OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE LA DISPONIBILIDAD

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1 PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA DEPARTAMENTO DE INGENIERIA ELECTRICA IEE MERCADOS ELECTRICOS OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE LA DISPONIBILIDAD ALUMNOS: Cristián M. Lincovil B. G. Ivonne Gutiérrez M. PROFESOR: Dr. Hugh Rudnick Van de Wyngard

2 I N D I C E Resumen..3 1.Introducción Motivación Antecedentes 3 2. Criterios Actuales de Medición de la Disponibilidad Indicadores técnicos de Desempeño Criterios Basados en Factores Técnicos y Económicos Situación actual del mercado: La necesidad de nuevos índices de desempeño El concepto de Disponibilidad Comercial y un ejemplo de Aplicación Un pequeño ejemplo Aplicación de la Disponibilidad Comercial en el mercado Sudafricano Medidas de Disponibilidad Comercial aplicadas Balance de Disponibilidad Valorada (Valuable Availability Balance, VAB) Valor de Disponibilidad Depositado (Banked Availability Value, BAV) Aplicación directa a la comparación de dos centrales Sudafricanas Metodologías de predicción Fijación de una meta de Disponibilidad: El Método del Análisis de Frontera El Mantenimiento como Fuente de Rentabilidad Evolución del concepto de Mantenimiento Técnicas de Mantenimiento Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad (RCM)...43 Página: 1

3 4.2.2 Mantenimiento Productivo Total (TPM) Análisis Causa Raíz (ACR) Mejoramiento de la Confiabilidad Operacional (MCO) Inspección Basada en Riesgo Modelos de Optimización del Mantenimiento Relación entre Mantenimiento, Disponibilidad y Rentabilidad Análisis de un caso particular Análisis de un caso particular Conclusiones Referencias...63 Página: 2

4 Resumen En este trabajo se realiza una investigación respecto los métodos publicados para la determinación de la Disponibilidad Optima Económica de una planta de generación eléctrica. Se da cuenta de algunas de las prácticas, aplicaciones o experiencias que se están dando en la industria eléctrica internacional respecto de este tema. Se revisan los criterios e indicadores actuales de disponibilidad y desempeño, y se informa como nuevas políticas y técnicas Optimas de Mantenimiento ayudan a alcanzar estos objetivos. 1. Introducción 1.1 Motivación Hoy en día las empresas de generación locales, funcionan con la óptica de maximizar disponibilidad, sin embargo esto,como se discutirá en este trabajo, no necesariamente es sinónimo de alta rentabilidad. En efecto el hecho de trabajar con la premisa antes mencionada hace que las estrategias de mantenimiento esten orientadas normalmente a la confiabilidad de la unidad o equipo y/o a la exelencia técnica y no a la rentabilidad de la empresa. Un grupo de especialistas de las areas técnica, comercial y de estudios de una de estas empresas generadoras estan refleccionando en estos temas de manera de generar metas y metricas desagregadas de optimización de la disponibilidad basados en una combinación adecuada de criterios técnicos y económicos. 1.2 Antecedentes La disponibilidad de una central eléctrica es un indicador crítico para valorar el desempeño total de la planta y su servicio al cliente. Página: 3

5 Hasta hace algunos años en un ambiente regulado, el rendimiento de la planta fue en gran parte medido por su capacidad de entregar la carga que le era requerida (es decir, la obligación de suministro), y en la eficiencia de cubrir los costos de ese suministro. Tradicionales indicadores fueron usados para medir la disponibilidad, tales como ratios de interrupciones planeadas o de interrupciones forzadas o no planeadas. En años recientes la necesidad de desarrollar y usar nuevos índices de confiabilidad, que reflejen más exactamente, el lugar actual del mercado, ha tomado un alto grado de urgencia. Esto es causado por necesidades de grandes consumidores de energia por bajos precios a fin de competir en una economía global. Para responder a esta necesidad, los generadores de electricidad están siendo obligados a reducir sus costos. La toma de decisiones en todos los niveles está siendo afectada y las viejas definiciones "técnicas" de confiabilidad están siendo corregidas para incorporar aspectos económicos a fin de conectar de mejor forma el desempeño de la planta con el costo actual del suministro de electricidad. El término Disponibilidad Comercial (CA) surgió en el Reino Unido a principios de los años 1990 siguiendo a la desregularización de la industria Electrica del Reino Unido y la introducción de un sistema "de mercado". Ya que la disponibilidad de la planta sólo tenía valor para su dueño, si esta podía generar energía con un beneficio, éste era sólo medido durante el tiempo en que el precio de mercado estaba por encima del costo variable de la planta. Al principio, CA no fue "ponderado" y se asumió que cada hora que la unidad era económicamente viable tenía la misma influencia en CA. Con el tiempo, algunos usuarios de CA han desarrollado la definición para incluir la influencia de la magnitud de la brecha precio/coste que produce un indicador más exacto del impacto de la planta en la rentabilidad de la compañía. Por ejemplo, durante las horas en que la brecha es $10X/MWh, la disponibilidad actual de la planta tendría diez veces mayor influencia en la rentabilidad que una hora en cual la brecha fuera sólo de $X/MWh. Por lo tanto, CA intenta medir el beneficio actual entregado por la planta con relación al beneficio potencial, que tiene la planta siendo capaz de entregar cada MWh Página: 4

6 requerido al precio actual de mercado. (El beneficio aquí es definido como el beneficio bruto, es decir, generalmente la diferencia entre costo variables de producción de la planta y el precio de mercado, o coste marginal del sistema). Estas nuevas realidades y necesidades, requieren que el alma (centro) de los factores de desempeño (disponibilidad, eficiencia, costos de producción, y flexibilidad de unidad) sean fuertemente conectados a objetivos comerciales. Análisis y los marcos de toma de decisiones deben ser, por su parte, direccionados hacia objetivos totales y/o fuentes específicas de oportunidades presentadas en el mercado. Este ambiente lleva a la industria "a redefinir" su desempeño, para cambiar las perspectivas técnicas tradicionales a una visión más global de manejar eficientemente todos los procesos claves. Obviamente, " las ganancias" resultan una función objetivo mucho más compleja que podría incluir: Rentabilidad/ manejo costos; Obligación de suministro; Cumplimiento Ambiental (bajo marcos regulatorios actual y futuro); Maximización del retorno del capital invertido; Optima estrategia de retiro/reposición de instalaciones envejecidas de generacion, de seguridad, ambiental, de combustible, o otros factores técnico-económicos. Página: 5

7 Fig 1.1: Todos los Procesos Claves orientados a la Rentabilidad Finalmente durante las últimas décadas el benchmarking se ha hecho un instrumento clave en la mayoría de las compañías de generación para ejecutar esfuerzos en mejorar el desempeño. Un método recomendado es primero identificar otras plantas par" cuyo diseño y características operacionales son similares a la de la unidad en cuestión. Organizaciones, consultoras y compañías han usado esta técnica estadística avanzada, analizando simultáneamente muchos rasgos o carácterísticas de plantas, para identificar unidades par de diferentes partes del mundo y luego comparar sus índices de confiabilidad "tradicionales". Página: 6

8 2. Criterios Actuales de Medición de la Disponibilidad. Como se ha mencionado anteriormente, el trabajo que se presenta busca exponer y proponer distintas metodologías que permitan, primero, fijar una meta de disponibilidad acorde a las exigencias de un mercado competitivo y, segundo, desarrollar una política de mantenimiento que sea capaz de alcanzar estas metas. Con el fin de introducir al lector en el contexto que se tratará luego, se realizará un breve análisis de las métricas utilizadas en la industria y se revisará la situación de mercado desregulado en generación que lleva a la necesidad de producir índices de desempeño que no reflejen sólo criterios técnicos, sino también criterios de orden netamente económico Indicadores técnicos de Desempeño. En un mercado regulado, el desempeño de una planta se medía a través de la maximización de su disponibilidad, independiente de factores comerciales. Numerosos intentos por definir un conjunto de criterios que fuesen utilizados a nivel internacional fueron realizados, siendo el más fructífero el que llevó a cabo el Institute of Electric and Electronic Engineers (IEEE). En el IEEE Standard Definition for Use in Reporting Electric Generating Unit Reliability, Availability, and Productivity (en adelante, Norma IEEE762) se define una serie de criterios que guardan relación con salidas de una central de funcionamiento (ya sea, planeada o forzada), la disminución de la potencia que entrega una central, tiempo que permanece en determinado estado, capacidad máxima, etc. La norma IEEE762 nace en 1985 como una forma de homogenizar criterios y nomenclatura en torno a la generación eléctrica. Aprobada en 1987, la norma IEEE762 se aplica a unidades generadoras, aunque puede ser usada para centrales completas sin mayores modificaciones. Cuando la norma IEEE762 fue propuesta, existía una nomenclatura aceptada por la industria, pero se refería básicamente a la disponibilidad de las unidades. La IEEE762 agrega nuevas divisiones a estas categorías (señalando distintas clases de salidas o Página: 7

9 disminución de potencias forzadas, dependiendo de su urgencia), además de fijar parámetros de medición basados en Capacidad, Tiempo que se encuentre en determinado estado, Energía y Desempeño. El listado completo de estados propuesto por esta norma es: 1. Unidad Activa a) Disponible 1) En Servicio 2) En Reserva (Apagada) b) No Disponible 1) Salida Planeada a) Salida Planeada Básica. b) Salida Planeada Extendida. 2) Salida No Planeada a) Clase 0 (Falla de Partida). b) Clase 1 (Inmediata). c) Clase 2 (Retrasada). d) Clase 4 (Pospuesta). e) Clase 5 (Diferida). 2. Unidad Inactiva. Se crea una clasificación análoga para las bajas de capacidad de una unidad (planeadas y no planeadas), así como un criterio de urgencia ante fallas. De la misma forma, se definen distintos tipos de capacidad en una unidad, estos son: Capacidad Máxima, Capacidad Formal (sujeta a condiciones de la temporada) y Capacidad Disponible (sujeta a condiciones del momento). En base a estos criterios de disponibilidad y capacidad se sugieren parámetros de desempeño relacionados con el tiempo y calidad del servicio entregado, en un período de tiempo dado. Página: 8

10 La norma IEEE762 es de uso voluntario para los generadores, pero ha sido avalada por el ANSI (American National Standards Institute) y es utilizada actualmente por la NERC (North American Electric Reliability Council) A continuación se revisarán algunos de los índices que se definen en la norma IEEE762, poniendo énfasis en aquellos que resultan de interés en el análisis posterior de nuevos índices que tienen presente la dimensión económica del problema. - Capacidad Máxima (Maximum Capacity, MC): La máxima potencia que una unidad puede generar en un instante de tiempo cualquiera. Debe ser medida mediante métodos técnicos. - Capacidad Confiable (Dependable Capacity): La máxima capacidad, modificada por factores ambientales o temporales. - Capacidad Disponible (Available Capacity): La capacidad confiable, modificada por limitaciones del equipo en cualquier momento - Baja de capacidad temporal (Seasonal Derating): Diferencia entre capacidad máxima y capacidad confiable. - Baja de capacidad de la unidad (Unit Derating): La diferencia entre la capacidad confiable y la capacidad disponible. - Baja de capacidad Planeada (Planned Derating): Porción del Unit Derating que está programada. - Baja de capacidad no planeada (Unplanned Derating): La porción del Unit Derating que no está planeada. - Horas disponibles (Available Hours, AH): Número de horas en el período en que la unidad está en estado disponible. - Horas de servicio (Service Hours, SH): Número de horas en que la unidad se encuentra despachando energía en el período. - Horas de baja de capacidad (Unit Derating Hours, UNDH): Número de Horas en el período en que la unidad se encontró disponible, pero en estado de Baja de capacidad (Unit Derating). - Horas de baja de capacidad Temporal (Seasonal Derated Hours, SDH): Número de Horas en el estado disponible en que se llevaba a cabo una baja de capacidad temporal (Seasonal Derating). - Horas de Baja de Capacidad Forzada (Forced Derating Hours, FODH): Número de horas en el período en que se produjo una baja de la capacidad no planeada de clase 0, 1, 2 ó 3. Se puede dividir entre las horas en que ello ocurrió en el estado de servicio (In-Service Forced Derating Hours, IFDH) o en el estado de reserva (Reserve Shutdown Forced Derating Hours, RSFDH). - Horas en apagado de reserva (Reserve Shutdown Hours, RSH): Número de horas en el período en que la unidad se encuentra disponible, pero en reserva. Página: 9

11 - Horas No Disponible (Unavailable Hours, UH): Número de horas en que la unidad se encuentra en estado No disponible. - Horas de salida planeada (Planned Outage Hours, POH): Número de horas en el período en que la unidad se encuentra en una salida planeada. - Horas de salida no planeada (Unplanned Outage Hours, UOH): Número de horas en el período en que la unidad está en una salida no planeada de clase 0, 1, 2, 3 ó 4. - Horas de salida Forzada (Forced Outage Hours, FOH): Número de horas en el período en que la unidad está en una salida no planeada de clase 0, 1, 2 ó 3. - Horas de Salida de Mantenimiento (Manteinance Outage Hours, MOH): Número de horas en el período en que la unidad está en una salida no planeada de clase 4. - Horas del período (Period Hours, PH): Número total de horas del período. - Horas equivalentes (Equivalent Hours, E): Número de horas en que la unidad se encontró en una categoría que implica baja de capacidad, expresadas como horas equivalentes de salida completa a máxima capacidad. Corresponde a la suma de la duración de las bajas de capacidad ponderadas por la magnitud de esa baja, y divididas por la capacidad máxima. Puede ser calculado para cada indicador de Horas de Baja en la Capacidad que se ha definido y para indicarlo se antepone la letra E al indicador en cuestión (por ejemplo, las Horas Equivalentes de Baja de Capacidad Temporal, ESDH). - Generación Máxima (Maximum Generation, MG): Cantidad de Energía generada si la planta operara el período completo a máxima capacidad. MG = PH MC - Generación Disponible (Available Generation, AG): Cantidad de Energía Generada si la planta operara todo el período a Capacidad Disponible. AG = PH AC - Generación No Disponible (Unavailable Generation, UG): La diferencia entre la energía que se habría generado si se operara todo el período a capacidad confiable y aquella que se generaría operando todo el periodo a capacidad disponible. UG = (POH + UOH +EUNDH) MC - Factor de Salida Planeada (Planned Outage Factor, POF): POF = 100 POH / PH - Factor de Salida No Planeada (Unplanned Outage Factor, UOF): UOF = 100 UOH / PH - Factor de Salida Forzada (Forced Outage Factor, FOF): FOF = 100 FOH / PH - Factor de Disponibilidad (Availability Factor, AF): AF = 100 AH / PH - Factor de Servicio (Service Factor, SF): SF = 100 SH / PH - Factor de Disponibilidad Equivalente (Availability Equivalent Factor, EAF): La fracción de la generación máxima que puede ser producida si se está limitado solo por salidas y bajas de capacidad. Página: 10

12 EAF = AG / MG = (AH ESDH + EUNDH) / PH - Tasa de Salida Forzada (Forced Outage Rate, FOR): FOR = 100 FOH / (FOH + SH) - Tasa Equivalente de Salidad Forzada (Equivalent Forced Outage Rate, EFOR) EFOR = 100 (FOH + EFDH) / (SH + FOH + ERSFDH) 3. Criterios Basados en Factores Técnicos y Económicos. 3.1 Situación actual del mercado: La necesidad de nuevos índices de desempeño. Hasta hace poco, la obligación de servicio que recaía sobre los generadores obligaba a mantener como meta una disponibilidad cercana al máximo. Los indicadores de desempeño utilizados eran, sobre todo el Factor de Disponibilidad Equivalente, El Factor de Salida Forzada y la Tasa Equivalente de Salida Forzada, definidos anteriormente. Con un sistema que pagaba cubriendo, a lo menos en gran medida, los costos de mantención y operación, estos índices resultaban óptimos, pues una mejora técnica de ese tipo implicaba el acceso a beneficios por buen desempeño de parte del ente regulador. Con la aparición de un mercado abierto y competitivo en la generación, la utilidad de estos índices es altamente cuestionable. La industria de la Energía Eléctrica ha pasado de ser una estructura verticalmente integrada a una disgregación donde se divide claramente entre las etapas de generación, transmisión y distribución (y en algunos casos, se agrega una cuarta etapa de comercialización de la energía). Junto a ello, se ha producido una convergencia entre distintos sectores relacionados a la energía (como el gas natural y la electricidad), y se ha comenzado a tratar a ésta como un commodity en algunos mercados mediante la introducción de diversos agentes e instrumentos financieros que transan la energía representando bloques de potencia. Existe, además, libertad para crear nuevas centrales sin una planificación centralizada, y quienes llevan a cabo estas inversiones asumen el riesgo relacionado al retorno de la inversión. Página: 11

13 Es en este escenario, marcado por la libre competencia, donde aparecen los conceptos de Disponibilidad y Seguridad de Suministro. La presencia de suministro suficiente ha pasado a ser responsabilidad del mercado, y la legislación debe premiar esa suficiencia para crear las señales de mercado que permitan mantenerla. El tema de la disponibilidad resulta, por otro lado, de gran interés para el generador, pues, siendo el precio fijado por el mercado, puede resultar conveniente para el generador dejar de producir cuando los precios son menores que el costo que tiene la generación. En efecto, el costo de no generar pasa a ser una alteración en el retorno, cuyos efectos dependerán de la situación del mercado en el momento en que se deja de producir. Frente a esta realidad surge la necesidad de contar con una metodología que permita cuantificar las pérdidas o ganancias que se producen al dejar de generar. Generar estas metodologías resulta enormemente complicado, dada la enorme cantidad de factores involucrados en la determinación del precio de la energía y la potencia, y su alta aleatoriedad, pero aún así se han desarrollado algunos métodos que buscan cumplir con este desafío. En adelante se revisarán los métodos de mayor impacto en los últimos años El concepto de Disponibilidad Comercial y un ejemplo de Aplicación. Ya se ha mencionado que los criterios de desempeño de orden técnico no consideran aspectos económicos, pero no se puede negar que el desempeño técnico de una planta está relacionado con su desempeño económico, y es por ello que dichos índices pueden ser tomados como punto de partida a la hora de buscar índices más completos. El concepto de disponibilidad comercial nace en el Reino Unido durante la desregulación que se llevó a cabo en los años 90, y tiene como objetivo principal desarrollar indicadores que permitan conocer el valor de generar (o disponer de) 1kWh en un período de tiempo determinado, y así decidir si es conveniente para la compañía mantener sus unidades disponibles en ese momento. En otras palabras, los indicadores asociados a la Disponibilidad Comercial buscan ser una señal del Costo de Oportunidad del generador. Se propone, entonces, dar a las medidas de desempeño de carácter técnico la posibilidad de otorgar distintos pesos a cada hora de disponibilidad medida, de modo que Página: 12

14 los pesos de los distintos períodos siempre sumen 1 (y por lo tanto, permitan entregar una señal de la importancia financiera de cada sub-período con respecto al período total en el que se mide la disponibilidad) Para poder realizar estas mediciones, y asignar a cada sub-período un valor que refleje su real importancia económica, se debe tener presente el costo marginal de la unidad generadora, el precio del mercado de la generación y, con ello, la ganancia instantánea del generador. Surgen, entonces, dos problemas: El precio de mercado depende de un amplio grupo de factores externos, y es altamente volátil en el corto plazo, por lo que calcular el valor de la producción en términos cortoplacistas es prácticamente imposible. Por otro lado, las ganancias producto de la generación se reparten, por lo general, entre varias unidades pertenecientes a una sola entidad, por lo que un criterio de desempeño desarrollado en base a cada unidad podría resultar ineficiente. El desafío es, entonces, generar indicadores de indisponibilidad que representen la pérdida de ganancias a través de una relación entre esta pérdida a costos de mercado y el máximo beneficio que pudo haberse obtenido, si la planta hubiese tenido total disponibilidad. Un camino para recolectar la información necesaria para generar estos índices, dada la dificultad para tratar con la enorme variedad de máquinas disponibles, es trabajar en base a grupos de máquinas de características similares en lo que respecta a cargas anuales u horas de operación. A cada grupo se le asignará así cierto patrón de operación y se desarrollará un modelo de precios de mercado basado en análisis estadístico. Esto implica, en realidad, simular numerosos patrones de operación de la planta, y también numerosas estructuras de precios, y obtener un valor esperado del desempeño comercial de la planta (mediante un promedio ponderado por las probabilidades de ocurrencia de cada escenario). Para cada escenario se debe definir además un conjunto de precios de generación distintos, y la simulación de las variaciones de precios a través del año. Se deben crear entonces bloques para cada temporada del año, para los horarios punta, standard y off-peak, días de trabajo y fines de semana, etc., lo que hace todavía más complejo el problema. Página: 13

15 Surge, además, otro problema relacionado con la recolección de información: se debe medir la indisponibilidad de una planta de acuerdo a la fecha y hora en que comienza, y su duración, de modo de poder realizar la correcta correlación con los bloques horarios definidos anteriormente. El análisis de estos criterios resulta fundamental en el desarrollo de la estrategia de mantenimiento de la compañía, pues permite determinar un costo de mantención óptimo para cada planta (aunque este sea de carácter teórico). Esta relación entre costos de mantención y disponibilidad cobra vital importancia en unidades antiguas, que tienen mayor posibilidad de generar valor agregado en períodos de alta demanda (donde aún pueden competir, a pesar de los menores costos de plantas más modernas), y por lo tanto, dado que estos períodos son inusuales, podría resultar conveniente para estas plantas tener un factor de disponibilidad bastante más bajo Un pequeño ejemplo. Un ejemplo simple de disponibilidad comercial que ayuda a entender el concepto con mayor claridad se muestra a continuación. Este indicador otorga distintos pesos a las horas del día a través de la semana, revisando luego que tan provechoso resulta para la empresa el sistema de generación que ha mantenido durante la semana. La tabla en que se definen estos pesos es la que sigue: Período de Disponibilidad. (Availability Period <AP>) Factor de peso de la Disponibilidad (Availability Weighting Factor <AWF>) Días de semana de 00:00 a 08:00 horas 0.8 Días de semana entre 08:00 a 24:00 horas 1.5 Fines de semana y festivos 0.6 Tabla 3.1: Períodos de Disponibilidad y Factores de Ponderación. Página: 14

16 Para un período de disponibilidad dado (digamos, una semana) se debe multiplicar el AWF por un factor que permita asegurar que AWF/N=1, donde N es el número de periodos de disponibilidad total. Por ejemplo, para una semana normal se tiene: AWF Duración Horas semanales días, 8 horas diarias 40 horas días, 16 horas diarias 80 horas días, 24 horas diarias 48 horas TOTAL 144 horas Tabla 3.2: Factor de corrección de los pesos. Factor de corrección = 144 / (0.8* * *48) = 0.8 Esto, con el fin de que los pesos no hagan más que representar una proporción de la importancia de cada período con respecto al período mayor Aplicación de la Disponibilidad Comercial en el mercado Sudafricano. El ejemplo anterior no es más que una forma de explicar a grandes rasgos a que se refiere la disponibilidad comercial, pero no refleja ninguna técnica usada en la actualidad. Sin embargo, se puede ejemplificar la implementación de medidas de disponibilidad comercial con el caso Sudafricano. Sudáfrica forma parte del Southern African Power Pool, un mercado eléctrico común para los países del Sur de África que comenzó a funcionar en 1996 con la unión de las líneas de 6 países, y ya cuenta con 11 miembros (y un doceavo miembro, Zambia, pronto a firmar). En este mercado Sudafricano recientemente desarrollado se ha combinado el expertise técnico con los conceptos de costo y valor. A continuación se muestra una figura que detalla dichas relaciones, y luego se explica como la combinación de estos conceptos resulta en una familia de indicadores que sirven como medidas de disponibilidad comercial. Página: 15

17 Disponibilidad Comercial. (p.e BAV [add]) Disponibilidad Técnica (p.e. EAF) Desempeño Comercial (Beneficios) Disponibilidad Potencial (Capacidad Instalada) Disponibilidad Actual (Capacidad Promedio) Costos de Generación Valor (Precio de Mercado) Figura 3.1: Relación entre disponibilidad técnica y criterios comerciales. Las relaciones de la figura 3.1 implican que la disponibilidad comercial debe reflejar la relación tradicional entre suministro y demanda con el valor de un MWh sujeto a variaciones producto de incrementos o disminuciones en alguno de los dos factores. Tanto la demanda como el suministro tienen una componente predecible, como también una componente estocástica. Sin embargo, es posible (a través de técnicas estadísticas) obtener un valor esperado para los eventos, aunque el comportamiento aleatorio de la demanda y la oferta pueden alterar significativamente la validez de los pronósticos del precio en el corto plazo. Los indicadores que surjan a partir del proceso deben reflejar como la empresa puede capitalizar las oportunidades económicas que se presentan en los mercados liberalizados, tanto en el corto como en el largo plazo. Para ello, la empresa puede usar el proceso que se sugiere a continuación en la formulación de estos índices. El primer paso consiste en, simplemente, revisar si la unidad está disponible. La segunda pregunta es si esa unidad está disponible cuando estaba previsto, para luego preguntarse si la unidad fue utilizada durante dicho período. Finalmente, el indicador Página: 16

18 desarrollado deberá reflejar si vale la pena o no, en términos financieros, despachar la unidad en cuestión. La figura 3.2 explica gráficamente este proceso. Unidad Disponible. Unidad Ofertada. Unidad Utilizada. Valor de la Unidad en la Red. Estabas allí? Estabas allí, Cuándo dijiste que estarías? Estabas allí cuando dijiste que estarías, era necesario? Ratio Estabas allí cuando dijiste que estarías y era necesario. Valió la pena? Figura 3.2: Proceso de formulación de índices de Disponibilidad Comercial. Para poder determinar si valió la pena estar ahí es necesario evaluar el precio de la energía o potencia despachada adecuadamente. Para ello, se debe tener presente el precio Spot, que representa el valor de un MWh en el mercado en un período de tiempo específico. Obviamente, si el precio Spot es mayor que el costo marginal de la generación, la unidad tiene una oportunidad en el mercado. Bajo estas circunstancias, la unidad es competitiva y debe generar para incrementar el valor para los accionistas. Si la unidad no puede generar (debido a salidas planeadas o forzadas, o a limitaciones de capacidad), se ha perdido la oportunidad de generar este valor para los accionistas. Es importante notar que no sólo se trata de generar valor, sino también de no destruirlo. Al generar cuando el precio Spot es menor que los costos marginales, la planta está perdiendo dinero, quitando valor a los accionistas, y sería más provechoso no generar bajo esas circunstancias. En vista de lo anterior, surgen para la planta cuatro dominios de la Disponibilidad Comercial. Estos son: Página: 17

19 Retornos > Costos Retornos < Costos Energía Despachada (MW actuales) Agregar Valor Destruir Valor Energía No Despachada (Elección de NO generar) Oportunidad Perdida No Competitiva Tabla 3.3: Los Cuatro Dominios de la Disponibilidad Comercial. Para poder cuantificar estos cuatro dominios es necesario definir cuidadosamente como serán medidos los costos, retornos y beneficios de la planta. Los costos deben considerar, de todos modos, la mantención y operación de la planta. En el caso de estudio (Sudáfrica), se ha elegido la siguiente definición para los parámetros ya señalados: - Retornos: Precio Marginal del Sistema, junto a retornos por servicios suplementarios y beneficios. Se excluyen instrumentos financieros, como los contratos, dado que son independientes del desempeño técnico de la planta. - Costos: Reflejan los costos marginales de operación. Son declarados en el inicio de cada período y sólo pueden ser alterados bajo consenso del Gerente General y el encargado de las medidas de desempeño de la empresa. Con ellos se suponen los costos de la simulación, y es necesario que sean expresados en la misma unidad que los retornos, de modo que puedan ser comparados. - Beneficios: Diferencia entre Retornos y Costos. Teniendo estas definiciones presentes, se desarrollaron dos familias de indicadores que representan la Disponibilidad Comercial de una planta, las que se tratan en lo que sigue. Página: 18