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CMO o Costo Marginal de Operación, en palabras simples, para los sistemas eléctricos representa el costo de suministrar un kilowatt hora (kWh) adicional al sistema eléctrico en funcionamiento y resulta de las disponibilidades y reglas de despacho de cada sistema.
Brasil es un caso internacional sui generis en el desarrollo de los mercados de energía eléctrica debido a la configuración contractual por medio de mecanismos que garantizan la expansión equilibrada y dinámica entre la oferta y la demanda en un entorno de mercado competitivo, con una matriz eléctrica caracterizada por la baja participación de generación térmica.
Aún así, el CMO y el PLD están muy relacionados con la generación térmica, luego para tratar de explicar mejor cómo se obtiene este primer valor vamos a señalizar un sistema teórico (no real), compuesto por una central hidráulica y tres centrales térmicas. Las variables asociadas son:
Carga del Sistema: 20 MWh, contínuo por dos semanas.
La Energía total disponible en el Sistema es de 46 MWh y proviene de tres termoeléctricas (TE) y una hidroeléctrica (HE), con las siguientes capacidades y costos de operación (CO):
TE1 = 10 MWh y CO = 8 $/MWh; TE2 = 6 MWh y CO = 12 $/MWh; TE3 = 20 MWh y CO = 15 $/MWh.
HE = 0,1/MWh/hm3 x Afluencia con CO = 2 $/MWh; hipótesis de afluencia: semana 1, lluvias intensas y una afluencia de 100 hm3 y en la semana 2, pleno sol y afluencia 0 hm3. Las alternativas de manejo de la HE en la primera semana son las siguiente: HE = 10 MWh, Turbinado 100 hm3 y volumen almacenado = 0 hm3; HE = 8 MWh, Turbinado 80 hm3 y volumen almacenado = 20 hm3; HE = 5 MWh, Turbinado 50 hm3 y volumen almacenado = 50 hm3 y HE = 2 MWh, Turbinado 20 hm3 y volumen almacenado = 80 hm3.
La tabla que incorporamos a esta publicación presenta cinco alternativas de atención a la carga del sistema y los costos asociados en ambas semanas.
Esta tabla permite verificar que la mejor alternativa de atención a la demanda en las dos semanas seria la alternativa 3 y que el Costo Marginal de Operación, ya mencionado, es determinado por el costo del próximo kW/h a ser producido. En el escenario presentado, para la mejor alternativa de atención a la demanda, el próximo kW/h será producido por la TE2, así el CMO = 12,00 [$/MW/h].
El siguiente concepto para tratar de explicar mejor es el PLD
El Precio de Liquidación de Diferencias (PLD), es el precio con el cual se valora la energía comercializada en el Mercado de Corto Plazo (MCP). Es calculado por la Cámara Comercializadora de Energía Eléctrica (CCEE) en forma semanal, por submercados y por el nivel de carga del sistema.
Los submercados considerados son: Norte (N), Nordeste (NE), Sudeste/Centro Oeste (SE/CO) y Sur (S); mientras que los niveles de carga del sistema que se refieren a los períodos de la jornada en que la demanda es Pesada (Punta de Carga), Media o Leve (generalmente de madrugada).
En base a las condiciones hidrológicas, la demanda de energía, los precios del combustible, el costo del déficit, la entrada de nuevos proyectos y la disponibilidad de equipos de generación y transmisión, el modelo de precificación se obtiene el despacho (generación) óptimo para el periodo en estudio, definiendo la generación hidráulica y la generación térmica para cada submercado. Como resultado de este proceso son obtenidos los Costos Marginales de Operación (CMO) para el periodo estudiado, para cada nivel de carga y para cada submercado.
El PLD es un valor determinado semanalmente para cada nivel de carga con base en el CMO, limitado por un precio máximo y mínimo vigentes para cada periodo y submercado. Los intervalos de duración de cada nivel de carga son determinados para cada mes por el ONS e informados a la CCEE.
Debido a la preponderancia de las centrales hidroeléctricas en el parque de generación brasileño, se utilizan modelos matemáticos para calcular el PLD, que tienen por objeto encontrar la solución óptima de equilibrio entre el beneficio actual del uso del agua y el beneficio futuro de su almacenamiento, medido en términos del ahorro esperado de combustibles de las centrales termoeléctricas.
Como se calcula el PLD
El cálculo del PLD se basa en el envío “ex-ante”, es decir, se determina sobre la base de informaciones previstas, anteriores al funcionamiento real del sistema.
A partir de enero de 2021, el PLD se calcula con base horaria, a través de un nuevo algoritmo de cálculo que aporta mayores detalles acerca del sistema energético y sus restricciones de operación. Diariamente, el modelo optimizará el envío hidrotérmico de la semana de operación actual e identificará el precio de la energía para las 24 horas del día siguiente.
Con ello se espera que las proyecciones de la operación del sistema se acerquen a la realidad de la producción y del consumo de energía, considerando una matriz eléctrica cada vez más diversa, con el aumento de la participación de fuentes renovables intermitentes, solares y eólicas.
Creo, sinceramente, que en lugar de aclarar posiblemente haya complicado aún más el conocimiento de los amables lectores. La verdad es que ni yo mismo conozco los mínimos detalles del algoritmo utilizado en el calculo del PLD, entiendo que emplean herramientas de optimización con función objetivo, que puede ser económico o de confiabilidad u otro; además de restricciones que aseguren el uso correcto del combustible, la atención al sistema, etc.
Hasta aquí esta segunda entrega, falta mucho antes de poder decir que se tiene una buena idea del Sistema Eléctrico Brasileño, en entregas posteriores presentaré más detalles referentes a los Ambientes de Comercialización de la Energía y tal vez detalles sobre la posibilidad de comercialización por parte de una empresa paraguaya en este complejo sistema.
Prof. Dr. Ing. Carlos M. Cardozo F. Exdirector paraguayo de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY).