Análisis comparativo del cálculo de los costos marginales en el mercado eléctrico chileno con y sin vinculación multi-período interhorario para el año 2043

Abstract

Este estudio analiza los costos marginales locacionales en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile bajo dos esquemas tarifarios: con y sin vinculación multiperíodo intertemporal. En el contexto de la transición energética hacia fuentes renovables no convencionales (ERNC), cuya intermitencia impone mayores exigencias de flexibilidad, se evalúa un escenario proyectado para el año 2043 mediante simulaciones con datos oficiales del Ministerio de Energía. Se adopta una metodología cuantitativa, utilizando la herramienta LGPLAN©, simulando días típicos de cada mes del año. El estudio evalúa el impacto de implementar costos marginales locacionales temporales (TLMP) sobre los ingresos netos de los participantes del mercado, con énfasis en centrales térmicas y sistemas de almacenamiento con diferentes restricciones operativas. Los resultados muestran que el esquema TLMP genera impactos diferenciados según la tecnología. Particularmente, las centrales con bajas tasas de rampa y los sistemas de almacenamiento de corta duración (4h) presentan disminuciones significativas en sus ingresos netos respecto al esquema LMP tradicional, mientras que los sistemas de mayor duración (12h) tienden a beneficiarse. Estos efectos se mantienen a lo largo del año, con variaciones influenciadas por la estacionalidad y las necesidades de flexibilidad del sistema. El análisis demuestra la relevancia de las restricciones de rampa y del estado de carga en la formación de precios bajo TLMP, subrayando la importancia de considerar la flexibilidad operativa en el diseño tarifario futuro. This study analyzes locational marginal costs in the Chilean National Electric System (SEN) under two pricing approaches: with and without multi-period intertemporal linkage. Given the ongoing energy transition towards non-conventional renewable energy sources (NCRES), whose intermittency imposes greater flexibility requirements on system operations, a projected scenario for 2043 is examined using simulations based on official data from the Ministry of Energy. A quantitative methodology is applied using the LGPLAN© tool, simulating typical days for each month of the year. The study evaluates the effect of implementing temporally locational marginal prices (TLMP) on the net revenues of market participants, focusing on thermal power plants and energy storage systems with different operational constraints. Theresults show that TLMP introduce differentiated impacts across technologies. In particular, power plants with low ramp rates and short-duration energy storage systems (4h) exhibit significant reductions in net revenues compared to the traditional LMP scheme. Conversely, storage systems with longer durations (12h) tend to benefit. These outcomes are consistent throughout the year, with variations observed depending on seasonal demand patterns and system flexibility needs. The analysis highlights the relevance of ramping constraints and state-of-charge conditions in shaping price signals under TLMP, emphasizing the importance of flexibility in future system operations and tariff design.