Efectos de distintos esquemas tarifarios de transmisión eléctrica en el desarrollo futuro de un sistema eléctrico bajo en carbono

Abstract

La asignación de los costos de la transmisión ha sido una problemática fuertemente discutida en el sector eléctrico a nivel mundial, en particular, sobre cuál es la forma más adecuada de remunerar los costos de los activos de la transmisión entre generadores y consumidores para un desarrollo adecuado del mercado eléctrico, llegando a diferentes soluciones y dejando aún la pregunta abierta. Además, en vista que en los últimos años existe un gran interés en sustituir tecnologías de generación intensivas en carbono por fuentes de energía más renovables, se torna relevante analizar cómo las diferentes formas de remunerar la transmisión, usualmente basadas ya sea en principios de eficiencia económica y justicia en la asignación, afectan a la integración de tecnologías de generación bajas en carbono y así al desarrollo sustentable del sistema eléctrico. En este contexto, la presente tesis se centra en investigar el impacto de los diferentes esquemas de tarifas en el desarrollo de nuevas inversiones en generación y transmisión en términos de eficiencia económica y sustentabilidad. Para ello, se propone resolver un modelo de equilibrio de mercado a largo plazo entre un planificador central de red, un conjunto de inversionistas en generación y una autoridad reguladora encargada de recuperar el costo de la transmisión mediante tarifas o peajes. En esta tesis, se analizan cinco diferentes esquemas de tarifas para recuperar los costos de la transmisión a través de una asignación de los costos de la red entre sus usuarios siguiendo distintos principios. Para calcular el equilibrio de mercado a largo plazo bajo los cinco diferentes esquemas de tarifas, se implementa un algoritmo iterativo de Gauss-Seidel que, actuando sobre un problema de optimización al cual se le adaptan distintos parámetros en cada iteración, garantiza encontrar un punto de equilibrio económico entre la remuneración completa del costo de la transmisión y las decisiones de inversión tanto en generación como en transmisión. En este estudio se considera una demanda inelástica y un mercado eléctrico en base a costos marginales nodales que permiten recaudar parte de los costos de transmisión mediante diferenciales de precios o ingresos tarifarios. A través de los análisis de los equilibrios de mercado a largo plazo bajo los cinco diferentes esquemas de tarifas, se demuestra que, para el mercado eléctrico chileno, un estampillado podría presentar un alto costo social producto de un volumen mayor de emisiones de CO2. Esto surge debido a que un estampillado (donde pagan tanto generadores como demanda) puede desincentivar inversiones en tecnologías renovables e incentivar la instalación de plantas convencionales. Por el contrario, esquemas de tarifas localizacionales (ej. beneficiarios o métodos de uso de red) reportan equilibrios de mercado más económicos y con niveles de emisiones de CO2 significativamente menores por una mayor presencia de energías renovables en la matriz. Finalmente, el esquema de los beneficiarios es el que, en general, reporta menores emisiones de CO2, lo que podría aprovecharse en un contexto de economía política donde no sea posible aumentar el impuesto a las emisiones de carbono para incentivar energías renovables.