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¿Cómo diseñar mercados eléctricos flexibles?

El gran desafío que enfrentan hoy la industria eléctrica, el operador del sistema y los reguladores, se centra en incorporar cantidades crecientes de generación renovable variable al mercado eléctrico chileno. El escenario requiere mejoras y modificaciones en los marcos regulatorios existentes y en el diseño actual del mercado para acomodar e integrar estas fuentes.

En ese contexto, destacados expertos nacionales e internacionales se reunieron para abordar estos retos y las oportunidades que existen en la industria, en la charla “¿Cómo diseñar mercados eléctricos flexibles?

Experiencia internacional y aplicación al sistema chileno”, organizado por la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI), el World Energy Council (WEC), y la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (ACENOR A.G.).

En la instancia, participaron Alexander Galetovic, Senior Fellow UAI y Research Fellow en la Hoover Institution de Stanford; Frank Wolak, profesor de la Universidad de Stanford, donde también dirige el programa de Energía y Desarrollo Sustentable (PESD) en el Instituto Freeman-Spogli (FSI) de Estudios Internacionales y co-dirige la Iniciativa de Gas Natural de Stanford; y Juan Ricardo Inostroza, consultor y socio fundador de ME3, quien participó en el diseño de los mercados eléctricos de Chile, Perú, Brasil y Colombia; moderados por María Trinidad Castro, directora ejecutiva de WEC Chile.

Uno de los puntos destacados en la conversación fue el perfeccionamiento del cargo por potencia dentro del mercado eléctrico local. Alexander Galetovic mostró falencias y propuestas de mejoras en la definición de estándares de calidad, precios spot y otros. “Algunos pagan por potencia contratada o por consumo de potencia fuera del periodo de control de punta. Otros pagan por sus cargas máximas leídas durante el periodo de control de punta; no por la potencia que consumen a la hora de carga residual máxima del sistema”, señaló sobre la posibilidad de mejorar las horas de medición que no coinciden con la hora de carga residual máxima.

Alexander Galetovic.

Galetovic también señaló que otro aspecto a mejorar es “definir un estándar de calidad de servicio que sirviera para determinar cuánta potencia necesita el sistema y medir el aporte de potencia de cada generador en el margen durante la hora de mayor LOLP o LOLE, porque el aporte que hace el generador no es el que se ocupa para computar su aporte de suficiencia”. También aseguró que el problema es que el precio nudo de la potencia no conversa con el costo de instalar una turbina diésel en base a datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE). “El precio nudo anda en torno a US$7,5 kW al mes, pero la anualidad de una turbina diésel, de unos 150 MW, se puede calcular con los mismos datos de la CNE, siendo aproximadamente de US$4,8 por kW/mes y la anualidad de un ciclo abierto es marginalmente más alta, de US$5 por kW/mes, entonces hay una diferencia muy grande entre el precio fijado y el costo de instalar una turbina”.

Revisa la charla completa aquí.

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