Los costos variables de la energía hidroeléctrica

Energía Eléctrica - La planificación, la operación y los modelos
En el Reglamento del Mercado Mayorista de Energía, Sección III, ADME, el TITULO
V se refiere a MODELOS.
El Artículo 34 expresa “El DNC deberá contar con modelos objetivos y auditables para
la Programación a Largo Plazo, la Programación Semanal, el despacho diario, el cálculo
de precios y el cálculo de transacciones económicas fuera de contratos y liquidaciones.
El DNC formulará en Anexos que serán aprobados por el Regulador, la descripción de
dichos modelos, datos y características, identificando el o los modelos vigentes a la
puesta en marcha del MMEE que serán considerados como modelos aprobados.
La ADME deberá suministrar a los Participantes y Agentes del Mercado del Mercado la
descripción de los modelos aprobados, garantizando el acceso a una versión ejecutable
de los mismos al mínimo costo.” (El subrayado es nuestro)
Los modelos aprobados se publican en el Diario Oficial No 26.097 del 20 de setiembre
de 2002. Esos modelos son descriptos suficientemente, tomando en cuenta la
complejidad de los mismos.
Los informes sobre la Programación Estacional, así como las semanales y diarias, etc.
se presentan basados en estos modelos aprobados. Desconocemos si se ha puesto a
disposición de los Participantes y Agentes versiones ejecutables de los mismos.
Llama la atención que en página web de la ADME se incluya el modelo denominado
SimSEE que se define como: “Software de Simulación de la Operación del Sistema” y
se dispone también de una versión ejecutable. Nada se dice si este es un modelo
aprobado por el Regulador.
El concepto de Modelo Aprobado es fundamental.
Los modelos que, de acuerdo a la reglamentación aplica el DNCU, fijan las reglas de
operación del recurso hidroeléctrico que intentan optimizar el uso del recurso aleatorio
de los aportes de agua a los lagos y por lo tanto intentan minimizar el costo global de
utilización de los recursos de generación.
Estas reglas son fundamentales para los participantes y agentes del mercado, tanto
actuales como futuros porque es la única manera de contar con reglas transparentes.
Además los modelos deben garantizar o por lo menos “transmitir la confianza” de que el
recurso más importante de costo variable cero es utilizado de la mejor forma.
Nos parece oportuno, sin entrar en detalles, recordar el proceso de los modelos
aplicados a la operación y planificación del sistema eléctrico. El primer modelo de
simulación se empieza a desarrollar en el año 1965, a partir de una regla sencilla que
buscaba la cota de cambio de régimen de hidraúlico a térmico. Se introduce la
representación trimestral de la demanda, la representación de la fallas, la representación
cada 10 días de los aportes a G.Terra, etc. Este modelo se desarrolla en el centro de
cómputos de la FIA y luego se pasa a recursos de computación de UTE, introduciendo,
entre otras actualizaciones, los regímenes intermedios de cambios de cota para la
operación hidrotérmica y distintas potencias de base térmicas. A mediados de los años
setenta se presentan nuevos problemas a encarar: las entradas de Salto Grande y Palmar,
intentar reducir las incertidumbres de los costos futuros de generación y responder de
esa forma a los requerimientos planteados por la planificación de inversiones,
requerimiento que también planteaban los organismos internacionales de
financiamiento. Se inician los primeros estudios sobre herramientas de optimización de
variables aleatorias. Se contaba con escasos recursos tanto humanos como materiales ya
que la capacidad de procesamiento instalada no respondía a las necesidades de estudios
de este tipo.
Se contrata dentro de uno de los préstamos de un organismo de financiamiento la
participación de una empresa consultora de renombre internacional, que entre sus
objetivos tenía la responsabilidad de elaborar un programa para la operación y
planificación del sistema de generación.
A pesar de que objetamos la concepción teórica del modelo que se planteaba por no
responder a las condiciones del problema que representa la aleatoridad de los aportes en
nuestra región la empresa decidió seguir con el modelo propuesto. Elaboramos
entonces, un estudio de planificación con nuestros recursos y se llegó a la conclusión de
que con el mismo nivel de incertidumbre y probabilidades de falla las inversiones
requeridas según nuestras herramientas representaban un costo 50% menor al plan
propuesto por la consultora.
Los estudios se retoman a mediados de la década de los ochenta, con términos de
referencia más precisos definidos por los técnicos de UTE. Se cuenta además con una
capacidad de procesamiento mayor a través del equipamiento del centro de control del
DNCU. Resulta entonces el programa realizado en conjunto con EDF a que se hace
referencia en la reglamentación. Pero se obtiene un resultado quizás tan o más
importante, la formación de una masa crítica de personal capacitado en la problemática
que permite seguir con una evolución y mejoramiento continuo, y la elaboración de los
programas de mediano y corto plazo que se desarrollaron a continuación, los cuales se
encuentran también dentro de los modelos aprobados.
Con lo anterior no queremos expresar que no existan o puedan desarrollarse mejores
herramientas, de hecho entendemos que, debido a la incorporación de nuevas formas de
producción, fundamentalmente el recurso eólico se requiere una reformulación de los
programas.
Sin embargo no nos parece prudente seguir exponiendo en la página de ADME, un
programa que se presenta como capaz de permitir la “optimización del uso de los
recursos de generación”, “el manejo de la incertidumbre hidrológica”, “cálculos de
precios spot”, cálculos de ingresos de un generador independiente”, etc. a menos que el
modelo SimSEE sea aprobado por el Regulador y sea el que se aplique en la
planificación y operación del DNCU.
No cuestionamos, la validez o calidad del referido programa. Tampoco cuestionamos su
difusión y comercialización como producto intelectual.
El Regulador debe tener presente que las reglas del mercado eléctrico deben ser
transparentes y conocidas no sólo por los participantes del mercado eléctrico, deben
también ser conocidas por otros actores como ser políticos, economistas, inversores, etc.
y todos aquellos interesados por el tema.
Ing. Miguel Oronoz Sirighelli
1 de marzo de 2011