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Flujo de energía a embalses
(% promedio a largo plazo)

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gráfico 6. El flujo de energía a los embalses brasileños por subsistema: 1950-2015. [Fuente de datos: Operador Nacional
do Sistema Elétrico (ONS)].

En Chile, la ausencia de mercados de servicios auxiliares
ha llevado a una situación en que la competencia se basa sola
en los precios de la energía, especialmente aquellos en oferta
en las licitaciones para obtener contratos regulados y a largo
plazo destinados a suministrar la demanda de las empresas
de distribución. Esto es especialmente problemático por dos
principales razones: 1) los mejores precios de oferta para
suministrar energía a bajos costos proceden de la generación inflexible, e incluso incontrolable (p. ej., generación
de potencia solar); 2) ante la ausencia de una remuneración
adecuada por los servicios de reservas y de flexibilidad, los
precios de oferta de la energía de las plantas de hidropotencia (y, especialmente, hidropotencia de almacenamiento por
bombeo) aumentan con el objetivo de cubrir adecuadamente
los costos operativos y de inversión (nótese que si el mercado
estuviera diseñado adecuadamente, los costos deberían recuperarse mediante un conjunto de fuentes de ingresos, incluidas aquellas de los servicios de reservas). Esta situación
aumenta sin duda la necesidad de flexibilidad en virtud la
primera razón expuesta y al mismo tiempo impide las inversiones necesarias para proporcionar el tipo de flexibilidad
que facilite la operación y el desarrollo óptimos del sistema
de potencia futuro, en virtud de la segunda razón.

El caso de Brasil
Embalses grandes de plantas de hidropotencia
como la tecnología de almacenamiento
históricamente predominante
La significativa participación de la hidropotencia en la combinación de generación brasileña se explica no sola por el patrimonio natural del país (con diversas cuencas fluviales que
proporcionan un funcionamiento hidrológico complementario), sino también por los factores macroeconómicos. Las crisis de los precios del petróleo en las décadas de 1970 fortaleció
tanto el afán del país por desarrollar una generación hidroeléctrica local como la disponibilidad de capital, debido a que
los países petroleros dirigieron sus fondos a bancos privados,
que percibieron la deuda pública (incluidos aquellos servicios
públicos de electricidad estatal que desarrollaron proyectos
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hidroeléctricos) como inversiones de alta calidad. Estas inversiones resultaron en la consolidación de modelos empresariales y competencia técnica, y permitieron que el desarrollo
de la hidropotencia continuara durante las décadas de 1980
(aunque a un ritmo más lento debido a las crisis económicas
y después de que comenzaran las reformas de la industria de
potencia eléctrica en las décadas de 1990).
Varias plantas de hidropotencia construidas en Brasil en
esas décadas recibieron grandes embalses de agua, no sola
para enfrentar la variabilidad de las afluencias de agua, sino
también para permitir otras aplicaciones como el control
de crecidas y el suministro regular de agua para la irrigación y el consumo humano. Otra implicación de la variabilidad hidrológica se refiere al diseño óptimo de ingeniería
de las plantas de hidropotencia, la capacidad de generación
instalada que es, en general, significativamente mayor a la
requerida para los caudales promedio de turbina; este hecho
permitieron que el país aprovechara los períodos especialmente
húmedos y proporcionó la capacidad de modular fácilmente
el suministro de carga. El Gráfico 6 ilustra la variabilidad
de las afluencias de agua anuales en términos de entradas
de energía agregadas a las plantas de hidropotencia en los
cuatro subsistemas de la red brasileña entre 1950 y el 2015;
el gráfico muestra claramente la incidencia de períodos
significativamente húmedos.
Tal gran capacidad de almacenamiento de agua y el
exceso de capacidad de generación influyó en gran medida
en las condiciones operativas y la regulación del sistema de
potencia brasileño. Se adoptó un programa de tarificación
de energía mayorista único (aún en uso en la actualidad),
mediante el cual se determinan los precios semanalmente
y en tres grupos de horas no continuas (denominados bloques de carga) que representan períodos de carga pesada,
intermedia y ligera en el sistema de potencia. Por ejemplo,
durante una semana, el precio al contado calculado previo
para el bloque de carga pesada de horas aplica para todas
las horas entre las 6:00 y las 9:00 p. m. los días laborables
y los sábados, y se agrega la predicción de demanda para
estas horas para los fines de la simulación del suministro
empleada en la tarificación. Aunque estos resultados en los
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