El Modelo PJM
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE. ESCUELA DE INGENIERÍA. DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA. MERCADOS ELÉCTRICOS El Modelo De Mercado PJM vs El Modelo Californiano Roberto Cruz Profesor: Hugh Rudnick 1 de Junio de 2001 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Por la cooperación y ayuda otorgada, el autor de esta investigación quiere agradecer al ingeniero César González S, al ingeniero Felipe Reyes G. y al profesor de la Escuela de Ingeniería de la UC Hugh Rudnick. Toda la ayuda proporcionada permitió guiar y llevar a buen fin este trabajo Página 2 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM ÍNDICE Introducción_____________________________________________________________ 4 Procesos de Desregulación _________________________________________________ 5 El Modelo PJM __________________________________________________________ 8 El Modelo Californiano___________________________________________________ 14 Comparación Del Funcionamiento Del PJM - ISO Y El Cal-PX __________________ 18 Datos Relevantes ____________________________________________________________ 18 Despacho ___________________________________________________________________ 19 Precios de Generación y Consumo ______________________________________________ 19 Congestión _________________________________________________________________ 20 Generación de Energía y Potencia ______________________________________________ 20 Mercados Day-Ahead y Real Time______________________________________________ 21 Participación de los Consumidores en el Mercado Competitivo ______________________ 23 Crisis Californiana ___________________________________________________________ 23 Conclusiones ___________________________________________________________ 25 Bibliografía ____________________________________________________________ 27 Sitios Web __________________________________________________________________ 27 Lecturas y Publicaciones ______________________________________________________ 27 Página 3 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Introducción El presente informe presenta la investigación realizada por el alumno Roberto Cruz, en el marco del trabajo para el curso mercados eléctricos. Los mercados eléctricos alrededor del mundo han sufrido en los últimos 20 años, procesos de desregulación que han buscado liberalizar la operación y propiedad de la estructura de dichos mercados, dichos procesos han estado marcados por la búsqueda de eficiencia, incentivar al máximo la competencia donde es posible, y lograr regulaciones que permitan el buen desarrollo de los mercados donde no es posible la libre competencia. Ha habido varias generaciones de procesos de desregulación, uno de los países que en los últimos años se ha sumado a los procesos es Estados Unidos. En particular esta investigación busca contrastar dos modelos que han tenido un comportamiento muy disímil: El Californiano y el de Pennsylvania, New Jersey, Maryland o PJM. El primero se ha visto inmerso en una enorme crisis, con desabastecimiento eléctrico, empresas distribuidoras con una deuda que supera los US$12 billones, incertidumbre, poderes de mercado y falta absoluta de incentivos correctos para la inversión. Por otra parte el PJM ha sido eficiente, las señales que entrega en cuanto a ubicación y participación son correctas, ha logrado equilibrios necesarios y a juicios de varios es el sistema perfecto para buscar la eficiencia. El presente trabajo busca comparar en forma íntegra, clara y en lo posible didáctica ambos mercados, recurriendo a notas periodísticas, papers, información proveída por empresas y por los propios mercados eléctricos. Debido a la actual crisis, es fácil dejarse llevar y enfocar esta comparación desde el punto de vista del fracaso californiano y el éxito de PJM, alentada esta tendencia por el hecho que difícilmente alguien entregaría hoy un análisis favorable al modelo Californiano. Sin embargo el alumno pretende realizar una comparación imparcial que permita ser objetivo en los juicios que a partir de esta investigación se puedan realizar, tratando en lo posible de buscar fortalezas y debilidades de ambos modelos, analizando además qué circunstancias llevaron a California a su actual crisis y qué fortalezas tiene PJM para evitar una crisis en una situación similar. Página 4 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Procesos de Desregulación El mercado eléctrico tradicionalmente tuvo como característica ser un sector manejado por el estado, con propiedad integrada verticalmente, precios "artificiales" que buscaban proteger al consumidor final y políticas de inversión que no siempre resultaban ser eficientes. Sin embargo, nuevas tecnologías permitieron que el sector generación permita la libre competencia, al no tener economías de escala o de ámbito. Este hecho y cambios políticos llevaron en los años ochenta a Chile a ser pionero en la desregulación de los mercados, creando una reacción en cadena que ha pasado por varias etapas, que incluyen mayor y menor grado de liberalización de los mercados. Estados Unidos es un país que ha iniciado procesos de desregulación durante el último lustro, la figura 1 muestra un mapa de ese país en el que se aprecian algunos mercados que han entrado en proceso de desregulación, entre ellos está en el oeste el mercado californiano y en el este el mercado de Pennsylvania, New Jersey y Maryland, conocido como PJM. Figura 1 Página 5 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Todo proceso de desregulación debe considerar los siguientes conceptos fundamentales de los mercados eléctricos, dichos conceptos son básicos para comprender la complejidad de estos mercados: La electricidad no se puede almacenar (no en las magnitudes suficientes), por lo que la demanda y la oferta deben estar absolutamente equilibrada en tiempo real, debiendo haber un operador del sistema encargado de compensar y dar seguridad al sistema ante cambios de último momento. Los consumidores y los oferentes se encuentran en puntos específicos de una red de distribución, por lo que cada uno de ellos afecta a los demás en sus actos y decisiones. Los flujos que se producen en las redes obedecen a leyes físicas - eléctricas, por lo que la energía que retira un consumidor no proviene exactamente de un productor determinado. Finalmente, un consumidor o un productor alteran otras características de la electricidad en la red, como frecuencia y voltaje, por lo que se debe estar alerta y resguardar la calidad, mediante los servicios auxiliares que prestan los generadores. Todos los procesos desregulatorios coinciden en manejar la generación como un mercado donde es posible la libre competencia, ya que la transmisión y la distribución presentan economías de ámbito o de escala, constituyéndose en monopolios naturales, que por lo tanto deben estar sujeta a algún tipo de regulación o control. El diseño de todo mercado eléctrico debe basarse en los siguientes siete principios básicos: 1. Eficiencia económica 2. Mantener la seguridad del sistema 3. Bajos costos de transacción y facilidad para participar 4. Flexibilidad 5. Constituir un mercado completo 6. Minimizar las oportunidades de ejercer poder de mercado Página 6 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM 7. Incentivar correctamente la expansión e inversión, tanto en generación, transmisión y distribución. Página 7 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM El Modelo PJM El modelo implantado en Pennsylvania, New Jersey y Maryland también conocido como PJM, es el mayor y más sofisticado mercado de electricidad con despacho centralizado de Norte América y el tercero más grande del mundo. Entró en funcionamiento el 1º de abril de 1998, convirtiéndose en el primer operador de sistema independiente de Estados Unidos (US). Se trata básicamente de un sistema del tipo pool, que maneja cerca de un 8% de la potencia de US, con una capacidad de generación de 56.000 MW. Al igual que otros modelos, considera que la generación es un mercado donde es posible la libre competencia, al contrario de la transmisión y la distribución. Además este modelo, siguiendo una tendencia mundial, agrega un cuarto participante, los comercializadores, los que a diferencia de los distribuidores no poseen líneas propias y se encargan de comprar a los generadores y venderle a los consumidores, pagando el uso de las líneas de transmisión y distribución. El centro de control de PJM programa, pronostica y coordina la operación de las unidades generadoras, transacciones bilaterales y el mercado spot de modo de balancear la carga. Maneja y programa más de 8.000 millas de líneas de transmisión. El modelo está organizado en torno a un regulador de mercado y un operador técnico y económico del sistema (PJM-ISO), que recibe ofertas de todos los generadores y produce un mecanismo de entrega de precios cada 5 minutos. La resultante del proceso PJM es el cálculo de los Precios Marginales Localizados (LMP) de los siguientes 5 minutos, para cada uno de los más de 2.000 nodos bajo el control del operador PJM. Este método se conoce como Nodal Mode, y es el opuesto al Zonal Mode que se usa en California y se detalla más adelante. Página 8 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Mercado Spot El PJM-ISO decide el despacho basado en la oferta más barata de los generadores, en la calidad del servicio y capacidad disponible de las líneas, que monitorea minuto a minuto a través de un moderno sistema computacional, y en los LMP que agregan o restan valor a cada unidad de energía ofertado por los generadores. Para comprar energía en el mercado spot de PJM, se requiere que el vendedor (generador) reciba el LMP desde el punto de entrega hasta la red, y que el comprador (consumidor o comercializador) pague el precio desde la red al punto de retiro. La diferencia entre los costos localizados en el punto de entrega y los del punto de retiro representan el costo marginal de transmisión. Por lo tanto siempre se paga al menos el costo marginal por la transmisión. Este mecanismo permite que los generadores y los consumidores traten de realizar la inyección o retiro en puntos "baratos", lo que depende básicamente de la congestión de las líneas, esto es un estímulo a que los generadores se instalen en zonas descongestionadas, y a la expansión de la transmisión en zonas congestionadas. Volatilidad de los Precios Para protegerse de la volatilidad de los precios de los LMP y proveer una barrera, se crea un complejo sistema de Derechos Financieros de Transmisión (FTR), según los cuales los usuarios de la transmisión pueden adquirir derechos que permiten disminuir el riesgo por la volatilidad de los precios LMP. Para protegerse de la volatilidad de los precios de la energía, en PJM no hay ninguna restricción a los contratos bilaterales, aunque estos tienen carácter de financieros, ya que al igual que en Chile, el despacho se realiza bajo decisiones económicas, por lo que los contratos bilaterales no amarran al PJM-ISO a despachar a algún generador en particular. Página 9 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Pagos por Capacidad Una de las diferencias importantes que presentan el modelo PJM y el Californiano, es que el primero sí tiene un mecanismo que remunera la capacidad de generación, incentivando la inversión de esa forma. Los pagos por ICAP (Installed capacity) o capacidad instalada, pretenden permitir a los generados recuperar los costos fijos, lo que se dificulta en mercados como este debido a la variabilidad de los precios de la energía. Además entregan un pago adicional más estable, que puede ser fundamental al momento de decidir la instalación de una planta. No se debe dejar de considerar que precios mayores al consumidor pueden ser incentivo para cambiar la demanda a horas no peak. Con estos argumentos en PJM se determinan los LSE o "load serving entities", que son justamente las unidades con capacidad de proveer potencia en momentos de alto consumo. Los consumidores (comercializadores) acceden al ICAP a través de contratos bilaterales o a través del PJM-ISO en un esquema diario, mensual o de varios meses. Las LSE que no sean capaces de proveer ICAP deben pagar una multa llamada "capacity deficiency rate" CDR al PJM-ISO, esta multa asciende a 58 $US/kW o 158 $US/MW-day. Lo recaudado con dichas multas luego se deriva a los generados que tienen excedentes de ICAP. Este sistema incentiva a mantener cierto ICAP, y a no vender la potencia a un precio bajo el CDR. Precios al Consumidor En el modelo PJM, los consumidores pagan el precio de la energía que contrataron con el comercializador, pagan el valor de transmisión y distribución y pagan también un cobro por "transición a la competencia" que no es más que los costos hundidos que las empresas tenían antes de entrar en funcionamiento el modelo. Este esquema de precios, permite que independiente del precio que hayan pactado para la energía, los otros costos deban pagarlos, lo que por ejemplo, asegura la recuperación de los costos hundidos. Página 10 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Mercado Day-Ahead A mediados del año pasado, se creó en el mercado PJM el Day-Ahead o mercado del día anterior. La idea de este es lograr programar con mayor anticipación el despacho, facilitando la función del PJM-ISO. Al definir transacciones el día anterior, se debía contar con los derechos de transmisión necesarios para efectivamente cumplir con el programa, si eso se cumple el operador tiene la capacidad de programar con un día el despacho, encargándose de balancear el sistema y preocupándose de la seguridad. Sin embargo, para que el sistema sea equilibrado, es necesario dotar al operador de herramientas que le permitan efectivamente programar el despacho y no tener ajustar a última hora. Para eso se dotó al operador de una herramienta que incentiva a los agentes (generadores y comercializadores) a hacer uso al máximo del Day-Ahead. Esto representa una gran diferencia con California, donde el operador se ve constantemente en la necesidad de balancear importantes cargas y demandas porque los agentes a veces se ven incentivados a no programarse, esto se detalla más adelante. En cambio, como se dijo, en el modelo PJM los incentivos van hacia el otro sentido. Por un lado no hay ninguna penalización por transar en el mercado spot, pero el mercado provoca que los precios del mercado spot sean más altos que los del Day-Ahead, por lo que para quienes manejan las cargas no es conveniente saltarse las ofertas Day-Ahead y provocar demandas de energía y potencia no programadas o “underscheduled”. Además PJM (a diferencia de California) sí tiene la posibilidad de contar con generadores listos para funcionar en caso de desbalances, herramienta que deliberadamente fue dejada fuera en el diseño Californiano. Dicha herramienta permite que los generadores que lo deseen, se “comprometan” a estar listos para entrar en funcionamiento, declarando sus precios incrementales de energía, sus costos de puesta en marcha y mínimos costos de generación. De esa manera, PJM-ISO optimiza el despacho para el día siguiente, y para cualquier carga no programada el PJM optimiza (con los generadores "comprometidos") el costo de partida o puesta en marcha y el costo de generación, dejando fuera el parámetro del costo incremental de energía. Esto crea el incentivo para que los generadores que se “comprometan” a estar listos, tengan Página 11 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM bajos costos de puesta en marcha, pero mayores costos de funcionamiento, lo que produce un precio de energía en tiempo real mayor que los acordados en el Day-Ahead, dejando de ser conveniente para las cargas dejar demanda no programada. Esto lleva, sin forzar a los generadores y comercializadores, a participar en el DayAhead. Así el PJM mantiene la seguridad y los balances sin restringir en lo absoluto el acceso al mercado spot del ISO. Los agentes tienden a dejar balanceado el mercado durante el Day-Ahead. Otras características El sistema aplicado en el modelo de cálculo de los LMP, y su aplicación a cada unidad de energía retirada o inyectada en cada nodo, resulta ser poco complejo gracias a capacidad de comunicación entre el operador y los agentes, así como la capacidad de manejar una enorme cantidad de información. Además, con el fin de darle más liquidez al sistema (ya que con 2.000 nodos no es fácil), y lograr que se ponga en marcha correctamente, se dividió el mercado en dos paquetes de FTR's, el PJM West y el PJM East. El precio en cada uno de estos sectores es el promedio no ponderado de un set predeterminados de nodos en el sistema. PJM West se convirtió rápidamente en el documento de mayor liquidez en Estados Unidos, mientras PJM East prácticamente no logró ninguna transacción. Este último hecho se ha convertido en el más usado argumento de los detractores del modelo PJM, quienes esperan que la falta de liquidez de PJM East tarde o temprano haga colapsar el modelo. Las razones de esta falta de liquidez son desconocidas por el alumno, pero no parecen preocupar mayormente al operador. Sin embargo esta estructura LMP/FTR ha tenido ciertas deficiencias, entre las que se encuentran: Expansión insuficiente de la Transmisión Acceso desigual a los FTR's Una débil estructura de mercados futuros Página 12 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Se espera que la primera deficiencia se mejore con el tiempo, ya que el sistema LMP entrega las señales de precios necesarias para incentivar la expansión de las líneas, pero en la práctica ese efecto ha sido nulo. Página 13 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM El Modelo Californiano La reestructuración del sector eléctrico californiano surge en parte como respuesta a acciones similares en otras partes del mundo, pero principalmente como respuesta a que California enfrentaba unas de las tarifas eléctricas más altas de su país. El 31 de Marzo de 1998, la industria eléctrica en California comenzó un proceso de desregulación que en un principio estaba pensado para completarse en 4 años. Dicho proceso ha pretendido ejercer la libre competencia con la mayor fuerza posible en todos los aspectos que sea posible, dejando abierta la posibilidad de que cada cliente elija su proveedor de electricidad. Como contraparte, se ha terminado con la propiedad vertical de los recursos eléctricos, separando la propiedad y operación de la generación, transmisión y distribución. Los dos últimos recursos, transmisión y distribución siguen regulados por el Federal Energy Regulatory Comission (FERC) y el California Public Utilities Commission (CPUC) respectivamente. Sin embargo la generación se ha desregulado y abierto a la libre competencia y al mercado, de esa manera los precios son el resultado de la oferta y demanda. Este modelo se ha convertido en el mayor fracaso en cuanto a desregulaciones. Análisis post-crisis han detectado una serie de fallas en el diseño del mercado, sin embargo hay coincidencia en que quizás la falla más básica de todas es que el modelo no necesariamente cumple con los conceptos fundamentales de un mercado eléctrico. Visto en el corto plazo, los generadores deben proveer de varios productos, como energía, reservas y servicios auxiliares. Cada generador debe estar pendiente de estos productos y proveerlos en el momento y cantidad justos con muy poca tolerancia, lo que indica que estos servicios deben ser coordinados por un operador del sistema. Todo indica que la falla principal del Página 14 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM diseño del modelo Californiano, fue ignorar este hecho, y suponer que este rol lo puede jugar el mercado. De esa manera, este modelo introduce como novedad la separación de la operación del sistema, en una bolsa que maneja la operación económica la Cal-Px, y un operador técnico encargado de balancear el sistema y otorgarle seguridad, la Cal-ISO. California Independent System Operator (ISO) El Operador Independiente del Sistema (Cal-ISO) es una corporación de beneficio público creada por el estado, que es regida por una junta directiva. Esta junta representa consumidores, ambientalistas, empresas, negocios y generadores. El rol del Cal-ISO es mantener la operación técnica de último minuto del sistema, administrando la transmisión en el mercado. A su vez debe asegurar el acceso abierto e igualitario al sistema de transmisión, esto es que: Los vendedores de electricidad puedan transportar su producto hasta los compradores. Los compradores puedan recibir la electricidad de la empresa que ellos deseen. California Power Exchange (Cal-PX) El Cal-PX es una corporación pública sin fines de lucro, abierta a todos los compradores y vendedores de energía. En ella se transan energía y servicios auxiliares, mediante acuerdos físicos de compra-venta, esto quiere decir que es mediante estos acuerdos que se programa el despacho del sistema. Las instancias en las que se transa en el Cal-PX van desde al día anterior o DayAhead, hasta el mercado de horas previas al despacho o Hour-Ahead. La idea del modelo es que en la bolsa se transa la energía que será vendida con un mes, día u hora de anticipación, cabe destacar que en la bolsa las generadoras rematan los Página 15 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM excedentes de los contratos bilaterales, permitiendo estos ajustar los balances de última hora en conjunto con el ISO. En un principio el modelo se ajustó a lo que se esperaba, sin embargo durante el verano del hemisferio norte pasado, el modelo colapsó provocando repetidos desbastecimientos de energía eléctrica y deteriorando fuertemente la situación económica de algunas distribuidoras. Las razones de la crisis incluyen motivos coyunturales, como pocas lluvias, aumento del precio del gas natural (muy relevante en California), y evidentes fallas en el diseño del modelo. Manejo de la Congestión Desde el punto de vista del manejo de la congestión, el modelo presentó serias deficiencias, convirtiéndose en parte en gatillantes de la crisis. Haciendo un esfuerzo en simplificar los procesos del mercado, la estructura establecida esencialmente dividió al estado en dos zonas (empleando el modelo Zonal Model), con el fin de operar la transmisión y manejar la congestión. La suposición básica (y errada según la experiencia) es que dentro de cada zona no hay congestión, por lo que no hay diferencias de precio en los productos, sin embargo supone que sí hay una congestión importante intra zonal, por lo que en ese caso el precio de los distintos productos varía de zona en zona. Este diseño resultó ser muy simple, y se generaron importantes congestiones dentro de cada zona, sin haber incentivos para aliviarlos, debido a que los cargos por congestión se "socializaban", o sea, los pagan entre todos y no entre quienes lo provocaban. Además el diseño del manejo de congestión de tiempo real, no considera la efectividad de cada unidad generadora para aliviar las restricciones/congestiones de transmisión. Esto provoca un ineficiente y más caro manejo de la congestión intra zonal. El manejo de la congestión intra zonal no distingue entre situaciones competitivas o no competitivas. La ISO despacha unidades para aliviar la congestión, sin embargo los Página 16 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM costos que implican no se incluyen en las señales de precios locales, creando falsos incentivos a la generación y a la ubicación de las demandas. Obligación de Pagar Precios Spot En una de las medidas que hoy resultan más inexplicables, a las distribuidoras eléctricas se les impidió tener contratos de largo o mediano plazo, lo que las obliga a comprar en el mercado spot. Más aún, el precio final al consumidor se fijó en un valor que pretendía remunerar la energía, transmisión, distribución y costos hundidos de las empresas. La combinación de estos hechos provocó que las distribuidoras deban comprar a precios muy elevados, tras la sequía y alzas del gas natural, y vender a un precio fijo. Como resultado se produjo un enorme endeudamiento de las empresas, provocándoles una crisis financiera de insolvencia que les impide acceder a créditos, por lo que los generadores no quieren venderles (no tienen obligación), ya que no pueden pagar. Por otra parte a otros participantes del mercado, es decir otros generadores y comercializadores, el modelo pretendió entregarle incentivos para que mayor parte de la demanda se programe en el mercado Day-Ahead, sin embargo tanto en el Cal-PX como el Cal-ISO presentan precios techo para energía, estos price-cap, han diferido en ambas entidades, ya que el Cal-ISO fija estos valores techo basado principalmente en los costos de transmisión y el Cal-PX los fija basado en los costos de la energía misma. El resultado es que en varias oportunidades los comercializadores han vislumbrado posibilidades de obtener menores precios en el mercado spot que en Day-Ahead, dejando gran parte de la demanda sin programar, traspasando el problema al ISO, que no cuenta con herramientas poderosas para manejar grandes desbalances. Falta de Inversión y Dependencias Un problema del estado de California que se arrastra desde antes de la crisis, es la gran falta de inversión, sobretodo en el sector generación. Sin embargo, esta falta de Página 17 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM inversión de generadores se ve estimulada por el hecho que en California no se remunera ni la potencia firme, ni la capacidad de la instalación, lo que ha creado incentivos nulos a la inversión. Por otra parte California presenta uno de los escenarios ambientalistas más complejos del mundo, por lo que las trabas a la construcción de plantas generadoras de todo tipo son enormes. California ha sido acusada de usar el "patio trasero" de otros estados con el fin de instalar las plantas necesarias para su suministro. Con este panorama, el estado de California es muy dependiente del gas natural, por lo que las variaciones en el precio de este combustible influye fuertemente en el precio de la energía. Durante el verano (del hemisferio norte) pasado, el gas natural sufrió alzas de precios fuertes, lo que en conjunto con la escasez de energía hidráulica fue en parte detonante de la gran alza de los precios spot. El hecho real, es que el crecimiento económico del estado ha aumentado la demanda en más 5.000MW, mientras la capacidad de generación ha aumentado menos de 1.000MW. Comparación Del Funcionamiento Del PJM - ISO Y El Cal-PX En las páginas anteriores, se han presentado algunas características de los modelos PJM y del modelo Californiano, sin embargo el objetivo de esta investigación es comparar ambos modelos, por lo que datos importantes y aspectos relevantes se presentan a continuación en una comparación concepto a concepto de ambos modelos. Datos Relevantes PJM California Entrada en operación: 1998 Entrada en operación: 1998 Área que cubre: 48000 millas2 Área que cubre: 124.000 millas2 Capacidad de Generación: 57.000MW Capacidad de Generación: 45.000MW Número de consumidores: 9.5 millones Número de consumidores: 10.5 millones Página 18 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Ventas anuales: 315.000 GW-h Ventas anuales: 170.000 GW-h Despacho En el modelo californiano el despacho se basa en contratos bilaterales físicos alcanzados en la Cal-PX, que determinan si un generador inyecta o no energía a la red, por otra parte el Cal-ISO en rigor se encarga de programar las líneas de transmisión y balancear en tiempo real el sistema. En el modelo PJM es un modelo tipo POOLCO, el operador es quien busca menores costos marginales, y decide qué generadores despachan, independiente de los posibles contratos financieros bilaterales que existan, de un modo parecido al chileno. Sin embargo, el despacho se basa en la mejor oferta de los generadores y no en costos auditados. Los siguientes puntos detallan más algunas diferencias entre ambos modelos, explicando en parte por qué se han presentado poderes de mercado y fallas en California, y por qué eso no ha ocurrido en PJM. Precios de Generación y Consumo En PJM los precios se fijan en un esquema nodal, donde dependiendo de las congestiones del sistema, se calculan los precios de energía en más de 2.000 nodos. En California se calculan precios zonales, lo que crea grandes extensiones geográficas que tienen un mismo precio independiente de la verdadera congestión en cada zona. En PJM el esquema se favorece por eficientes métodos de monitoreo de los flujos reales, mientras dichos monitoreos en California no son correctos. En ambos modelos el precio de la energía a la que venden los generadores a los comercializadores se determina en contratos bilaterales. En California las distribuidoras no pueden firmar dichos contratos por lo que compran a precio spot. Los consumidores en PJM pagan un valor acordado con su comercializador o distribuidor, por lo que aumentos de precios se pueden traspasar al usuario final, en Página 19 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM California el consumidor residencial final no ha visto variaciones en los precios, a pesar de sus fuertes aumentos. Congestión El modelo PJM introduce los llamados LMP, que traspasan a los generadores y a los consumidores los costos de congestión en las líneas, apoyado como se dijo, por un buen sistema de monitoreo. Este método permite siempre pagar al menos el costo marginal de transmisión, y para evitar fluctuaciones en los LMP se transan derechos financieros de transmisión. Además se generan incentivos para localizar nuevos generadores y líneas de transmisión El modelo Californiano se maneja con precios zonales que no reflejan el estado del sistema, agravada la situación por el hecho que los despachos se determinan por contratos bilaterales que no necesariamente consideran la capacidad de las redes en el momento del despacho. De esa forma no hay incentivos para construir líneas ni para ubicar correctamente una futura planta generadora. En rigor lo que ocurre en California es que los costos debido al mal uso de las redes se socializa, es decir lo pagan todos los usuarios en vez de quienes provocan el problema, volviendo al problema de los malos incentivos existentes en California. Generación de Energía y Potencia La potencia es un tema importante en el análisis de los modelos, por un lado en California la demanda ha crecido en 5.522 MW y la oferta ha crecido 672 MW entre 1996 y 1999, en estos momentos en California no hay margen de reserva, mientras en PJM el margen es de aproximadamente 19% y ha habido un armónico crecimiento de la oferta y la demanda. En el modelo PJM se remunera la capacidad de las plantas, no su potencia firme, pero al menos existe un incentivo para la instalación de más plantas al existir el mercado de Página 20 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM los ICAP. En California no se remunera ni la potencia firme ni la capacidad, convirtiéndose en un gran desincentivo a la construcción de generadores. En California ha los apagones no programados superan en 53% a los programados, mientras PJM se mantiene en el rango normal del 10%. La estructura de generación de los mercados es la siguiente: PJM California 2% de su capacidad es hidráulica 53% de capacidad es hidráulica 9% de su capacidad es a Gas 45% de su capacidad es a Gas El resto se distribuye en nuclear, petróleo, carbón, etc. Esto tiene importantes consecuencias, el modelo PJM no depende ni del precio del gas ni de las reservas de agua, gran parte de su generación es nuclear, mientras en California son altamente dependientes tanto del Gas como de sus reservas de agua. Esto es una barrera que tiene PJM para evitar una crisis como la californiana, ya que la energía nuclear tiene mucho menos variabilidad de precios. En cuanto al precio de la energía, 98% del tiempo precios en el mercado PJM han estado bajo los 100 $US/MW-h, mientras en California los precios han llegado hasta 750 $US/MW-h. Desde el punto de vista de la variación de la demanda, en California esta varía fuertemente durante el año, ya que en el verano se incrementa hasta en un 13%, mientras la variabilidad estacionaria de PJM es mucho menor. Finalmente desde el punto de vista de las proyecciones de crecimiento del mercado generador, mientras en PJM estas están cerca de los 40.000MW, en California la cifra alcanza 17.000 MW, vislumbrando un oscuro panorama futuro, a menos que se logre disminuir la demanda traspasándole los mayores precios. Mercados Day-Ahead y Real Time Ambos modelos de mercados reconocen varias instancias para programas el despacho. En ambos modelos se pretende programar la mayor cantidad de demanda con un Página 21 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM día de anticipación, mediante la Cal-PX en California y PJM-ISO en PJM. Los modelos buscan disminuir la incertidumbre que pueda existir en un mercado spot. En rigor en el modelo californiano existen otras instancias similares al Day-Ahead, como el Hour-Ahead. Sin embargo, el despacho en tiempo real lo controla el Cal-ISO, provocando una separación artificial entre lo que es la programación del sistema y la operación misma. Este es uno de los aspectos más críticos del modelo, sobretodo porque además ha habido una tendencia a saltarse el mercado del Day-Ahead por parte de los comercializadores en busca de obtener mejores precios de energía aprovechando los pricecap del Cal-ISO. En cambio en el modelo PJM, se crearon mecanismos para incentivar el uso del mercado real-time sólo para emergencias y hacer uso al máximo del Day-Ahead. Página 22 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Participación de los Consumidores en el Mercado Competitivo Del total de consumidores, hasta principios del año 1999 los siguientes porcentajes han optado por comprar su energía a comercializadores Pennsylvania 10.3% California 2% Esto significa en cuanto al total de demanda de energía: Pennsylvania 23.5% California 33.30 % La razón de estos valores es simple, en California los consumidores residenciales están protegidos por precios fijos si se mantenían con su distribuidor, lo que no ocurre en PJM. Crisis Californiana ¿Puede ocurrir en PJM una crisis como la Californiana?, La respuesta aparente es No. Además de los argumentos entregados en los puntos anteriores, las razones coyunturales de la crisis parecen no poder influir tanto en PJM. Como se explicó PJM no se ve muy afectado por el aumento de los precios del Gas o la disminución en su producción e importación. La estacionalidad del consumo en PJM es mucho menor, por lo que grandes calores o fríos tienen menor efecto El crecimiento de la demanda y el consumo en PJM han estado emparejados. En PJM se presentan incentivos a la expansión del mercado generador, tanto en su capacidad como en su ubicación. Página 23 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Sin embargo, un aspecto que no es del todo considerado es la condición medio ambiental en PJM, puesto que muchos consideran al Gas Natural como una fuente limpia y segura, a diferencia de la energía nuclear, por lo que el mercado de Pennsylvania, New Jersey y Maryland, debe prever cambios medio ambientalistas que los obliguen a cambiar su estructura de generación, quedando más expuestos a situaciones como la californiana. Por otra parte, a diferencia de California el modelo PJM ha presentado importantes interacciones con estados vecinos como New York y New England, por lo que no es utópico pensar en un nuevo y gigantesco mercado, lo que presenta desafíos que deben sortearse acertadamente en cada detalle del modelo si se lleva a cabo. Página 24 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Conclusiones Los procesos de desregulación que vive el mundo en los últimos años han estado marcados por una serie de problemas, asociados a los intentos de liberalizar más los mercados. Muchas veces los intentos de crear mercados simples han terminado en mercados complejos, con poderes de mercado, interacciones e incentivos perversos. Esta fue la situación ocurrida en California, donde un modelo que pretendió ser muy abierto, y en el cual fuera el mercado su regulador a terminado siendo una visión muy simplificada de la realidad y su experiencia deja dudas frente al futuro de los procesos desregulatorios. ¿Es capaz el mercado de regular los sistemas eléctricos?, La respuesta parece indicar que de ninguna manera es posible separar la operación económica y técnica del sistema. Sin embargo los mercados pueden jugar importantes roles siempre y cuando las señales que reciban los participantes de dichos mercados apunten la dirección correcta de expansión, consumo y ubicación. Más allá de las fallas que ha presentado el modelo californiano, el éxito del modelo PJM radica en no tratar de hacer las cosas más simples de lo que son, por ejemplo tratando de representar de la mejor forma las congestiones en tiempo real, y no pretender que estas pueden obviarse. Es difícil hacer un análisis del mercado californiano sin tener presente la crisis, sin embargo sería interesante analizar qué estaría ocurriendo si durante el verano pasado no hubieran subido fuertemente los combustibles ni hubiera existido escasez de recursos hídricos, lo que podría haber aplazado la crisis o haber dado tiempo de predecir mejor las fallas. Probablemente en Chile se estaría discutiendo un proyecto de ley que emule el modelo californiano. Por eso las lecciones para Chile no sólo apuntan a analizar modelos exitosos, sino considerar las fallas de dichos modelos en situaciones como la chilena, con un mercado más pequeño y menos agentes. La alta politización de la discusión en nuestro país, y el alto poder de algunos agentes podrían indicar que las precauciones que se deben tomar al implementar un nuevo Página 25 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM modelo de mercado deben superar largamente el nivel de discusión actual, en que la necesidad de cambios por un lado, los altos intereses por otro, y el fuerte uso político que tiene el tema eléctrico impiden a juicio del alumno, por lo menos en un año de elecciones, pensar en modelos más abiertos que el actual, donde el riesgo para el consumidor final también sea mayor. Es necesario recordar que las empresas eléctricas de Chile, tanto de generación, transmisión y distribución han sido muchas veces colocadas como modelos de empresas abusadoras que se "enriquecen" a costa de los demás. En definitiva, ningún modelo de mercado puede proclamarse como el modelo perfecto. Sin embargo, el modelo PJM ha presentado importantes fortalezas, ha sido muy exitoso en equilibrar los intereses de los participantes del mercado, y lograr un desarrollo socialmente eficiente, al funcionar sobre la base de precios marginales. La situación de PJM East y la falta de interés en invertir en él, y los posibles problemas ambientales se muestran hasta el momento como las mayores amenazas al modelo, en especial la última que podría convertir al mercado en uno tan vulnerable a las sequías y a los precios de combustibles como el californiano. Página 26 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM Bibliografía Sitios Web http://www.energycentral.com ; gran base de datos con todo tipo de información sobre los mercados eléctricos http://www.pjm.org ; página del operador del sistema PJM http://www.caiso.com ; página del operador del mercado californiano http://www.calpx.com ; página de la bolsa de energía californiana http://www.harvard,edu ; Sitio Web de la Universidad de Harvard, donde se encuentran bastas publicaciones sobre mercados eléctricos. En especial el homepage de William Hogan http://www.ing.puc.cl/power ; sitio Web del profesor Rudnick, donde hay publicados varios trabajos y links sobre el tema de desregulación http://www.chguernsey.com/frame-index1c-html ; sitio web con muy completa información sobre todo lo relacionado con mercados eléctricos http://www.mit.com ; sitio Web del MIT, donde se encuentra importante información sobre regulaciones, en especial la página de Joskow. http://www.eia.doe.gov ; cuy completa información sobre los mercados eléctricos http://www.stoft.com/x/l2links.shtml ; Buen sitio con links a temas relacionados con mercados eléctricos. Lecturas y Publicaciones 1. Hogan, W. (April 2, 1999) "Getting the prices right in PJM", Electricity Journal. 2. Ott, A., (Sep. 2000) "Can flowgates really work?", PJM Interconnection 3. Montero, J.P., Sánchez J.M. "Crisis eléctrica en California: Algunas lecciones para Chile" 4. Hogan, W. (Aug. 2000) "Flowgates Rights and Wrongs", Author's web page 5. Tabors Caramis & Associates (Sep. 2000), "PJM Congestion History - Bad news o Good News for Flowgates?" 6. Chandley, J., Scott, H., Hogan, W. (Nov. 2000) "Electricity Market Reform in California" Página 27 El Modelo Californiano vs el Modelo PJM 7. Singh, H., Jacobs, J., (March 2000) "ISO Markets and capacity Products", Fifth annual POWER conference. 8. Tabors, R. (2001) "Forwards Markets for Transmission that Clear al LMP: A Hibrid Proposal", Proceedings of the 34th Hawaii International Conference on System Sciences 9. Ruff, L. , "LER to Oren on Flowgates". 10. Barrientos, S. Yorston, A.(1999) "Californian Power Exchange" 11. Ahmed Koloko, "Comparison of PJM-ISO with California ISO" Pennsylvania Public Utility Comission 12. Helman U., "Market Design and Performance of the Northeast ISO Markets" 13. Hogan W., "Restructuring the Electricity Market", IEEE Power Engineering Society, Winter Meeting Feb, 1999 Página 28