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3.3 El mercado spot

El diseño del mercado eléctrico chileno se basa en la teoría marginalista antes descrita, que contempla un esquema de precios marginales de energía (operación) y potencia (desarrollo) a ser pagados por los consumidores de acuerdo a los principios de la teoría del “Peak Load Pricing”.

El mercado mayorista spot (horario) es cerrado a los generadores, pero es administrado por el Coordinador bajo una estructura ISO, donde los generadores están obligados a participar, presentando sus declaraciones de costos variables basadas en sus costos reales de generación, con posibilidad de ser auditados por parte del Coordinador. Este aspecto distingue el mercado chileno de otros basados en bolsas de energía o de operación centralizada con ofertas libres de compra y venta. La Figura 15 muestra las interacciones de los diferentes agentes en el esquema del mercado chileno. Asimismo, cabe señalar que en el mercado eléctrico chileno no existe el concepto de contratos bilaterales físicos, todavía presentes en algunos mercados de electricidad como el europeo, donde los contratos de suministro entre agentes privados tienen el derecho a ser informados al operador del sistema y traducirse en un despacho físico. En Chile, los contratos de suministro privados sólo tienen un carácter financiero, siendo el Coordinador la entidad que realiza el despacho físico hora a hora, basado en la información de costos de operación de cada una de las unidades generadoras buscando la operación más económica posible sin restringirse por estos contratos.

El mercado eléctrico en Chile focaliza la competencia en la concreción y desarrollo de proyectos de generación eficientes (costos de inversión y operación), y en la buena gestión comercial de contratos bilaterales con clientes libres y regulados [31]. Esto difiere de lo observado a nivel internacional, dado que en Chile no existe un esquema de ofertas de corto plazo al despacho, sino que una comunicación de los costos de generación, la definición de estrategias de ofertas para la compra y venta de energía no corresponde a un elemento crítico en el desempeño competitivo.

La Figura 14 muestra un esquema general del funcionamiento del mercado nacional. En ella se aprecia que las empresas generadoras se relacionan con el mercado spot a través de compras y venta de energía y potencia, al costo marginal de la energía (Cmg) y precio de la potencia, respectivamente. Este esquema también es aplicable a los PMG (Pequeños Medios de Generación), PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) y otros proyectos ERNC. Sin embargo, como se verá más adelante, en el caso de los PMG y PMGD también es factible acceder a un precio estabilizado en las ventas de energía (ver Reglamento del D.S. N°244 del año 2005). A su vez, las empresas generadoras poseen contratos con los clientes libres a precios libremente pactados (clientes no regulados) y con las empresas distribuidoras a un precio resultante de un proceso regulado de licitaciones de suministro (clientes regulados) para los contratos y a precio de nudo determinado por la autoridad (cálculo semestral de la CNE utilizando el plan de obras indicativo y estimando los costos marginales para los próximos 48 meses) para aquellos contratos de suministro suscritos en forma previa a la Ley 20.018 de 2005. Por su parte, las empresas distribuidoras venden su energía a clientes regulados haciendo uso de las distintas tarifas reguladas para clientes finales, o bien, a clientes libres o no regulados que se encuentren en su área de concesión.


El precio de nudo (PN) de la potencia señalado en la Figura 15 es determinado semestralmente por la autoridad como el costo de desarrollo de la tecnología más económica para dar suministro en horas de mayor demanda. A cada unidad generadora, dependiendo de las características de su energético primario, su tasa de fallas forzadas, salidas de operación programadas y su contribución conjunta en el sistema, se le reconoce una potencia denominada potencia de suficiencia con la cual se determina su ingreso por potencia (venta de potencia). A este tipo de mecanismo se le conoce en la literatura internacional como “pago por capacidad de tipo administrativo”, ya que no es el mercado quien la determina, sino que es un organismo administrativo quien evalúa y determina precios y cantidades, siendo en el caso de Chile, la CNE y el Coordinador, respectivamente. Asimismo, cada empresa generadora, de acuerdo a sus contratos de suministro y al comportamiento de estos consumos en condiciones de demanda de punta, es responsable de realizar compras de potencia en el sistema. Las compras de potencia son transferidas por los generadores como cargos de potencia a sus clientes libres y clientes regulados. La Figura 15 resume las transferencias de potencia que se realizan entre los distintos agentes del mercado en el mercado spot.

Se aprecia que los cargos por potencia a clientes finales, teóricamente, cubren los ingresos por potencia de las centrales generadoras. La posición excedentaria o bien deficitaria de potencia de una empresa de generación dependerá de los contratos de suministro que ésta posea. A modo de ejemplo, una empresa que no posee contratos de suministro siempre será excedentaria en las transferencias de potencia, dado que no tiene obligaciones declaradas y éstas no se descontarán en su balance.

Si bien el esquema chileno de precios considera el costo de expansión a través del valor de desarrollo de la potencia de punta, igualmente contempla la remuneración de la energía al costo de falla en condición de escasez. En efecto, el costo marginal de energía corresponde al costo de energía no suministrada durante los periodos de racionamiento, y tanto los modelos de cálculo de precios a clientes regulados, como los de planificación de la operación, incorporan el costo de la energía no suministrada al optimizar la operación del sistema.