque estándar utilizado para garantizar
un equilibrio de oferta y demanda en tiempo real en los mercados de productos con altos costos fijos de
producción. La perspectiva de un alto precio en tiempo real para el producto proporciona incentivos
para que los clientes cubran este riesgo de precio en tiempo real a través de un contrato anticipado de
precio fijo. Un proveedor se beneficia de la firma de un contrato de este tipo porque tiene como resultado
una mayor certeza de cantidad e ingresos.
La industria de las aerolíneas es un ejemplo conocido de este fenómeno. Existe un costo fijo
considerable asociado con la operación de un vuelo entre un par origen y destino dado.
Independientemente de cuántos pasajeros aborden el vuelo, se debe pagar el avión, el piloto y el
copiloto, los asistentes de vuelo y el combustible. Además, hay un número finito de asientos en el vuelo,
por lo que los pasajeros que desean viajar corren el riesgo de que, si se presentan en el aeropuerto una
hora antes del vuelo e intentan comprar un boleto, pueden encontrar que está agotado o los boletos son
extremadamente costosos debido a la alta demanda de asientos en tiempo real. Los clientes cubren este
riesgo de precio a corto plazo comprando sus boletos por adelantado, que es un contrato anticipado de
precio fijo y cantidad fija (un asiento) para ir en el vuelo. Estas compras futuras en el mercado permiten
a la aerolínea planificar mejor los tipos de aeronaves y el personal de vuelo que utilizará para atender
cada ruta y la cantidad de combustible que se necesita para cada vuelo.
45
Argumentos similares se aplican a los mercados mayoristas de electricidad en la medida en que
los precios en tiempo real pueden subir a niveles muy altos. Por ejemplo, en Australia, el límite de
oferta en el mercado a corto plazo es actualmente de 15.000 dólares australianos ($AU) por megavatio-
hora, sin embargo, los precios al por mayor promedio anuales son inferiores a 100 $AU/MWh. El
potencial de precios a corto plazo en o cerca del límite de precio proporciona un incentivo muy fuerte
para que los minoristas de electricidad y los grandes clientes compren su electricidad a través de
contratos anticipados de precio fijo, en lugar de enfrentar el riesgo de estos precios extremos a corto
plazo. Sin embargo, incluso a este nivel del límite de oferta en el mercado a corto plazo en Australia,
ha habido un pequeño número de períodos de media hora en los que se producen escaseces de oferta,
de acuerdo con el argumento de externalidad de fiabilidad.
La compra de contratos anticipados de precio fijo y cantidad fija con suficiente antelación a la
entrega para que los nuevos participantes compitan para suministrar esta energía asegura que los
minoristas recibirán un precio de mercado a futuro competitivo por sus compras. Estas compras en el
mercado a futuro mucho antes de la entrega también garantizan que el vendedor del contrato tenga
tiempo suficiente para construir la nueva capacidad de generación necesaria para satisfacer la demanda
asegurada a través de los contratos anticipados de precio fijo. En consecuencia, en el mismo sentido en
que los contratos a futuro de precio fijo para viajes aéreos permiten a una aerolínea hacer coincidir
mejor los aviones y el personal de vuelo con las rutas, los contratos a futuro de precio fijo para la
electricidad permiten a los propietarios de unidades de generación elegir la combinación de capacidad
de menor costo para atender la demanda que ha comprado los contratos de energía anticipados de precio
fijo.
En ausencia de una intervención regulatoria, el éxito del contrato anticipado de precio fijo en la
obtención de capacidad de generación suficiente para satisfacer la demanda futura es causante de
amenaza de precios a corto plazo muy altos lo cual constituye el incentivo para que las entidades de
servicio de carga firmen contratos anticipados de precio fijo para sus demandas futuras esperadas con
suficiente anticipación a la entrega y de ese modo permitir que los nuevos participantes compitan con
los propietarios de unidades de generación existentes en la estipulación de estos contratos de energía a
futuro. Sin embargo, la mayoría de las regiones con mercados de electricidad reestructurados no están
dispuestas a permitir que los precios a corto plazo suban al nivel permitido en Australia. Hasta el 17 de
noviembre de 2016, todos los mercados mayoristas de EE. UU. que estaban bajo la supervisión de la
FERC tenían límites de oferta equivalentes a 1.000 $/MWh. La Orden 831 de la FERC revisó esa
46
política, permitiendo a los suministradores presentar, después de esa fecha, el mayor de 1,000 $/MWh
o la oferta verificada de energía incremental basada en el costo de la unidad. Esta orden también limitó
las ofertas verificadas de energía incremental basadas en costos a 2000 $/MWh3. El Consejo de
Fiabilidad de la Electricidad de Texas (ERCOT), el único mercado mayorista jurisdiccional no FERC
en los EE. UU., actualmente limita el precio de oferta que los proveedores pueden presentar en 9,000
$/MWh, que está muy cerca del límite de oferta de Australia en dólares estadounidenses. Nuevamente,
este nivel del tope de oferta limita significativamente, pero no elimina, la probabilidad de escasez de
oferta en el mercado en tiempo real, como lo demostraron los eventos del 15 al 18 de febrero de 2021.
Muchos mercados mayoristas de electricidad fuera de EE. UU., en particular los de los países
en desarrollo, tienen límites de oferta muy por debajo de los 1.000 $/MWh. Los límites de oferta bajos
no crean un incentivo lo suficientemente fuerte para que las entidades de servicio de carga compren
suficientes contratos anticipados de precio fijo con bastante anticipación a la entrega para garantizar la
capacidad de generación suficiente y así cumplir con la demanda futura. En consecuencia, en varios
países de América Latina, existen requisitos exigidos por los reguladores para que las entidades de
servicio de carga compren ciertos porcentajes de su demanda final en contratos anticipados de precio
fijo antes de la entrega.
Es importante enfatizar que es poco probable que imponer estos niveles de contratación imponga
una dificultad financiera a los minoristas que pierden clientes frente a los minoristas competidores. Si
un minorista compró más cobertura de contrato anticipado a precio fijo de la que finalmente necesita
porque perdió clientes frente a un competidor, puede vender esta obligación en el mercado de servicios
auxiliares. A menos que la demanda de energía del mercado en el futuro sea inesperadamente baja, este
minorista tiene la misma probabilidad de obtener ganancias con esta venta que de tener pérdidas, porque
uno de los minoristas que ganó clientes necesita contratos anticipados para cumplir con sus requisitos
regulatorios para la cobertura de su demanda final. Solo en el improbable caso de que la cantidad
agregada de contratos anticipados comprados sea mayor que la demanda final realizada para todo el
mercado, habrá un potencial de contratos anticipados varados en manos de minoristas que pierden
3 Una copia de la Orden 831 de la FERC está disponible en https://www.ferc .gov/whats-new/comm-meet/2016/111716/E-
2.pdf.
47
clientes. La necesidad de desarrollar un mercado secundario líquido para los contratos anticipados de
precio fijo para la energía requiere una estandarización de los términos y condiciones del contrato.
Las obligaciones contractuales anticipadas de precio fijo también limitan significativamente el
incentivo de los propietarios de unidades de generación para ejercer un poder unilateral en el mercado
a corto plazo. Para comprender esta lógica, supongamos que PC es igual al precio fijo al que el
propietario de la unidad de generación acuerda vender energía a un minorista de electricidad en un
contrato a plazo y QC es igual a la cantidad acordada de energía vendida. Este contrato se negocia con
anticipación a la fecha en que el propietario de la unidad de generación suministrará la energía, por lo
que el valor de PC y QC están predeterminados desde la perspectiva del comportamiento en el mercado
mayorista de corto plazo.
Wolak (2000) demuestra que la cantidad de obligaciones contractuales anticipadas de precio
fijo mantenidas por el propietario de la unidad de generación determina qué precio de mercado a corto
plazo la empresa encuentra después de los hechos que maximiza las ganancias dado su costo marginal
de producción de energía, las ofertas de suministro de sus competidores. y el nivel de demanda
agregada. Al incorporar el flujo de pago que el propietario de una unidad de generación recibe de sus
obligaciones contractuales anticipadas, su función de ganancia variable para una hora determinada del
día es:
π(PS) = (PC – C)QC + (QS – QC)(PS – C) (1)
donde QS es la cantidad de energía vendida en el mercado a corto plazo y producida por el propietario
de la unidad de generación, PS es el precio de la energía vendida en el mercado a corto plazo y C es el
costo marginal de producción de electricidad del proveedor, que para simplificar se supone constante.
El primer término en (1) es la ganancia variable de las ventas del contrato anticipado y el
segundo término es la ganancia o pérdida adicional por vender más o menos energía en el mercado a
corto plazo que la cantidad del contrato anticipado del propietario de la unidad de generación. Debido
a que el precio y la cantidad del contrato anticipado se negocian antes de la fecha de entrega, el primer
término, (PC - C) QC, es un flujo de ganancias fijo para el propietario de la unidad de generación antes
de ofrecerlo en el mercado a corto plazo. El segundo término depende del precio en el mercado de corto
48
plazo, pero de una manera que puede limitar significativamente el incentivo para que el propietario de
la unidad de generación aumente los precios en el mercado de corto plazo.
Por ejemplo, si el propietario de la unidad de generación intenta subir los precios reteniendo la
producción, podría terminar vendiendo menos en el mercado a corto plazo que la cantidad de su contrato
anticipado (QC> QS), y si el precio de compensación del mercado es mayor que el costo marginal de
la empresa (PS> C), el segundo término en (1) será negativo. En consecuencia, solo en el caso de que
el propietario de la unidad de generación confíe en que producirá más que la cantidad de su contrato
anticipado en el mercado a corto plazo, tendrá un incentivo para retener la producción con el fin de
aumentar los precios a corto plazo.
La cantidad de obligaciones contractuales anticipadas mantenidas por los competidores de una
empresa también limita su incentivo para ejercer un poder unilateral de mercado en el mercado a corto
plazo. Si un productor sabe que todos sus competidores tienen importantes obligaciones contractuales
anticipadas de precio fijo, entonces este productor sabe que estas empresas presentarán curvas de oferta
en el mercado a corto plazo cerca de sus curvas de costo marginal. Por lo tanto, los intentos de este
propietario de unidad de generación para aumentar los precios en el mercado de corto plazo reteniendo
la producción probablemente no tengan éxito porque la agresividad de las ofertas en el mercado de
corto plazo por parte de sus competidores con obligaciones sustanciales de contratos anticipados de
precio fijo limita el aumento de precio que un productor puede esperar de estas acciones.
Esta dinámica crea el siguiente ciclo virtuoso de contratación anticipada. Si un productor sabe
que todos sus competidores tienen una cantidad sustancial de sus ventas de energía esperadas cubiertas
por contratos anticipados de precio fijo, entonces tiene un incentivo para firmar contratos anticipados
de precio fijo por una fracción sustancial de sus ventas de energía esperadas. Cuando todos los
propietarios de unidades de generación tienen una fracción sustancial de sus ventas de energía esperadas
cubiertas por contratos anticipados de precio fijo, entonces todos tienen un interés común en reducir el
costo de cumplir con estas obligaciones contractuales anticipadas de precio fijo.
Las reducciones resultantes en los precios a corto plazo crean otro ciclo virtuoso de los contratos
anticipados de precio fijo. Los propietarios de unidades de generación que han vendido contratos
anticipados tienen un fuerte incentivo para hacer que el costo de suministro de estos contratos sea lo
49
más bajo posible. Esto debería resultar en precios bajos de la energía a corto plazo, que luego se tendrán
en cuenta en las negociaciones posteriores para la próxima ronda de contratos anticipados de precio
fijo. Esta dinámica de reducción de precios mayoristas de corto plazo es consecuencia de un alto nivel
persistente de cobertura de la demanda final por contratos anticipados de precio fijo que crea el
incentivo para que todos los propietarios de unidades de generación reduzcan el costo de cumplir con
sus obligaciones contractuales.
Para comprender la lógica detrás de este mecanismo, considere el ejemplo de un proveedor que
posee 150 MW de capacidad de generación que ha vendido 100 MWh en un contrato anticipado fijo a
un precio de $25/MWh por una determinada hora del día. Este proveedor tiene dos opciones para
cumplir con este contrato a plazo: (1) producir la energía de 100 MWh a partir de sus propias unidades
a su costo marginal de $20/MWh o (2) comprar esta energía en el mercado a corto plazo al precio de
compensación del mercado vigente. El proveedor recibirá $2,500 del comprador del contrato por los
100 MWh vendidos, independientemente de cómo se suministre. Esto significa que el proveedor
maximiza las ganancias que obtiene de esta venta de contrato anticipado a precio fijo minimizando el
costo de suministro de los 100 MWh de energía. Para garantizar que se tome la decisión de "hacer la
compra" de menor costo para estos 100 MWh, el proveedor debe ofrecer 100 MWh en el mercado a
corto plazo a su costo marginal. Este precio de oferta de 100 MWh garantiza que si es más barato
producir la energía a partir de sus unidades de generación (el precio de mercado es igual o superior a
$20/MWh), la oferta del proveedor para producir la energía será aceptada en el mercado a corto plazo.
Si es más barato comprar la energía en el mercado a corto plazo (el precio de mercado es inferior a
$20/MW) no se aceptará la oferta del proveedor y el proveedor comprará los 100 MWh en el mercado
a corto plazo a un precio inferior $20/MWh.
Este ejemplo demuestra que un enfoque de contrato anticipado de precio fijo para la
disponibilidad de recursos a largo plazo hace que cada vendedor maximice las ganancias esperadas para
minimizar el costo de suministro de la cantidad de energía vendida en este contrato anticipado cada
hora del período de entrega. Si todos los proveedores saben que la suma de los valores del contrato
anticipado de precio fijo por hora para todos los proveedores es igual a la demanda del sistema, cada
empresa sabe que sus competidores tienen obligaciones sustanciales de contrato anticipado de precio
50
fijo para esa hora. Esto implica que todos los proveedores saben que tienen oportunidades limitadas
para aumentar el precio que reciben por las ventas de mercado a corto plazo más allá de la cantidad de
contrato anticipado por hora.
4.2.3. Un Enfoque de la SFPFC para la Suficiencia de los Recursos para el Perú
Esta sección describe un enfoque de Contrato Anticipado de Precio Fijo Estandarizado (SFPFC,
por sus siglas en inglés) para la suficiente disponibilidad de recursos a largo plazo para el Perú que
internaliza la externalidad de fiabilidad causada por un mercado de corto plazo basado en costos. Este
mecanismo utiliza los incentivos para el comportamiento de los proveedores creados por los contratos
anticipados de precio fijo descritos en la sección anterior para proporcionar fuertes incentivos
financieros para que la demanda del sistema se satisfaga durante todas las horas en el futuro lejano. Se
proporciona la máxima flexibilidad para que los proveedores encuentren la combinación de recursos de
generación de menor costo para cumplir con este objetivo.
La externalidad de fiabilidad descrita se internaliza al requerir que todos los consumidores y
distribuidores libres mantengan contratos anticipados estandarizados a largo plazo y a precio fijo iguales
a fracciones de su demanda realizada en varios horizontes hasta la entrega. Joskow (1997) sostiene que
es probable que la mayoría de los beneficios económicos de la reestructuración de la industria eléctrica
provengan de decisiones de inversión más eficientes en nueva capacidad de generación. La combinación
de un mercado a corto plazo basado en costos y mandatos contractuales anticipados a plazo de precio
fijo para los minoristas de electricidad es un enfoque de bajo costo y baja carga regulatoria para realizar
inversiones más eficientes en nueva capacidad de generación.
Debido a la dependencia del Perú de los recursos hidroeléctricos y su deseo de aumentar la
cantidad de energías renovables intermitentes en su matriz energética, un enfoque basado en la
capacidad para la suficiencia de los recursos a largo plazo es cada vez más inapropiado.
El requisito de que todos los consumidores y distribuidores libres mantengan su fracción de la
demanda realizada del sistema en una energía SFPFC reemplazaría el requisito actual de que todos los
proveedores deben comprar contratos de demanda total netos de sus compras del 10 por ciento
51
directamente del mercado de energía a corto plazo. En estado estacionario, se requeriría que los
consumidores y distribuidores libres mantuvieran SFPFCs que cubran el 100 por ciento de la demanda
obtenida del sistema y comprada con tres años de anticipación, el 95 por ciento de la demanda obtenida
del sistema y comprada cuatro años antes de la entrega, el 90 por ciento de la demanda obtenida del
sistema cinco años antes de la entrega y el 85 por ciento de la demanda obtenida seis años antes de la
entrega. Las fracciones de la demanda del sistema y el número de años de anticipación en que deben
adquirirse los SFPFC son parámetros que establecería OSINERGMIN para garantizar la suficiencia de
los recursos a largo plazo. Los SFPFC se compensarían con el promedio ponderado por cantidad de los
precios marginales nodales en tiempo real por hora en todos los nodos de extracción de carga.
El período de cumplimiento de los SFPFC puede ser años calendario, trimestres o incluso meses.
Independientemente del período de cumplimiento, un SFPFC es para una cantidad fija de energía que
se compensa con cantidades por hora durante ese período de cumplimiento en función de las demandas
del sistema por hora realizadas durante el período de cumplimiento. La estacionalidad predecible en la
producción de energía hidroeléctrica, solar y eólica proporciona un fuerte argumento para los contratos
SFPFC trimestrales o incluso mensuales.
Un período de cumplimiento más corto para los SFPFC también reduciría la incertidumbre en
las obligaciones finales por hora de los vendedores y titulares de SFPFC. La liquidación preliminar de
los contratos durante el período de entrega podría basarse en la mejor estimación por COES de la forma
de carga horaria durante el período de cumplimiento. Esta podría ser la forma de carga horaria durante
el mismo trimestre del año anterior. Los SFPFC mensuales probablemente permitirían estimaciones
más precisas de la forma de carga horaria realizada durante el período de cumplimiento que los SFPFC
trimestrales y los SFPFC trimestrales probablemente permitirían estimaciones más precisas de la forma
de carga horaria realizada durante el período de cumplimiento en relación con los SFPFC anuales. La
principal complicación con períodos de cumplimiento más cortos para los SFPFC es que requieren
subastas de adquisiciones más frecuentes. Por estas razones, los SFPFC deben implementarse con
períodos de cumplimiento no más largos que los trimestrales.
52
La energía SFPFC se adaptaría a la demanda horaria del sistema dentro del período de
cumplimiento del contrato. La Figura 8 contiene un patrón de muestra de la demanda del sistema para
un horizonte de entrega de cuatro horas. La demanda total para las cuatro horas es de 1000 MWh, y las
demandas de cuatro horas son de 100 MWh, 200 MWh, 400 MWh y 300 MWh. Por lo tanto, un
proveedor que vende 300 MWh de energía SFPFC para entrega dentro de estos cuatro períodos tiene
obligaciones contractuales anticipadas en forma de demanda del sistema horario de 30 MWh en la hora
1,60 MWh en la hora 2, 120 MWh en la hora 3 y 90 MWh en la hora 4 para la Empresa 1 en la Figura
9. Las obligaciones contractuales anticipadas por hora para la Empresa 2 que vendió energía SFPFC de
200 MWh y la Empresa 3 que vendió 500 MWh de energía SFPFC también se muestran en la Figura 9.
Estas obligaciones de SFPFC también se asignan a lo largo de las cuatro horas de acuerdo con las
mismas cuatro partes por hora de la demanda total del sistema derivadas de la Figura 8 del 10 por ciento
en el período 1, el 20 por ciento en el período 2, el 40 por ciento en el período 3 y el 30 por ciento en
período 4. Esto asegura que la suma de los valores horarios de las obligaciones del contrato anticipado
para los tres proveedores sea igual al valor horario de la demanda del sistema. Tomando el ejemplo de
la hora 3, la obligación de la empresa 1 es de 120 MWh, la de la empresa 2 es de 80 MWh y la de la
empresa 3 es de 200 MWh. Estos tres valores suman 400 MWh, que es igual al valor de la demanda del
sistema en la hora 3 que se muestra en la Figura 8.
Las obligaciones totales de los contratos anticipados de precio fijo estandarizados se asignan a
los minoristas en función de su participación en la demanda del sistema durante el período de
cumplimiento. En la operación real del mercado, estas asignaciones se basarían en la participación de
la energía mensual consumida por el consumidor libre o la empresa de distribución. Suponga que los
cuatro minoristas de la Figura 10 consumen 100 MWh, 200 MWh, 300 MWh y 400 MWh durante los
cuatro períodos. Esto significa que al minorista 1 se le asignan 100 MWh de las obligaciones de SFPFC
de 1000 MWh para los cuatro períodos, al minorista 2 se le asignan 200 MWh, al minorista 3 se le
asignan 300 MWh y al minorista 4 se le asignan 400 MWh. Las obligaciones de cada minorista se
asignan a las horas individuales utilizando las mismas cuotas de demanda del sistema por hora que se
utilizan para asignar las ventas de energía SFPFC de los proveedores a las cuatro horas. Este proceso
de asignación implica que el minorista 1 tiene 10 MWh en la hora 1, 20 MWh en la hora 2, 40 MWh
en la hora 3 y 30 MWh en la hora 4. Repitiendo este mismo proceso de asignación para los otros tres
minoristas se obtienen las tres asignaciones por hora restantes que se muestran en la Figura 10. Al igual
que en el caso de los proveedores, la suma de las asignaciones entre los cuatro minoristas por cada hora
53
es igual a la demanda horaria total del sistema. Para el período 3, la participación del minorista 1 es de
40 MWh, la del minorista 2 es de 80 MWh, la del minorista 3 es de 120 MWh y la del minorista 4 es
de 160 MWh. La suma de estas cuatro magnitudes es igual a 400 MWh, que es la demanda del sistema
en la hora 3.
Los SFPFC se comprarían a través de subastas varios años antes de la entrega para permitir que
los nuevos participantes compitan para suministrar esta energía. Debido a que los valores horarios
agregados de estas obligaciones de SFPFC se asignan a los minoristas en función de su participación
real en la demanda del sistema durante el mes, este mecanismo puede adaptarse fácilmente a la
competencia minorista. Si un minorista pierde carga y otro la gana durante el mes, la parte del valor
agregado por hora de los SFPFC asignados al primer minorista cae y la parte asignada al segundo
minorista aumenta.
El COES llevaría a cabo las subastas con la supervisión del OSINERGMIN. Una ventaja del
diseño de los productos SFPFC es que se puede utilizar un mecanismo de subasta simple para comprar
el producto SFPFC para cada período de cumplimiento. Se podría realizar una subasta de varias rondas
en la que los proveedores presenten la cantidad total de energía SFPFC anual que les gustaría vender
durante un determinado período de entrega al precio de la ronda actual. En cada ronda de la subasta, el
precio disminuiría hasta que la cantidad que los proveedores estén dispuestos a vender a ese precio sea
menor o igual a la cantidad agregada de energía SFPFC demandada. COES también administraría una
cámara de compensación para administrar el riesgo de la contraparte asociado con estos contratos. Esta
no sería notoriamente distinta de la cámara de compensación necesaria para liquidar el actual
mecanismo de pago por capacidad.
Si el período de cumplimiento para cada producto de SFPFC es un trimestre del año, esto implica
la necesidad permanente de subastas de cumplimiento por adelantado y una subasta acordada cada
trimestre. Las subastas de cumplimiento deben realizarse con suficiente anticipación al período de
entrega para permitir que los nuevos participantes compitan con los propietarios de recursos de
generación existentes para suministrar esta energía. Por ejemplo, el primer SFPFC en ejecución en
diciembre de 2021 podría ser para "entregas de energía" a partir del primer trimestre de 2024. En este
momento, las subastas para los tres trimestres restantes de 2024 podrían realizarse y también las
54
subastas para todos los trimestres de 2025, 2026 y 2027. Esto significa que cada trimestre se llevan a
cabo 16 subastas de productos trimestrales, aunque podrían realizarse más o menos subastas trimestrales
dependiendo de la cantidad deseada de certeza de ingresos futuros. La cantidad de energía comprada
en la subasta T1-2024 sería igual al pronóstico del COES de la demanda total de energía para el primer
trimestre de 2024. Recuerde que este es un número único igual a la cantidad total de energía que estima
el COES es consumido en ese trimestre. Las subastas de T2, T3 y T4 comprarían el pronóstico COES
de la demanda para estos trimestres. Para el primer trimestre al cuarto trimestre de 2025, las demandas
compradas podrían ser ligeramente menores que el pronóstico del COES para estos trimestres, digamos
el 95% de la demanda prevista en cada trimestre. Para el primer trimestre al cuarto trimestre de 2026,
las demandas compradas podrían ser iguales al 90% del pronóstico del COES para esos trimestres. Para
el T1 al T4 de 2027, la demanda comprada podría igualar al 85% del pronóstico del COES para esos
trimestres.
A medida que avanza el tiempo, se podrían realizar subastas adicionales durante los
próximos 16 trimestres con 3 años de anticipación para mantener estos porcentajes en cada
horizonte de entrega anual a futuro. Por ejemplo, en el cuarto trimestre de 2022, se realiza rían
subastas adicionales de SFPFC para obtener el 100% del pronóstico COES para el primer
trimestre al cuarto trimestre de 2025, el 95% del pronóstico COES para 2026, el 90% del
pronóstico COES para 2027 y 85% del pronóstico COES para 2028. Este proceso continuaría
hasta el segundo trimestre de 2024, que es cuándo la primera subasta de compensación debería
realizarse en función de la producción de energía real durante el primer trimestre de 2024. Luego,
en cada trimestre subsiguiente, se necesitaría que se lleve a cabo una subasta de compensac ión
para el trimestre anterior junto con las 16 subastas de cumplimiento trimestrales 3 años antes de
la entrega.
La gran mayoría de los contratos SFPFC se comprarán antes de la entrega. Sin embargo, debido
a que el mecanismo requiere que la cantidad total de energía SFPFC vendida durante el período de
cumplimiento debe ser igual a la demanda realizada durante ese mismo período d e tiempo, después de
cada período de cumplimiento es necesario que haya subastas de compensación para recomprar energía
SFPFC no utilizada o comprar energía SFPFC adicional. Los siguientes ejemplos utilizan el modelo de
4 períodos de las Figuras 8 a 16.
55
Se realizaría una subasta de cumplimiento mucho antes del período de cumplimiento para
comprar 1000 MWh de energía para los cuatro períodos que se muestran en la Figura 8. Suponga que
esta subasta se liquida a un precio de $ 60/MWh. La Figura 9 muestra las cantidades vendidas en la
subasta para los tres proveedores y sus obligaciones de SFPFC por hora, asumiendo que el patrón de
demanda agregada en la Figura 8 se realiza para los cuatro períodos de tiempo. La Figura 10 muestra
las tenencias de SFPFC por hora de los cuatro minoristas para los cuatro períodos de tiempo. La
demanda total en los cuatro períodos para cada minorista se muestra en la parte superior de la Figura
10.
Ahora suponga que la demanda realizada para el período de cumplimiento resulta ser un 10 por
ciento más alta en cada uno de los cuatro períodos. Esto implica la necesidad de una subasta de
compensación a posteriori por 100 MWh. Debido a que la demanda es un 10 por ciento más alta en
cada uno de los cuatro períodos, como se muestra en la Figura 11, las participaciones que asignan estos
100 MWh adicionales en los cuatro períodos de tiempo a los cuatro minoristas son las mismas que se
utilizan para asignar los 1000 MWh originales en los cuatro períodos de tiempo. Las asignaciones de
incremento a cada uno de los cuatro minoristas se muestran en la Figura 13 y las demandas totales
realizadas para los cuatro períodos para cada minorista se muestran en la parte superior del gráfico.
Las obligaciones a nivel de período para la energía SFPFC incremental comprada en las subastas de
compensación dependen de qué proveedores venden esta energía. Si cada empresa vende un diez por
ciento más de energía SFPFC en la subasta de compensación y la demanda del sistema aumenta en un
10% en cada uno de los cuatro períodos, las asignaciones a nivel de período de la energía SFPFC
adicional para cada proveedor se muestran en la Figura 12. En este ejemplo, asumimos que la subasta
de compensación liquidada a $70/MWh y el precio promedio ponderado de la demanda a corto plazo
para los cuatro períodos es de $55/MWh.
Además de las ganancias variables que obtendrían de la venta de la energía que producen de sus
propias unidades de generación en el mercado de corto plazo, los tres proveedores recibirían los
siguientes pagos por diferencia para liquidar sus posiciones contractuales de SFPFC:
Compañia 1 = ($60 - $55)300 + ($70 - $55)30
Compañia 2 = ($60 - $55)200 + ($70 - $55)20
Compañia 3 = ($60 - $55)500 + ($70 - $55)50.
56
Además de las ganancias variables que obtendrían al comprar energía en el mercado a corto
plazo y venderla a sus clientes minoristas al precio minorista, los cuatro minoristas pagarían los
siguientes pagos por diferencia:
Minorista 1 = ($60 - $55)1000(110/1100) + ($70 -$55)(110/1100)100
Minorista 2 = ($60 - $55)1000(220/1100) + ($70 -$55)(220/1100)100
Minorista 3 = ($60 - $55)1000(330/1100) + ($70 -$55)(330/1100)100
Minorista 4 = ($60 - $55)1000(440/1100) + ($70 -$55)(440/1100)100
Tanto las compras de SFPFC agregadas ajustadas como las reales se asignan a minoristas
individuales en función de su participación real en la demanda total atendida durante los cuatro períodos
de demanda.
Si, en cambio, este aumento de la demanda total de 100 MWh se comparte equitativamente entre
los períodos 1 y 2, la demanda del período 1 ahora sería de 150 MWh y la demanda del período 2 ahora
sería de 250 MWh. La demanda en los períodos 3 y 4 no ha cambiado respecto a la de la Figura 8. En
la liquidación final, 150 MWh de los SFPFC se asignarían a los minoristas en el período 1, 250 MWh
por ciento en el período 2, 400 MWh en el período 3 y 300 MWh en el período. 4. Suponga que el
minorista 1 consumió la totalidad de los 100 MWh adicionales de energía durante el período de
cumplimiento. Al minorista 1 ahora se le asignaría 2/11 = (200/1100) de los valores de nivel de período
anteriores de SFPFC en comparación con los valores que se muestran en la Figura 11. Al minorista 2,
3 y 4 también se le asignaría el 2/11, el 3/11 y el 4/11, respectivamente, porque sus totales de demanda
para los cuatro períodos no cambiaron
Suponga que la empresa 1 vendió toda la cantidad total de subasta de 100 MWh a un precio de
$65/MWh y como resultado de un patrón diferente de demandas a lo largo de los cuatro períodos, el
precio promedio ponderado de la demanda a corto plazo es de $50/MWh. Ahora, además de las
ganancias variables que obtendrían de la venta de energía en el mercado de corto plazo producida por
sus unidades de generación, los tres proveedores recibirían los siguientes pagos por diferencia para
liquidar sus posiciones de contrato SFPFC
57
Compañia 1 = ($60 - $50)300 + ($65 - $50)100
Compañia 2 = ($60 - $50)200
Compañia 3 = ($60 - $50)500
Además de las ganancias variables que obtendrían al comprar energía en el mercado a corto plazo para
venderla a sus clientes al precio minorista, los cuatro minoristas pagarían los siguientes pagos de
diferencia
Minorista 1 = ($60 - $50)(1000)(2/11) + ($65 -$50)100(2/11)
Minorista 2 = ($60 - $50)(1000)(2/11) + ($65 -$50)100(2/11)
Minorista 3 = ($60 - $50)(1000)(3/11) + ($65 -$50)100(3/11)
Minorista 4 = ($60 - $50)(1000)(4/11) + ($65 -$50)100(4/11)
Nuevamente, tanto las compras de SFPFC agregadas originales como las ajustadas se asignan a
minoristas individuales en función de su participación real en la demanda total atendida durante los
cuatro períodos de demanda.
El precio al que se adjudica la subasta de compensación depende del grado de competencia
entre los proveedores para proporcionar esta energía adicional. Claramente, es extremadamente
improbable que los proveedores ofrezcan suministrar esta energía por debajo del precio promedio
ponderado por la demanda a corto plazo durante el período de cumplimiento porque sus ganancias
generales disminuirían. Sin embargo, si hay un número sustancial de proveedores dispuestos a vender
esta energía SFPFC adicional, es poco probable que el precio esté significativamente por encima del
precio promedio a corto plazo ponderado por la demanda.
Es importante señalar que cuanto menor es el precio ponderado promedio de la demanda a corto
plazo, mayores son los pagos por diferencia que reciben los proveedores. Esta es otra forma de
demostrar que todos los proveedores tienen un incentivo para minimizar el costo de cumplir con sus
obligaciones de SFPFC ofreciendo suministrar esta energía a su costo marginal de producción en el
mercado de corto plazo.
La subasta de compensación por exceso de energía SFPFC opera de manera análoga. Suponga
que la demanda es un 10 por ciento menor en cada período, como se muestra en la figura 14. Suponga
que cada empresa recompra el 10 por ciento de su cantidad de SFPFC en la subasta de compensación.
58
Esto produce las cantidades de SFPFC a nivel de período para cada proveedor en la Figura 15. Si todos
los minoristas reducen su consumo en cada uno de los cuatro períodos en un 10 por ciento, sus
asignaciones de SFPFC por hora y sus demandas totales para los cuatro períodos son las que se muestran
en la Figura 16. Suponga que el precio promedio a corto plazo ponderado por la demanda es de
$45/MWh y que la subasta de compensación se liquida en $40/MWh.
Además de las ganancias variables que obtendrían de la venta de energía producida por sus
unidades de generación en el mercado de corto plazo, los tres proveedores ahora recibirían los siguientes
pagos por diferencia para resolver sus posiciones de contrato SFPFC
Compañia 1 = ($60 - $45)300 - ($40 - $45)30
Compañia 2 = ($60 - $45)200 - ($40 - $45)20
Compañia 3 = ($60 - $45)500 - ($40 - $45)50
Además de las ganancias variables que obtendrían al comprar energía en el mercado a corto plazo para
venderla al precio minorista a sus clientes, los cuatro minoristas pagarían los siguientes pagos de
diferencia
Minorista 1 = ($60 - $45)(90/900)1000 - ($40 -$45)(90/900)100
Minorista 2 = ($60 - $45)(180/900)1000 - ($40 -$45)(180/900)100
Minorista 3 = ($60 - $45)(270/900)1000 - ($40 -$45)(270/900)100
Minorista 4 = ($60 - $45)(360/900)1000 - ($40 -$45)(360/900)100
Una vez más, el precio que adjudica la subasta de compensación depende del grado de
competencia entre los proveedores para comprar el exceso de energía. Claramente, es muy poco
probable que los proveedores ofrezcan un precio por esta energía por encima del precio medio
ponderado por la demanda a corto plazo durante el período de cumplimiento. Sin embargo, si hay
un número sustancial de proveedores dispuestos a comprar este exceso de energía SFPFC, es poco
probable que el precio de la subasta sea significativamente inferior al precio medio ponderado por
la demanda a corto plazo.
Ahora suponga que la empresa 1 compró la cantidad total de subasta de 100 MWh a un
precio de $ 35/MWh y esta reducción de 100 MWh en la demanda en los cuatro períodos provino
completamente del período 3 y solo del minorista 3. Suponga que como resultado de un patrón de
59
demanda diferente a lo largo del día, el precio promedio ponderado de la demanda a corto plazo
es de $40/MWh. Esto implica las siguientes cuotas de carga del sistema realizadas para los cuatro
períodos: 1/9, 2/9, 3/9 y 3/9. Las demandas totales realizadas para cada minorista ahora son 100,
200, 200 y 400, por lo que las porciones de ambas compras agregadas de SFPFC se asignan a los
minoristas utilizando las siguientes participaciones: 1/9, 2/9, 2/9 y 4/9 .
Ahora, además de las ganancias variables que obtendrían de la venta de la energía
producida por sus unidades de generación en el mercado de corto plazo, los t res proveedores
recibirían los siguientes pagos por diferencia para liquidar sus posiciones de contrato SFPFC
Compañia 1 = ($60 - $40)300 - ($35 - $40)100
Compañia 2 = ($60 - $40)200
Compañia 3 = ($60 - $40)500
Además de las ganancias variables que obtendrían al comprar energía en el mercado a corto plazo
para venderla a sus clientes minoristas, los cuatro minoristas pagarían los siguientes pagos de
diferencia
Minorista 1 = ($60 - $40)(1000)(100/900) - ($35 -$40)100(100/900)
Minorista 2 = ($60 - $40)(1000)(200/900) - ($35 -$40)100(200/900)
Minorista 3 = ($60 - $40)(1000)(200/900) - ($35 -$40)100(200/900)
Minorista 4 = ($60 - $40)(1000)(400/900) - ($35 -$40)100(400/900)
Las compras de SFPFC agregadas originales y de compensación se asignan a minoristas individuales
en función de su participación real en la demanda total atendida durante los cuatro períodos de demanda.
Como se muestra en las Figuras 13 y 16, cada compra o venta del mismo producto SFPFC anual
es asignada a los minoristas de acuerdo con sus cuotas de carga durante el mes de entrega. Si se realizan
tres compras de diferentes tamaños para el mismo producto SFPFC anual a diferentes precios, entonces
a cada minorista se le asigna su participación de carga para el mes de estas tres compras. Esto asegura
un campo de juego nivelado para los minoristas con respecto a su obligación de disponibilidad de
recursos a largo plazo. Todos los minoristas enfrentan el mismo precio promedio por la obligación de
disponibilidad de recursos a largo plazo asociada con su demanda realizada para el mes.
60
El propósito de las subastas de compensación es recompensar a los proveedores por garantizar
que se satisfaga la demanda del sistema durante cada hora del período de cumplimiento. Si los
proveedores ofrecen vender al precio medio de corto plazo ponderado por cantidad o por encima de ese
precio en la subasta de compensación, no pueden perder dinero vendiendo energía SFPFC adicional en
esta subasta. De manera similar, si el proveedor oferta para comprar al precio medio de corto plazo
ponderado por cantidad o por debajo de aquel precio en la subasta de compensación, no puede perder
dinero al recomprar energía SFPFC en esta subasta.
Las fracciones de compra anticipada de la demanda final son la manta de seguridad del regulador
para garantizar que las demandas del sistema se puedan satisfacer durante todas las horas d el año para
todas las posibles condiciones futuras del sistema. Si al regulador le preocupa que no haya suficientes
recursos disponibles a tiempo para satisfacer este requisito, puede aumentar la participación de la
demanda final que compra en cada subasta anual de SFPFC. Como se muestra arriba, si se compra
demasiada energía SFPFC en una subasta anual, se puede vender a los propietarios de la unidad de
generación en una subasta posterior o en la subasta final de compensación.
La cobertura cruzada entre unidades de generación controlable y recursos renovables
intermitentes bajo este mecanismo se aplica al vincular la cantidad de energía SFPFC que el propietario
de una unidad de generación puede vender en cada trimestre al valor de su energía firme. El operador
del sistema asignaría valores firmes de energía para cada unidad de generación utilizando un mecanismo
similar al que se usa actualmente para calcular los valores firmes de potencia. Debido a la estacionalidad
en el suministro de energía hidroeléctrica, solar y eólica, se podrían asignar valores de energía firme
para diferentes trimestres del año. Por ejemplo, una unidad hidroeléctrica podría vender más energía
SFPFC durante los trimestres históricamente húmedos del año que durante los trimestres históricamente
secos del año. Debido a que la potencia firme de una unidad de generación se define como la cantidad
de energía que puede producir bajo condiciones estresadas de sistema, esta limitación en las ventas
trimestrales de energía firme implica que los recursos eólicos y solares intermitentes venderían mucho
menos energía SFPFC que el total de MWh que esperan producir en ese trimestre y los propietarios de
unidades de generación controlable venderían significativamente más energía SFPFC que el total de
MWh que esperan producir en ese trimestre.
61
En la mayoría de los trimestres, un propietario de recurso controlable produciría energía en una
pequeña cantidad de horas del trimestre, pero ganaría la diferencia entre el precio al que vendió la
energía en la subasta SFPFC y el precio de mercado a corto plazo por hora multiplicado por el valor
por hora de su compromiso de energía estipulado en el SFPFC por todas las horas que no produce
energía. Los propietarios de energías renovables intermitentes normalmente producirían más que su
compromiso de SFPFC en energía y venderían la energía adicional al precio a corto plazo. Durante los
trimestres con baja producción renovable cerca de sus compromisos de SFPRC, los propietarios de
recursos controlables producirían cerca del valor por hora de su compromiso de energía de SFPFC, lo
que haría que los precios promedio a corto plazo fueran significativamente más altos. Sin embargo, la
demanda minorista agregada estaría protegida de estos altos precios a corto plazo debido a sus tenencias
de SFPFC.
2.2.5. Ventajas del Enfoque de la SFPFC para la Suficiencia de los Recursos a Largo Plazo
en el Perú
Este mecanismo tiene varias ventajas en relación con un enfoque basado en la capacidad para
Perú. En primer lugar, no existe un requisito de capacidad agregada exigido por el regulador. Los
propietarios de unidades de generación pueden decidir tanto los MW totales como la combinación de
tecnologías para cumplir con sus obligaciones de energía SFPFC. Tampoco hay ninguna prohibición
para los propietarios de unidades de generación o consumidores libres y distribuidores que participen
en otros acuerdos de cobertura fuera de este mecanismo. Específicamente, un consumidor libre podría
celebrar un contrato bilateral de energía con el propietario o distribuidor de una unidad de generación
para gestionar el precio a corto plazo y el riesgo de cantidad asociado con la diferencia entre su forma
de carga horaria real y los valores horarios de su obligación de carga minorista. Este mecanismo
proporciona un empujón a los participantes del mercado para desarrollar un mercado líquido para estos
acuerdos de contratos bilaterales en horizontes de entrega similares a los productos SFPFC. Este
mecanismo comienza con una cobertura del 100 por ciento de la demanda del sistema, que los
minoristas pueden deshacer bajo su propio riesgo.
Para los clientes regulados, los precios de compra de las SFPFC se pueden utilizar para establecer
el precio mayorista implícito en el precio minorista regulado durante el horizonte de tiempo que se
62
liquida el contrato anticipado. Esto proporcionaría a los minoristas regulados un fuerte incentivo para
reducir sus costos promedio de adquisición de energía al por mayor por debajo de este precio a través de
acuerdos bilaterales de cobertura, inversiones en almacenamiento o esfuerzos de respuesta a la demanda.
Hay varias razones por las que este mecanismo debería ser un enfoque más rentable para la
disponibilidad de los recursos a largo plazo para el Perú que un mecanismo basado en la capacidad. En
primer lugar, la venta de energía SFPFC a partir de tres años en el futuro proporciona un flujo de
ingresos que aumentará significativamente la confianza de los inversores para recuperar el costo de
cualquier inversión en nueva capacidad de generación.
Si la energía SFPFC se vende para una entrega en cuatro años en base a una unidad de
generación propuesta, OSINERGMIN debe requerir que la construcción de la nueva unidad comience
dentro de un número preestablecido de meses después de la fecha de firma del contrato o requerir la
publicación de una cantidad sustancialmente mayor de garantía en la cámara de compensación con el
operador del mercado. De lo contrario, la cantidad de energía SFPFC que vendió esta unidad propuesta
se liquidaría automáticamente en una subasta SFPFC posterior y se impondría una sanción financiera
al desarrollador. Deberían cumplirse otros hitos de finalización en fechas futuras para garantizar que la
unidad pueda proporcionar la cantidad de energía firme que se comprometió a proporcionar en el
contrato SFPFC vendido. Si alguno de estos hitos no se cumplió, el contrato se liquidaría.
Otra ventaja de centrarse en el desarrollo de un mercado líquido a futuro para la energía en lugar
de la capacidad es que un mercado a futuro activo para la energía tiene otros instrumentos de cobertura
además de los denominados " contratos de permuta de tipos de interés ", en los que el propietario de
una unidad de generación y un minorista acuerdan un precio fijo en un lugar de la red de transmisión
para una cantidad fija de energía. Los contratos CAP o contrato de techo de tipo de interés” también
son instrumentos muy efectivos para protegerse contra picos de precios en el mercado a corto plazo y
para financiar la capacidad de generación pico. Por ejemplo, el propietario de una unidad de generación
podría venderle a un minorista un contrato CAP que dice que, si el precio a corto plazo en una ubicación
específica excede el precio de ejercicio del contrato de límite, el vendedor del contrato paga al
comprador del contrato la diferencia entre el precio spot y el precio de ejercicio CAP multiplicado por
el número de MWh del contrato CAP vendido. Por ejemplo, suponga que el precio de ejercicio CAP es
63
300$/MWh y el precio de mercado es 400$/MWh, entonces la recompensa para el comprador del
contrato CAP es 100$/MWh = 400$/MWh - 300$/MWh multiplicado por número de MWh vendidos.
Si el precio spot es inferior a 300$/MWh, el comprador del contrato CAP no recibe ningún pago.
Debido a que el vendedor de un contrato CAP proporciona un seguro contra picos de precios,
debe realizar los pagos cuando el precio excede el precio de ejercicio CAP. Esta obligación de seguro
de aumento de precio requiere que el comprador realice un pago inicial fijo al vendedor para que el
vendedor esté dispuesto a asumir esta obligación. El vendedor del contrato CAP puede utilizar este pago
por adelantado para pagar una unidad de generación pico que proporciona una cobertura física contra
los picos de precios en esta ubicación. El mercado eléctrico australiano tiene un mercado financiero a
plazo activo en el que se negocian estos tipos de contratos de capitalización y estos contratos se han
utilizado para financiar la capacidad máxima de generación para proporcionar al vendedor del contrato
de capitalización una cobertura física contra esta obligación de seguro.
La cobertura cruzada entre los recursos de generación hidroeléctrica y los recursos térmicos en
el Perú es crucial para asegurar un suministro confiable de electricidad durante todo el año. Es probable
que la cobertura cruzada se vuelva aún más importante para garantizar la disponibilidad de los recursos
a largo plazo a medida que aumentan las cantidades de recursos eólicos y solares. El propietario de un
recurso eólico o solar que vende un contrato a plazo de precio fijo y una cantidad fija de energía a un
minorista necesitará reasegurar el riesgo de cantidad asociado con dicho contrato. El propietario del
recurso eólico o solar puede firmar un contrato con el propietario del recurso térmico que proporciona
un seguro contra el riesgo de cantidad que enfrenta al vender un contrato de precio fijo y de cantidad
fija. Por ejemplo, el propietario del recurso eólico podría comprar un contrato CAP por la cantidad de
energía vendida en el contrato de precio fijo y cantidad fija al minorista a un precio de ejercicio
determinado y, de esta manera, tener un seguro contra la compra de energía del mercado de corto plazo
a un precio extremadamente alto cuando el recurso eólico o solar no está produciendo energía. El pago
por adelantado al recurso térmico por el seguro de aumento de precio ayudaría a financiar los costos
fijos del recurso térmico que opera con mucha menos frecuencia debido a la gran cantidad de capacidad
de generación renovable intermitente. El propietario del recurso eólico o solar tendría que tener en
cuenta el costo de este seguro de riesgo de cantidad en el precio que está dispuesto a vender cualquier
contrato de energía a futuro de precio fijo y cantidad fija.
64
4.3. Mecanismos de Apoyo al Despliegue de Energías Renovables
Esta sección describe las características básicas de un mecanismo de certificado de energía
renovable para que el Perú cumpla con sus objetivos de energías renovables. A esto le sigue la discusión
sobre la necesidad de integrar los recursos renovables intermitentes en el enfoque de contrato a largo
plazo estandarizado para la disponibilidad de los recursos a largo plazo a medida que aumenta la
proporción de energías renovables intermitentes. Finalmente, esta sección analiza cómo un mercado
basado en costos puede fomentar el desarrollo de recursos renovables.
4.3.1. Mercado de Certificados de Energías Renovables
Como se discutió en la Sección 3.3, un mercado de certificados de energía renovable (REC, por
sus siglas en inglés) es un enfoque de costo significativamente menor para lograr un objetivo de energía
renovable dado porque crea un mercado competitivo para la variable de energía renovable. Bajo este
mecanismo se establecería un registro de recursos renovables calificados en el Perú. El conjunto de
recursos de generación que están calificados para vender REC serían establecidos y supervisados por
OSINERGMIN. Una vez que un recurso está calificado para vender REC, OSINERGMIN compilará
la producción de energía de estos recursos y a los recursos se emitirán REC equivalentes a los MWh de
energía que el recurso produjo durante el período de cumplimiento.
Suponiendo un período de cumplimiento anual para un compromiso de energías renovables,
todos los consumidores y distribuidores libres (minoristas) deberían comprar el porcentaje obligatorio
de su consumo anual de energía en REC. Por ejemplo, si el mandato de energías renovables fuera del
10 por ciento para 2024, los consumidores y distribuidores libres tendrían que entregar los REC
producidos durante 2024 equivalentes al 10 por ciento de su consumo anual en 2024. Por ejemplo, un
consumidor o distribuidor gratuito con un consumo anual de 20.000 MWh, se requeriría entregar 2,000
REC o pagar un penalización de $/MWh establecida por OSINERGMIN por cualquier déficit relativo
a esta magnitud. Por ejemplo, si el minorista solo tuviera 1.900 REC durante el período de cumplimiento
de 2024, sería responsable de una sanción de 100 REC multiplicado por este precio de sanción. El
precio de sanción debe establecerse lo suficientemente alto para que todos los consumidores y
65
distribuidores libres consideren que es un beneficio máximo el cumplir con sus requisitos de energía
renovable.
A los propietarios de recursos renovables se les permitiría vender REC que sus unidades aún no
hayan producido, pero estarían sujetos a una sanción financiera por cualquier déficit entre la cantidad
de REC que hayan vendido durante el período de cumplimiento y la cantidad de REC que sus unidades
produjeron durante el período de cumplimiento. Por ejemplo, si el propietario del recurso renovable
vendió 1,000 REC y solo produjo 900 MWh de energía durante el año de cumplimiento, el propietario
del recurso deberá recibir una multa por el déficit de 100 REC multiplicado por la multa por REC.
Los REC no utilizados del año de cumplimiento anterior podrían usarse en el año de
cumplimiento siguiente, pero no en un año posterior. Por ejemplo, una unidad de RER que produjo 100
REC en 2024 y solo vendió 90 de estos REC para cumplimiento en 2024 podría vender los 10 REC
restantes para el período de cumplimiento de 2025. De manera similar, si un consumidor o distribuidor
libre solo necesita 95 REC para el cumplimiento en 2024, pero tiene 105 REC para el período de
cumplimiento de 2024, los 10 REC no utilizados podrían usarse para el cumplimiento en 2025. Esta
capacidad de traspasar los REC solo sería posible para años de cumplimiento consecutivos, por lo que
un REC producido en 2024 no podría usarse en el año de cumplimiento de 2026 o años posteriores.
Un factor importante en el desarrollo de un mercado de REC exitoso en el Perú es un
compromiso político claramente articulado por parte del gobierno peruano con las energías renovables
en un futuro lejano. Esto es necesario para garantizar que se desarrolle un mercado a futuro para RECs
de modo que los proveedores de energía renovable puedan utilizar este mercado para financiar sus
inversiones en energía renovable. Si el gobierno peruano establece una meta del 15 por ciento de energía
renovable para 2030 con una participación que crece en un uno por ciento por año desde el nivel actual
de aproximadamente el 5 por ciento durante el período de diez años, este compromiso regulatorio
aumentaría la probabilidad de que un mercado a futuro para RECs se desarrollase para apoyar
inversiones en recursos renovables y de ese modo cumplir con este objetivo.
Se podría implementar un mecanismo centralizado de adquisición de mercados futuros similar
al mecanismo SFPFC para la disponibilidad de los recursos a largo plazo para garantizar que los
66
minoristas compren suficientes REC en un futuro lejano para proporcionar el flujo de ingresos necesario
para cumplir con los objetivos de energía renovable de Perú. Por ejemplo, las subastas centralizadas de
REC se podrían ejecutar en horizontes de tiempo similares a la entrega a las subastas de SFPFC. Un
flujo de ingresos futuro a cuatro años garantizado a partir de las ventas futuras de REC proporcionaría
los ingresos de mercado mencionados anteriormente al RER necesarios para lograr un objetivo de RER
a un determinado largo plazo.
4.3.2. Incorporación de Recursos Renovables en el Mecanismo RA a Largo Plazo
Como se discutió en la Sección 4.2, a medida que aumenta la participación de los recursos
renovables intermitentes en Perú, es cada vez más costoso colocar la carga de la gestión de su
intermitencia en los compradores del acuerdo de compra de energía renovable (PPA). Un contrato que
paga al propietario de una unidad RER un precio fijo por todos los MWh producidos cada vez que se
produce esta energía, proporciona un subsidio implícito al propietario del RER en un mercado LMP de
liquidación múltiple. En términos de la notación de la ecuación (1) de la Sección 4.2.3, la ganancia
variable a nivel de período del propietario de la unidad RER es (PC - C) QC, porque QS = QC para
todos los períodos bajo los términos del contrato. Este PPA aísla completamente la unidad RER del
precio de mercado a corto plazo, lo que significa que no tiene ningún incentivo financiero para gestionar
su intermitencia. Este formulario de contrato no se ofrece normalmente a los recursos despachables
convencionales precisamente por esta razón. Claramente, el propietario de un recurso térmico o
hidroeléctrico preferiría un contrato que transfiera todo el riesgo de corte o déficit de energía al
comprador del contrato. Por esta razón, el contrato de PPA de producción real y de precio fijo debe
eliminarse para todos los recursos.
En el mercado LMP de liquidación múltiple, los recursos RER que programan la energía en el
mercado diario serían responsables del costo o los ingresos asociados con cualquier desviación entre su
programa diario y el nivel de producción en tiempo real, como se analiza en la Sección 4.1. 3. Si la
unidad RER no programa ninguna energía en el mercado diario, entonces la energía que produce la
unidad se pagaría al precio en tiempo real.
Abordar los recursos renovables intermitentes con el costo total de su intermitencia fomentará
el desarrollo de acuerdos de cobertura cruzada entre los recursos renovables intermitentes y los recursos
67
despachables. Por ejemplo, el propietario de un recurso solar podría comprar un seguro de aumento de
precios contra precios altos a corto plazo durante las horas del día en que el recurso no puede o es poco
probable que produzca energía. En este caso, el propietario del recurso solar haría un pago por
adelantado al propietario del recurso asignable a cambio del siguiente flujo de pago por hora de max
(0, P (spot, h) -P (strike)) multiplicado por la cantidad de MWhs vendido durante el término del
"contrato CAP", donde P (spot, h) es el precio spot durante la hora h y P (strike) es el precio de ejercicio
negociado del contrato financiero y max (x, y) es una función que elige el máximo de x e y. El
propietario del recurso solar ganaría (P (spot, h) - P (strike)) por MWh de compra de este contrato CAP
cuando P (spot, h)> P (strike) y cero en caso contrario. El recurso despachable que vendió este contrato
es responsable de este pago. Por esta razón, el recurso despachable tiene un fuerte incentivo para
producir la mayor cantidad de producción posible durante los períodos en los que es probable que P
(spot, h) exceda P (strike) para evitar realizar este pago.
Esta cobertura entre tecnologías logra dos objetivos. Primero, proporciona ingresos iniciales a
los recursos de generación disponibles para cubrir sus costos fijos anuales en un mundo en el que operan
durante menos horas al año debido a la creciente cantidad de RER intermitentes. En segundo lugar,
asegura que los RER intermitentes representen el costo total de su intermitencia en los precios que
ofrecen para la energía SFPFC y los REC. Si los propietarios de recursos renovables intermitentes no
pueden recuperar estos costos de la venta de energía SFPFC o energía en el mercado a corto plazo, estos
costos superiores al mercado deben recuperarse de las ventas de REC.
4.3.3. Mercado LMP Basado en Costos e Integración de Energías Renovables
La fortaleza de un diseño de mercado LMP basado en costos para la integración de RER es que
todos los recursos en el área de control, incluidos los recursos renovables intermitentes, se enviarán de
la manera más económica utilizando los costos variables determinados por el operador del mercado. La
forma en que estos recursos se compensan por la energía vendida en el mercado SFPFC no dependerá
de cómo se utilice el recurso para producir energía. Competirán en igualdad de condiciones con las
fuentes de generación convencionales para suministrar energía SFPFC. Sin embargo, la existencia de
un mercado LMP basado en costos reduce el riesgo que enfrentan los propietarios de RER al vender
energía SFPFC porque los RER tienen un mercado transparente a corto plazo para comprar energía
68
cuando sus unidades renovables intermitentes no producen suficiente energía para cumplir con su
compromiso SFPFC por hora y venden el exceso de energía más allá de esta obligación del mercado a
futuro cuando sus unidades produzcan más que esta cantidad de energía. Esta lógica enfatiza la
importancia de un proceso divulgado públicamente para compensar los mercados basados en costos
diarios y en tiempo real.
El propietario del recurso renovable puede tener en cuenta cómo se resolverán estos
desequilibrios al realizar ofertas para suministrar energía SFPFC. El cambio de propietarios de recursos
renovables a contratos a plazo de precio fijo y cantidad fija desde contratos de precio fijo y cantidad
producida también proporcionará incentivos financieros para que los propietarios de recursos
renovables administren la intermitencia de su producción a través de inversiones de almacenamiento y
contratos financieros que respalden inversiones en los recursos de generación despachables de rápido
crecimiento para proporcionar un seguro contra la escasez de energía renovable. La transición de los
contratos anticipados de energía renovable para exigir que el vendedor administre el riesgo de cantidad
asociado con la energía que vende es un paso crucial para aumentar la cantidad de energía renovable
intermitente que se produce en el Perú mientras se mantiene un alto nivel de confiabilidad de la red.
En todos los mercados LMP que operan en todo el mundo, existe un proceso continuo de
actualización del conjunto de restricciones incorporadas en el mecanismo del mercado para garantizar
que la coincidencia entre la forma en que el mercado fija los precios y los niveles de despacho concuerde
lo más posible con la forma en que se opera realmente la red. Esta lógica implica que a medida que
aumenta la proporción de recursos renovables intermitentes, el mercado de LMP puede adaptarse
fácilmente para hacer frente a los nuevos desafíos de confiabilidad que esto crea.
Por ejemplo, California ha agregado varias reservas operativas nuevas para tener en cuenta el
hecho de que la gran parte de los RER solares ha creado la necesidad de administrar un gran incremento
de recursos disponibles al final de las horas del día y uno un poco más pequeña en las primeras horas
de la mañana. La introducción de estas nuevas reservas operativas simplemente significó que se
incluyeron restricciones adicionales en el mecanismo de compensación del mercado diario y las ofertas
para estos productos se agregaron a la función objetivo.
69
Un mercado de LMP de liquidación múltiple puede gestionar eficientemente los arranques y
paradas repentinos de unidades de generación que surgen con una cantidad significativa de unidades de
generación renovable intermitentes y la necesidad de configurar unidades de gas natural de ciclo
combinado para operar como turbinas de combustión individuales o como un par integrado de turbinas
de combustión y una turbina de vapor. Un mercado formal diario permite que estas unidades de
generación obtengan cronogramas diarios que sean consistentes con sus limitaciones físicas operativas.
El mercado en tiempo real se puede utilizar para dar cuenta de cambios inesperados en estos programas
diarios debido a cambios en las características operativas de las unidades de generación, como una
interrupción forzada o limitaciones en la cantidad de combustible fósil de entrada disponible, así como
cambios en demanda entre los mercados de día anterior y en tiempo real. Como se discutió en la Sección
4.1, un mercado de liquidación múltiple también recompensa los recursos despachables por su
capacidad para suministrar más o menos energía, según las instrucciones del operador del mercado.
4.4. Diseño del Mercado de Servicios Auxiliares
Varias lecciones importantes surgen de la experiencia internacional con el diseño del mercado
de servicios auxiliares. La primera es la necesidad de optimizar conjuntamente la adquisición de
reservas operativas con energía tanto en el mercado de día anterior como en el de tiempo real, teniendo
en cuenta todas las limitaciones de funcionamiento de la red de transmisión y del sistema en el proceso
de compensación del mercado. El segundo es la necesidad de un mecanismo de mitigación de poder de
mercado para un mercado basado en ofertas para reservas operativas, particularmente en un país como
el Perú con propiedad concentrada de unidades de generación capaces de brindar estos servicios. En
tercer lugar, está la necesidad de un mecanismo de fijación de precios por escasez para las reservas
operativas a fin de garantizar que cuando el COES no pueda obtener reservas suficientes, las reservas
operativas a precio de mercado reflejen esta escasez.
Debe haber sanciones de desempeño asociadas a cada servicio auxiliar. Para la reserva rodante
y no rodante, es posible que no se solicite energía a un proveedor que proporciona cualquiera de estos
productos, por lo que no está claro que la capacidad vendida podría haber respondido si se hubiera
solicitado. Por esta razón, todos los mercados en los Estados Unidos tienen una disposición de no pago
que dice que el vendedor de reserva rodante o no rodante pierde todos los ingresos de la venta de este
70
servicio si no proporciona energía cuando se le solicita hasta la última vez que se realiza con éxito.
respondió a la solicitud de suministro de energía al brindar este servicio.
Una lección final muy importante es que los productos de servicios auxiliares de diseño deben
adaptarse al conjunto de productos que el operador del sistema necesita para operar el sistema, en lugar
de las tecnologías específicas disponibles para proporcionar estos productos. La idea de definir los
productos para satisfacer las necesidades del operador del sistema es aumentar la competencia entre las
tecnologías disponibles para proporcionar estos servicios. Los propietarios de unidades de generación
también deben tener la máxima flexibilidad para cumplir con cualquier obligación del mercado a plazo
para un servicio auxiliar. Al igual que en el caso del mercado energético, los proveedores que vendan
un contrato anticipado de reserva operativa deberían poder cumplir con esta obligación con sus propias
unidades de generación o mediante compras en el mercado de corto plazo de este producto.
4.4.1. Compensación Secuencial versus Simultánea de Reservas Energéticas y Operativas
La experiencia de varios mercados estadounidenses con la compensación secuencial de su
mercado de reservas operativas es un fuerte argumento en contra de este diseño de mercado. Al
principio del mercado mayorista de California, el mercado de reservas operativas se compensó después
del mercado energético del día anterior y antes del mercado energético en tiempo real. Esto significó
que los proveedores del mercado de reservas operativas sabían qué recursos habían vendido energía en
el mercado diario antes de presentar sus ofertas al mercado de reservas operativas. Sabían cuándo era
probable que enfrentarían poca competencia por una reserva operativa determinada y presentaron
precios de oferta más altos. En consecuencia, los costos de reservas operativas anuales fueron 13%,
5.7% y 6.8% de los costos anuales de energía durante los primeros tres años del mercado. Durante los
últimos tres años en California, 2017, 2018 y 2018, con un mercado de reservas operativas y de energía
diaria optimizado y aproximadamente el 20% de la energía procedente de recursos renovables
intermitentes, estos costos fueron del 1,6%, 2% y 1,7% de los costes energéticos anuales,
respectivamente. Esta experiencia enfatiza la importancia de un mercado energético del día anterior
optimizado con el mercado de reservas operativas en relación con una compensación secuencial de los
mercados de energía y reservas operativas.
71
4.4.2. Mecanismos de Mitigación del Poder de Mercado
Una lección importante de la experiencia de todos los mercados basados en ofertas en Estados
Unidos es que, dependiendo de los niveles de demanda, los niveles de operación de la unidad de
generación y la configuración de la red de transmisión, prácticamente cualquier proveedor puede tener
una capacidad sustancial para influir en el precio que recibe por las ventas en el mercado a corto plazo.
En consecuencia, en un mercado a corto plazo basado en ofertas, el regulador debe diseñar e
implementar un mecanismo automático de mitigación del poder del mercado local integrado en el
software de compensación del mercado. En general, el regulador debe determinar cuándo cualquier tipo
de resultado del mercado causa suficiente daño a algunos participantes del mercado como para merecer
una intervención regulatoria explícita. Finalmente, si los resultados del mercado se vuelven demasiado
dañinos, el regulador debe tener la capacidad de suspender temporalmente las operaciones del mercado.
Todas estas tareas requieren una cantidad sustancial de juicio subjetivo por parte del proceso
regulatorio, que puede ser extremadamente desafiante para países y regiones con experiencia regulatoria
limitada.
En todos los mercados de electricidad basados en ofertas, es necesario un mecanismo de
mitigación de energía del mercado local (LMPM) para limitar las ofertas que presenta el propietario de
una unidad de generación cuando se enfrenta a una competencia insuficiente para satisfacer una
necesidad de energía local debido a una combinación de la configuración de la red de transmisión, los
niveles y distribución geográfica de las demandas, y la concentración de propiedad de las unidades de
generación. Un mecanismo LMPM integrado en el software de mercado que se basa en las condiciones
reales del sistema para determinar si una unidad de generación tiene una capacidad sustancial y un
incentivo para ejercer un poder unilateral de mercado probablemente sea significativamente más
efectivo que los enfoques prospectivos utilizados en Europa e inicialmente en los EE. UU. Esta lógica
explica por qué todos los mercados de EE. UU. tienen actualmente un mecanismo de este tipo integrado
en su software de mercado y que se ejecuta automáticamente durante cada intervalo de precios.
Un mecanismo LMPM es un procedimiento administrativo pre-especificado (escrito en las
reglas del mercado) que determina: (1) cuándo un productor tiene poder de mercado local digno de
mitigación, (2) qué se le pagará al productor mitigado y (3) cómo la cantidad que se le paga al productor
afectará los pagos recibidos por otros participantes del mercado. Sin un mecanismo prospectivo de
72
mitigación del poder de mercado, es probable que surjan condiciones en todos los mercados mayoristas
cuando casi cualquier propietario de una unidad de generación puede ejercer un poder sustancial de
mercado de forma unilateral. Es cada vez más claro para los reguladores de todo el mundo, en particular
aquellos que operan mercados con cantidades limitadas de capacidad de transmisión, que estas
intervenciones regulatorias automáticas son necesarias para abordar el problema de la competencia
insuficiente para satisfacer ciertas necesidades locales de energía o reservas operativas. La Pera, Graf y
Wolak (2020) examinan la gama de mecanismos de mitigación del poder de mercado que existen
actualmente en los mercados de Estados Unidos.
4.4.3. Precios de Escasez de Reservas Operativas
Un sistema de energía se puede operar de manera menos confiable con la cantidad de reservas
operativas menor que la deseada por el operador del sistema. Para reflejar este mayor riesgo de quiebra
debido a reservas operativas insuficientes en los precios de mercado, varias regiones de los Estados
Unidos han integrado curvas de demanda de reservas operativas en su corto plazo. La Figura 17
proporciona una muestra de la curva de demanda de reserva operativa (ORDC). Q(min) es la cantidad
mínima de reservas de contingencia necesarias para el funcionamiento confiable de la red. Se supone
que los niveles de reserva operativa inferiores a esta magnitud tienen una disposición marginal a pagar
para evitar igualar el valor de la carga perdida, P(VOLL). La porción de pendiente descendente de la
curva refleja el hecho de que la probabilidad de pérdida de carga disminuye con valores de la reserva
para contingencias mayores que Q(min), por lo que la disposición a pagar y el aumento de la reserva
para contingencias deben disminuir. La motivación de este mecanismo es recompensar a los
proveedores por proporcionar reservas en circunstancias en las que existe un mayor riesgo de reducir
la carga. Hogan (2013) presenta una discusión integral de este concepto con múltiples reservas
operativas.
4.4.4. Propuesta de Servicios Auxiliares para el Perú
Esta propuesta tiene un mercado de reservas operativas a corto plazo que vende cuatro
productos: (1) frecuencia secundaria ascendente (SFU), (2) frecuencia secundaria descendente (SFD),
(3) reserva rodante (SPIN) y (4) no reserva no rotativa o complementaria (NSPIN). Este mercado está
73
optimizado con el mercado energético de día anterior (day-ahead) y de tiempo real y combina los costos
térmicos e hidroeléctricos con las ofertas limitadas enviadas a los proveedores para proporcionar cada
reserva operativa que sus unidades son capaces de proporcionar. En el mercado diario, los consumidores
y distribuidores libres presentan ofertas de demanda de energía por ubicación para todas las horas del
día siguiente. Las demandas de reservas operativas individuales son especificadas por COES para todas
las horas del día. El COES también formularía un mecanismo ORDC para estas cuatro reservas que
tendría que ser aprobado por OSINERGMIN. La solución al mercado de día anterior produce horarios
para la energía y cada reserva operativa y precios marginales nodales para la energía y precios de cada
reserva operativa igual al aumento en el valor optimizado de la función objetivo asociada con un
aumento de 1 MW en la demanda de esa reserva operativa.
La Frecuencia Secundaria Ascendente (SFU, por sus siglas en inglés) y la Frecuencia
Secundaria Descendente (SFD, por sus siglas en inglés) reciben un precio de $/MW por el rango de
capacidad aceptado para suministrar esta reserva operativa. A estos recursos también se les paga el
precio de la energía en tiempo real o pagan el precio de la energía en tiempo real por su producción neta
o consumo neto de energía durante la hora en que están proporcionando estas reservas operativas. A
SPIN y NSPIN se les paga un precio de $/MW por el rango de capacidad aceptado para suministrar
estas reservas y si estas unidades se aceptan posteriormente para suministrar energía, se les paga el
precio vigente en tiempo real por su energía.
Debido a su demanda local e incierta, no habría mercados a corto plazo para el control de
frecuencia primaria, control de voltaje y arranque en negro. La frecuencia primaria debe continuar
proporcionándose en las unidades de generación individuales en respuesta a un evento de frecuencia
local. El control de voltaje debe proporcionarse sin compensación dentro del rango del factor de
potencia de la unidad de generación porque el costo marginal de proporcionar estos MVars es cero. Sin
embargo, la energía reactiva que requiere reducir la producción real de la unidad de generación debe
pagar el costo de oportunidad de las ventas de energía reducidas. El pago del costo de oportunidad al
propietario de la unidad de generación es (P (spot) - MC) (Q (ideal) - Q (real)), donde P (spot) es el
precio en tiempo real, MC es el costo marginal de la unidad, Q (ideal) es la salida de energía real de la
unidad sin el requisito de potencia reactiva, y Q (real) es la salida de energía real con el requisito de
potencia reactiva. El arranque autógeno debe comprarse a unidades de generación capaces de brindar
este servicio bajo un contrato a largo plazo. Esta adquisición se puede realizar mediante un contrato de
74
costo de servicio o un proceso de adquisición competitivo, según el grado de competencia en este
mercado.
4.5. Supervisión Regulatoria del Mercado Mayorista
La supervisión reguladora del régimen del mercado mayorista es quizás el aspecto más difícil
del proceso de diseño del mercado. El proceso regulatorio en el régimen del mercado mayorista se
centra en la difícil tarea de establecer reglas de mercado que produzcan, a través de las acciones de
maximización de beneficios de los participantes del mercado, precios justos y razonables para los
consumidores finales. Las reglas que rigen la operación de los sectores de generación, transmisión,
distribución y venta minorista de la industria impactan en los precios minoristas que pagan los
consumidores finales.
A pesar de los importantes desafíos que enfrenta el proceso regulatorio en el régimen del
mercado mayorista, las industrias de suministro de electricidad reestructuradas que, en última instancia,
han brindado los mayores beneficios a los consumidores de electricidad, son aquellas con un proceso
regulatorio creíble y eficaz. El primer paso para lograr este resultado es un conjunto claramente definido
de reglas del mercado que comprendan todos los participantes y reguladores del mercado. Estas reglas
se desarrollan típicamente a través de un proceso público en el que todas las partes interesadas pueden
participar. Cualquier regla de mercado finalmente implementada debe ser aprobada primero por la
autoridad reguladora pertinente.
El segundo paso del proceso de supervisión regulatoria es proporcionar lo que yo llamo
"regulación de transparencia inteligente". Esto significa que el proceso regulatorio recopila un conjunto
completo de información sobre los resultados del mercado, lo analiza y lo pone a disposición del público
de una manera que garantice el cumplimiento de todas las reglas del mercado y permita que el proceso
regulatorio detecte y corrija fallas de diseño del mercado de una manera oportuna. La regulación de
transparencia inteligente es la base de todas las tareas que debe realizar el proceso regulador en el
régimen del mercado mayorista.
75
Un proceso regulatorio claramente definido y creíble limita la capacidad de los actores políticos
para interferir arbitrariamente en el funcionamiento de la industria. Existe una amplia experiencia en
muchos mercados internacionales de que las decisiones que toman los actores políticos, a menudo en
respuesta a riesgos reales o percibidos del suministro de energía, no producen los resultados más
beneficiosos para los consumidores o productores. Si las reglas del mercado establecen claramente
cómo se tomarán las decisiones para intervenir en el mercado, esto puede limitar las oportunidades de
intervención de los actores políticos con poca experiencia en la industria.
Protegerse contra la intervención política arbitraria es particularmente difícil con respecto a la
pregunta de por qué y cuándo se implementa un respaldo regulatorio. La función de pérdida muy
asimétrica que enfrentan los políticos asociada con la sobrecapacidad (precios más altos para los
consumidores) versus la capacidad inadecuada (apagones continuos) en generación o transmisión
induce un sesgo significativo hacia la intervención que resulta en sobrecapacidad. Este hecho implica
que las reglas del mercado deben establecer un proceso de inversión de transmisión y generación de
respaldo que reconozca explícitamente esta función de pérdida asimétrica que enfrenta el proceso
político. Esto significa que es probable que el proceso de respaldo esté sesgado a favor del exceso de
capacidad en términos del conjunto de circunstancias en las que se implementará, tanto para evitar la
percepción de que la intervención política es necesaria como para garantizar que nunca sea realmente
necesaria porque implementar el respaldo evitó una verdadera emergencia política.
4.5.1. Proceso de las Partes Interesadas para el Desarrollo de Reglas de Mercado
Todos los mercados mayoristas de los Estados Unidos tienen procesos formales de partes
interesadas para el desarrollo e implementación de las reglas del mercado. Este proceso cumple dos
funciones importantes. Primero, asegura que todos los participantes del mercado puedan contribuir al
desarrollo de las reglas del mercado. En segundo lugar, también aumenta la probabilidad de que todos
los participantes del mercado comprendan estas reglas del mercado y estén dispuestos a obedecerlas
porque participaron en su desarrollo.
Todas las propuestas de reglas del mercado que surgen del proceso de las partes interesadas
deben ser aprobadas en última instancia por el regulador del mercado mayorista. El regulador asegura
76
que estas reglas del mercado sean consistentes con la legislación habilitante para el proceso de
supervisión regulatoria. Las reglas propuestas que son incompatibles con la ley se rechazan y el proceso
de las partes interesadas debe presentar reglas revisadas que finalmente se aprueben.
4.5.2. Regulación de Transparencia Inteligente
Un requisito mínimo de cualquier proceso regulatorio es proporcionar una regulación "de
transparencia inteligente". El objetivo fundamental de la regulación es hacer que una empresa tome las
medidas deseadas por el regulador que de otro modo no haría sin la supervisión regulatoria. Más allá de
un conjunto de reglas de mercado claramente definidas y disponibles públicamente, para proporcionar
una regulación eficaz de transparencia inteligente, el regulador debe tener acceso a toda la información
necesaria para operar el mercado y poder realizar análisis de estos datos y divulgar los resultados al
público. En el nivel más básico, el regulador debería poder replicar precios y cantidades de compensación
del mercado dadas las ofertas presentadas por los participantes del mercado, la demanda total y otra
información sobre las condiciones del sistema. Esto es necesario para que el regulador verifique que el
mercado se opera de manera coherente con lo que está escrito en las reglas del mercado.
Un segundo aspecto de la “regulación de transparencia inteligente” es la publicación de datos
públicos. La divulgación pública de todos los datos enviados al mercado en tiempo real y producidos
por el operador del sistema tiene beneficios de eficiencia de mercado. Con el nivel de cobertura de la
demanda final por energía SFPFC previsto en el mecanismo de disponibilidad de recursos a largo plazo,
el mercado a corto plazo es principalmente un mercado de desequilibrio operado principalmente por
razones de confiabilidad donde los consumidores y distribuidores y proveedores libres compran y
venden pequeñas cantidades de energía para gestionar las desviaciones entre sus compromisos de
mercado a plazo y la producción y el consumo en tiempo real. Debido a que todos los participantes del
mercado tienen un interés común en la confiabilidad de la red de transmisión, la publicación inmediata
de datos satisface estas necesidades de confiabilidad.
El valor de regulación de transparencia para la publicación de datos públicos aumenta si también
se hace pública la identidad del participante del mercado y la unidad de generación específica asociada
con cada oferta de costo, programa de generación o nivel de producción. Ocultar la identidad de la
77
entidad asociada con una oferta o licitación, programa de generación o nivel de producción real, como
se hace en todos los mercados mayoristas de EE. UU., limita la capacidad del regulador para utilizar la
amenaza de la opinión pública adversa y así corregir el comportamiento de los participantes del
mercado. En todos los mercados de EE. UU., el lapso muy largo entre la fecha en que se producen los
datos y la fecha en que se publican al público de al menos seis meses, y el hecho de que los datos se
publican sin identificar a los participantes específicos del mercado, elimina gran parte del beneficio de
la regulación de transparencia inteligente cuando se realiza la publicación de datos.
Otro beneficio potencial asociado con la publicación de datos públicos es que permite a terceros
independientes realizar análisis del desempeño del mercado. Prácticamente todas las medidas de
desempeño del mercado requieren datos coincidentes sobre tasas de calor a nivel de unidad o precios
de combustibles de entrada obtenidos de otras fuentes con unidades de generación específicas.
Estrictamente hablando, esto es imposible de hacer si el nombre de la unidad o el nombre del
participante del mercado no coincide con la unidad de generación. Un desfase prolongado entre la fecha
en que se producen los datos y la fecha en que se publican también limita en gran medida la gama de
preguntas que pueden abordarse con estos datos y los problemas regulatorios que pueden abordar.
Tomando el ejemplo de la crisis eléctrica de California, para el 1 de enero de 2001, la fecha en que los
datos no revelados de junio de 2000 se pusieron a disposición del público por primera vez (debido a un
retraso de publicación de datos de seis meses), el ejercicio del poder unilateral de mercado en California
ya había generado más de $ 5 mil millones en pagos en exceso a proveedores en el mercado de
electricidad de California según lo medido por Borenstein, Bushnell y Wolak (2002), en adelante BBW
(2002). En consecuencia, un desfase prolongado entre la fecha en que se producen los datos y la fecha
en que se publican tiene un costo potencial enorme para los consumidores que debe se sopesado con
los beneficios de retrasar la publicación de los datos.
Un último problema asociado con la regulación de transparencia inteligente es garantizar el
cumplimiento de las reglas del mercado. La amenaza del escrutinio público y la publicidad adversa es
la primera línea de defensa del regulador contra las violaciones de las reglas del mercado. Sin embargo,
un argumento, basado en la lógica de la restricción de racionalidad individual, implica que el regulador
debe hacer que las sanciones asociadas con cualquier violación de las reglas del mercado sean más que
los beneficios que el participante del mercado recibe por violar esa regla del mercado. De lo contrario,
los participantes del mercado pueden desear unilateralmente maximizar las ganancias al violar las reglas
78
del mercado. Una lección de las actividades de muchas empresas en el mercado de California y otros
mercados en los EE.UU. es que si el costo de una violación de las reglas del mercado es menor que el
beneficio financiero que la empresa recibe al violar la regla del mercado, la empresa violará la regla del
mercado y pagará las multas asociadas como un costo parte de negocio.
Un papel importante del proceso regulatorio es detectar y corregir fallas en el diseño del
mercado antes de que surjan circunstancias que hagan que produzcan grandes transferencias de riqueza
y pérdidas significativas de eficiencia. Identificar y corregir las fallas de diseño del mercado requiere
un conocimiento detallado de las reglas del mercado y su impacto en los resultados del mercado. Este
aspecto del proceso regulatorio depende en gran medida de la disponibilidad de los datos de resultados
del mercado a corto plazo y otra información recopilada por el regulador para llevar a cabo una
regulación de transparencia inteligente. Otro papel importante para la regulación de transparencia
inteligente es analizar los resultados del mercado para determinar qué reglas del mercado podrían
mejorar la capacidad de los proveedores para ejercer un poder de mercado unilateral o aumentar la
probabilidad de que los intentos de los proveedores por coordinar sus acciones para aumentar los precios
tengan éxito.
También existen importantes beneficios de competitividad en el mercado a partir de la
supervisión regulatoria de los términos de las condiciones para que las nuevas unidades de generación
se interconecten a la red de transmisión y determinen si deben realizarse mejoras de transmisión y dónde
deben realizarse. Como se demostró empíricamente para el mercado de electricidad de Alberta en
Wolak (2015), la capacidad de transmisión tiene un papel adicional como facilitador del comercio en
el régimen del mercado mayorista. La expansión de la red de transmisión generalmente aumenta el
número de proveedores de electricidad mayoristas independientes que pueden competir para suministrar
electricidad en ubicaciones de la red de transmisión servidas por la actualización, lo que aumenta la
elasticidad de la curva de demanda residual que enfrentan todos los proveedores en esas ubicaciones.
Un regulador específico de la industria armado con los datos y con experiencia en monitorear el
desempeño del mercado está bien capacitado para desarrollar la pericia necesaria para determinar la red
de transmisión que maximice la competitividad del mercado mayorista de electricidad.
El Operador Independiente del Sistema (ISO, por sus siglas en inglés) que opera el mercado en
tiempo real es una nueva entidad que requiere supervisión regulatoria en el régimen del mercado
79
mayorista. La función de operación del sistema era anteriormente parte de la utilidad integrada
verticalmente. Debido a que un mercado mayorista brinda acceso abierto a la red de transmisión en
términos y condiciones iguales a todos los proveedores y minoristas de electricidad, se necesita una
entidad independiente para operar la red de transmisión para mantener el equilibrio del sistema en
tiempo real. La ISO es el proveedor monopolista de servicios de operación del sistema y del mercado
en tiempo real y, por esa razón, se necesita una supervisión regulatoria independiente para garantizar
que está operando la red de la manera más cercana posible al menor costo para beneficiar a los
participantes del mercado y no a la gerencia y personal de la ISO. Un último problema con respecto a
la supervisión regulatoria de la red de transmisión y la función de operación del sistema es el hecho de
que la ISO tiene una experiencia sustancial en la operación de la red de transmisión. En consecuencia,
el regulador puede encontrar beneficioso permitir que la ISO desempeñe un papel de liderazgo en el
proceso de determinar las expansiones de la competencia en la red de transmisión.
La responsabilidad final del regulador es disuadir el comportamiento que es dañino para la
confiabilidad del sistema y la eficiencia del mercado, lo cual ocurre a pesar de la divulgación pública
de datos y el comportamiento de los participantes del mercado y las sanciones por violaciones objetivas
de las reglas del mercado observadas públicamente. Este es el aspecto más complejo de implementar
del proceso regulatorio, pero también tiene el potencial de generar el mayor beneficio. Implica una serie
de tareas interrelacionadas. En un mercado basado en licitaciones, el regulador debe diseñar e
implementar un mecanismo de mitigación del poder del mercado local, que es el ejemplo más solicitado
de una intervención en el mercado para prevenir comportamientos perjudiciales para la eficiencia del
mercado y la confiabilidad del sistema. En general, el regulador debe determinar cuándo cualquier tipo
de resultado del mercado causa suficiente daño a algunos participantes del mercado como para merecer
una intervención regulatoria explícita. Finalmente, si los resultados del mercado se vuelven demasiado
dañinos, el regulador debe tener la capacidad de suspender temporalmente las operaciones del mercado.
Todas estas tareas requieren una cantidad sustancial de juicio subjetivo por parte del proceso
regulatorio.
4.5.3. Cambios Recomendados en la Supervisión Regulatoria
80
El proceso regulatorio en Perú se beneficiaría de un proceso formal para establecer y cambiar
las reglas del mercado. Particularmente para el caso del respaldo regulatorio para asegurar la
disponibilidad del suministro, disponer de un mecanismo formal que regule este proceso escrito en las
reglas del mercado que se desarrolló a través de un proceso de partes interesadas ayudaría a evitar
decisiones impulsadas por intereses políticos para inversiones de expansión de transmisión y
generación.
Establecer un proceso de monitoreo de mercado independiente que supervise el desempeño del
mercado e identifique fallas en el diseño del mercado ayudaría a aumentar la credibilidad del proceso
regulatorio. Establecer la responsabilidad de una entidad como COES para realizar estudios de
suficiencia en la disponibilidad de la red de transmisión y generación supervisados por OSINERGMIN
y los resultados de estos estudios se incorporen al proceso utilizado para determinar si se debe
implementar un respaldo regulatorio para nuevas inversiones ayudaría a eliminar la intervención del
gobierno en la electricidad. industria de suministros. En la medida en que las reglas del mercado aclaren
este proceso y lo hagan lo más creíble posible, las acciones de los participantes del mercado resolverán
los problemas de confiabilidad antes de que se active el respaldo regulatorio.
4.6. Potenciales cambios a futuro en el diseño del mercado
Hay una variedad de cambios potenciales en las reglas del mercado que es mejor retrasar hasta
que haya una experiencia significativa con los cambios propuestos en el diseño del mercado. Los
ejemplos incluyen, la transición a un mercado basado en ofertas, la introducción de derechos de
transmisión financiera, permitiendo licitaciones y ofertas puramente financieras sensibles al precio.
Todos estos cambios implican un riesgo regulatorio significativo y deben implementarse solo
con las salvaguardas regulatorias apropiadas en vigencia, tal como un mecanismo automático de
mitigación del poder del mercado local implementado para la energía, una función de monitoreo del
mercado independiente y la capacidad del COES para suspender a discreción la operación del mercado
a corto plazo basado en ofertas.
La ventaja del diseño actual del mercado basado en costos también tiene la ventaja de que puede
realizar una transición fácil a un mercado basado en ofertas una vez que se amplía la red de transmisión
81
en la región, se implementan medidores horarios y el regulador puede diseñar un mecanismo eficaz de
mitigación de energía para el mercado local. El mercado LMP ya existe y los costos de los propietarios
de las unidades de generación calculados por el operador del mercado pueden reemplazarse fácilmente
por las ofertas de estos productores. Comenzar desde un mercado basado en costos y hacer la transición
a un mercado basado en ofertas es un enfoque de bajo riesgo para introducir un mercado basado en
ofertas. La interconexión PJM en el este de los Estados Unidos siguió esta estrategia durante las
primeras etapas de su desarrollo. Funcionó un año como mercado basado en costos antes de pasar a un
mercado basado en ofertas.
5. Resumen y Comentarios Finales
El diseño de mercado a corto plazo existente en el Perú ya ha superado el obstáculo más
importante en muchas regiones para implementar un precio marginal nodal de liquidación múltiple que
optimiza la adquisición de energía y reservas operativas. El mercado en tiempo real ya emplea precios
marginales nodales. Este hecho debería hacer que la transición al diseño de mercado a corto plazo
recomendado sea relativamente sencilla.
El mecanismo de disposición de recursos a largo plazo existente en Perú ya exige contratos de
energía de demanda total a largo plazo entre proveedores y consumidores y distribuidores libres El
enfoque propuesto del Contrato Anticipado de Precio Fijo Estandarizado (SFPFC) para la disposición
de recursos a largo plazo se basa en esta orden contractual al expandir el conjunto de proveedores
permitiéndose competir para suministrar contratos anticipados mediante la estandarización del producto
vendido. También proporciona incentivos para proveedores, cargas flexibles y propietarios de recursos
renovables intermitentes renovables para brindar flexibilidad al mercado a corto plazo con el fin de
reducir el costo de atender las demandas en tiempo real en toda la red de transmisión.
La propuesta de certificado de energía renovable debería reducir el costo de cumplir con cualquier
objetivo de energía renovable establecido por el gobierno peruano. La propuesta del mercado de
servicios complementarios debería permitir al COES reducir su demanda de frecuencia secundaria hacia
arriba y hacia abajo, así como también reducir el costo total de las reservas operativas mediante la
introducción de dos nuevos productos de reserva de frecuencia terciaria, la reserva rotativa y la reserva
82
complementaria, y optimizar la adquisición de todas las reservas operativas con energía. La
incorporación de curvas de demanda de reservas operativas en este mercado asegura que los precios de
estos productos aumenten cuando la probabilidad de un déficit de oferta aumenta debido a una oferta
reducida de reservas operativas.
Finalmente, existe una necesidad significativa de mejorar el proceso de supervisión regulatoria
para la industria de suministro de electricidad en el Perú. El establecimiento de un proceso que involucre
a las partes interesadas para desarrollar y cambiar las reglas del mercado sujeto a la aprobación de
OSINERGMIN y el establecimiento de un proceso formal de monitoreo del mercado, reducirá el
alcance de una intervención política costosa en la industria del suministro de electricidad.
Para concluir, es importante recordar que no existe un diseño perfecto de mercado mayorista.
Solo hay mejores diseños de mercados mayoristas, y lo que constituye un mejor diseño depende de
muchos factores propis de la región. Aunque existe un acuerdo general sobre las características clave
de un diseño de mercado a corto plazo basado en las mejores prácticas, muchos detalles deben ajustarse
para reflejar las condiciones locales. El mecanismo de disponibilidad de recursos a largo plazo debe
estar articulado con el diseño del mercado a corto plazo. Por esta razón, el diseño del mercado mayorista
es un proceso de aprendizaje continuo, adaptación y, posiblemente, mejora. El enfoque estandarizado
de contratación de energía para la disponibilidad de los recursos a largo plazo que se describe en este
documento es un ejemplo de este proceso. Hay muchos detalles de este mecanismo básico aunados a
los detalles de otras recomendaciones hechas en este informe, los cuales deben adaptarse para reflejar
las condiciones locales.
83
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86
87
Figura 2: Participaciones en Capacidad por Participante en el Mercado
Empresas de Generación
Hidro Térmico Solar Viento Capacidad
Efectiva
Total
Participación
%
Engie 254.47 2185.72 44.54 2484.73 20%
Kallpa 568.08 1047.74 1615.82 13%
ENEL 599.95 1226.96 144.48 132.30 2103.69 17%
ELECTROPERU 898.14 16.56 914.70 7%
SAMAY 723.57 723.57 6%
Fenix 567.19 567.19 4%
Huallaga 476.74 476.74 4%
Statkraft 447.95 447.95 4%
Orazul 375.74 375.74 3%
Termochilca 303.31 303.31 2%
Egasa 177.71 45.54 223.25 2%
CELEPSA 222.49 222.49 2%
Others 1057.77 814.50 96.00 279.91 2248.18 18%
Capacidad Total
5079.04 6931.09 285.02 412.21 12707.36
100%
88
Figura 3: Evolución de la Capacidad del Recurso Renovable
Figura 4: Costo Marginal de Sistema, Costo Marginal de Sistema Promedio Annual, Barra
Colectora Ponderada
89
Figura 5: Consumo de Energía del Mercado Libre versus Regulado
Figura 6: Demanda Annual Máxima del 2010 a 2020
90
Figura 7: Resolviendo Desbalances en el Mercado de Corto Plazo
91
Figura 8: Demanda del Sistema por Horas
92
Figura 9: Cantidades de Contratos Anticipados por Horas para Tres Proveedores
93
Figura 10: Cantidades de Contratos Anticipados por Horas para Cuatro
Comercializadores Minoristas
94
Figura 11: Demanda del Sistema por Horas (10 Porciento Mayor)
95
Figura 12: Cantidades de Contratos Anticipados por Horas para Tres Proveedores (10 Porciento
Mayor)
96
Figura 13: Cantidades de Contratos Anticipado para Cuatro Comercializadores Minoristas (10
Porciento Mayor)
97
Figura 14: Demanda del Sistema por Horas (10 Porciento Menor)
98
Figura 15: Cantidades de Contratos Anticipados por Horas para Tres Proveedores (10 Porciento
Menor)
99
Figura 16: Cantidades por Contratos Anticipado para Cuatro Comercializadores Minoristas (10
Porciento Menor)
100
Figura 17: Curva de Demanda para Reserva Operativa
