Análisis del uso de derechos financieros de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional considerando bloques horarios solares

Abstract

El acelerado proceso de transición energética y la masiva inserción de generación fotovoltaica en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) han acentuado las restricciones de transmisión, generando frecuentes desacoples de precios nodales. Para mitigar este riesgo, la presente Memoria de Titulación evalúa la implementación y el desempeño económico de un mercado de Derechos Financieros de Transmisión (DFT) en el contexto chileno. La metodología propuesta contempla una simulación de la operación del sistema proyectada al año 2030, incorporando la futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre bajo una lógica de un mercado basado en ofertas. A partir de estos resultados, se formula e implementa un modelo de subasta para la adjudicación de DFT, evaluado bajo tres escenarios temporales: un mercado de 24 horas y uno segmentado en bloques diurno y nocturno. Los resultados demuestran que la estructuración del mercado en bloques de 24 horas enmascara el comportamiento real de la red, presentando una rentabilidad de cobertura del 84,8% y un 9,4% de sobrepago. Al segmentar el análisis, es posible aislar y contrastar las dinámicas operativas de ambos periodos: mientras el bloque diurno presenta diferenciales de precios más planos que desincentivan la participación (evidenciado en una rentabilidad de solo 37,6% y un alto sobrepago del 38,3%), durante el bloque nocturno el despacho de unidades térmicas eleva los costos marginales y expone los cuellos de botella estructurales. Es en este último periodo donde los DFT cumplen a cabalidad su función, otorgando un blindaje financiero altamente efectivo al registrar una rentabilidad del 91,5% y un sobrepago mínimo del 6,6%. Esta asimetría se fundamenta en que el 75,3% del ingreso tarifario es recaudado durante el bloque nocturno, lo que consolida la señal de localización y captura el valor económico de la separación geográfica en el sistema. La mitigación de esta incertidumbre financiera permite a los generadores reducir las primas de riesgo por congestión en sus estructuras de costos. Esta certidumbre fomenta(...).