FRANCISCA O'RYAN
Una de las principales modificaciones que está esperando la industria eléctrica es el que le da flexibilidad al sistema eléctrico. Así, el año pasado el Ministerio de Energía informó que ingresarían un proyecto al Congreso para modernizar dicho segmento. Sin embargo, meses después el ministro Juan Carlos Jobet, dio un paso atrás y anunció que sería con modificaciones reglamentarias. Ante esto, estuvieron trabajando en la propuesta que este martes presentaron frente a la industria y que se enmarca en 12 ejes, en un plan de trabajo que durará 30 meses.
Sin embargo, la presentación, que tuvo una participación de más de 500 personas, no tuvo la recepción esperada. Diversos expertos y gremios manifestaron que la propuesta es ambiciosa en sus tiempos y que faltó dar señales concretas.
“Es una propuesta ambiciosa en términos de la cantidad de adecuaciones regulatorias infralegales que se deben efectuar, y los tiempos no reflejan la urgencia con que se deben tratar estos temas; hay medidas de corto mediano y largo plazo que creo se debieran ajustar”, sostuvo la exsecretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Carolina Zelaya.
En esa misma línea, la socia fundadora de Ener Connex, Ana Lía Rojas, dijo que “creo que la industria esperaba algunas señales más concretas que las que se enunciaron hoy. Sí llama la atención que se anuncie que todas las medidas serán plasmadas en modificaciones reglamentarias o de normas técnicas y no de una ley”.
En tanto, el director ejecutivo, Asociación de Pequeños y Medianos Generadores, GPM AG, Danilo Zurita, manifestó que hay total consenso en que el fomento del almacenamiento de energía, y las mejoras técnicas que se pueden hacer a la operación del sistema. Sin embargo, “extrañamos sí mayores luces y detalles de cómo se piensa la implementación de un mercado de flexibilidad, y cómo éste conversa o se relaciona con los mercados energéticos existentes”.
Por último, el presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), Carlos Cabrera, indicó que quedaron ciertas dudas si la implementación se podrá hacer sin cambios legales. Agregó que “persisten las dudas si este gobierno alcanzará a implementar todos los cambios reglamentarios y de Norma Técnica que prevé en su programa antes de marzo de 2022”.
Desde 2007, y sin considerar las centrales eólicas de tamaño menor construidas incluso mucho antes en la Región de Aysén, este desarrollo fue encabezado por centrales eólicas ubicadas principalmente en la Región de Coquimbo. Fue recién en el 2014 que a este desarrollo se empezaron a sumar proyectos solares fotovoltaicos de tamaño superior a los 10 MW. En conjunto, a inicios de 2015 la capacidad instalada de centrales fotovoltaicas y eólicas representó cerca del 5% de la capacidad instalada de generación total entre los entonces Sistema Interconectado Central y Sistema Interconectado del Norte Grande.
Hoy ese porcentaje es de casi el 21%. En términos de aporte anual de energía al sistema, la generación fotovoltaica y eólica pasó aproximadamente de un 4,8% en el 2015 a un 14,4% en el primer semestre del 2020. Este fuerte crecimiento ha sido sustentado por el importante potencial de ese tipo de fuentes renovables existente en Chile y el marcado decrecimiento de los costos de inversión que han caracterizado a este tipo de tecnologías en los últimos años.
Estos dos efectos, que se traducen en un costo nivelado de desarrollo (LCOE por sus siglas en inglés) competitivo con otras fuentes de generación, hacen que estas tecnologías sean hoy las que lideren el desarrollo de infraestructura de generación eléctrica en Chile, con cerca de 4,9 GW en construcción y más de 15,5 GW en evaluación ambiental, según el Reporte Mensual ERNC de julio 2020 de la Comisión Nacional de Energía.
Según un estudio encargado por Generadoras de Chile en el año 2018 , al 2030 el aporte de energía de centrales eólicas y solares fotovoltaicas puede llegar a representar entre el 36% y 47% del suministro eléctrico anual según el escenario que se presente. Este estudio no contempló, por ser posterior, los acuerdos firmados en junio de 2019 entre el Gobierno de Chile y cada una de las empresas de generación propietarias de las centrales a carbón instaladas y operando en el Sistema Eléctrico Nacional que compromete no desarrollar en Chile nuevos proyectos de generación a carbón y definir un cronograma al 2040 de cierre o reconversión de las centrales a carbón en operación.
En este sentido, el Coordinador Eléctrico Nacional desarrolló un estudio previo en donde, con cronogramas dados de retiro de las centrales a carbón, determinó escenarios al 2030 en que la participación horaria en la operación de las fuentes eólicas y solares fotovoltaicas alcanzaba niveles de entre 58 y 62%.
Con estos niveles de penetración y las complementariedades y sofisticaciones operativas asociadas a una matriz eléctrica con un gran porcentaje de generación en base a energía renovable variable (ERV), surge la necesidad de actualizar la regulación del mercado eléctrico para contar apropiada y oportunamente con las reglas y señales que permitan la mayor penetración de este tipo de generación, que junto con la eficiencia económica de estas tecnologías y el retiro del carbón son el pilar de la descarbonización de la matriz de generación.
Otro reciente estudio de Generadoras de Chile revela el liderazgo del sector generación en la acción climática, ya que estima que estas acciones aportan con el 60% de las reducciones de emisiones de gases de efecto invernadero al 2030 en el camino a la carbono neutralidad al 2050.
Para poner en contexto esta necesidad, el primer estudio mencionado estimó que al 2030 la reducción del aporte de centrales termoeléctricas estaría asociada a su uso flexible, observándose un aumento relevante en el número de arranques y en el patrón de ciclado de este tipo de unidades generadoras, originando con ello “costos de flexibilidad” crecientes que podrían llegar a los US$ 350 millones el 2030. Cabe señalar que la mayor parte de esta cifra, sobre 65%, corresponde a costos directos e indirectos de encendidos que se incrementan de forma importante.
Asimismo, el estudio hace notar que este nivel de costos es relevante si se compara con el costo operativo total (sin incluir costos de flexibilidad) que en la misma época oscilaría entre los 637 y los 927 millones de dólares, dependiendo del escenario. Con esto es posible relevar la importancia de que existan mecanismos que permitan a los agentes recuperar los denominados costos de flexibilidad, y así viabilizar la expansión en base a ERV.
Con elementos similares, y otros, y para enfrentar los desafíos técnicos, de mercado y regulatorios que supone una gran integración de ERV al Sistema Eléctrico Nacional, el Ministerio de Energía está conduciendo la elaboración de una Estrategia de Flexibilidad, de la cual y a la fecha, se conoce que estará estructurada en base a 3 ejes:
Diseño de Mercado, que contendrá, entre otros, elementos que permitan perfeccionar el mecanismo de remuneración de suficiencia y establecer señales de mercado de largo plazo que incentiven inversión en capacidad flexible.
Marco Regulatorio para Sistemas de Almacenamiento, en donde se diseñarán, entre otros, los instrumentos para la habilitación de sistemas de almacenamiento para ser remunerados por su aporte a la suficiencia del sistema y se establecerán las condiciones para la planificación centralizada de sistemas de almacenamiento y su participación en mercados competitivos.
Operación flexible del sistema, el que abarca el perfeccionamiento del cálculo del costo marginal de suministro; el perfeccionamiento del proceso de programación de la operación; el perfeccionamiento de la operación en tiempo real; y el tratamiento de desvíos de generación y demanda.
Como asociación hemos también avanzado en el análisis de las necesidades y soluciones regulatorias frente a la penetración de ERV, y es así como hemos encargado dos estudios en la materia, complementarios entre ellos, uno desarrollado en paralelo al estudio ya mencionado y otro en el segundo semestre del 2019, cuyo informe final estará pronto disponible. Ambos estudios, dentro de sus alcances, analizaron los debates más relevantes a nivel internacional de la penetración de ERV, sus implicancias en el contexto chileno, y realizaron las propuestas de mejoras regulatorias para lograr un funcionamiento eficiente del mercado eléctrico. Las principales propuestas se pueden resumir considerando los impactos temporales que ellas tendrían:
+Impacto en el muy corto plazo, considerando medidas como el despacho vinculante y el cálculo de precios para cada redespacho o reprogramación efectuada en el horizonte intradiario, y la liquidación a dicho precio de las diferencias o desvíos que eventualmente se produzcan respecto al programa previo.
+Impacto en el corto plazo, donde se propone la recuperación de costos fijos de operación, o costos no convexos, a través de un pago lateral (side payment) mientras no se implemente una metodología apropiada para evaluar otras alternativas como el “uplift” o incrementos en el costo marginal; y la co-optimización de energía y reservas, despejando así simultáneamente y mediante el mismo algoritmo el uso de ambos recursos considerando los costos declarados.
+Impacto en el mediano y largo plazo, con la introducción de una señal de precio para la atracción de recursos flexibles.
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Adicionalmente hemos declarado la necesidad de introducir las definiciones regulatorias necesarias que permitan aprovechar los atributos de seguridad, suficiencia y eficiencia económica que brindan los sistemas de almacenamiento. Esto con el debido resguardo de una convivencia armónica entre los distintos segmentos del mercado y la necesidad de perfeccionar y/o actualizar la metodología para el cálculo de la potencia de suficiencia, a efectos de lograr el adecuado reconocimiento a todas las tecnologías que contribuyen a la suficiencia del sistema, en escenarios con alta integración de ERV.
La pandemia del COVID 19 ha retrasado la discusión concreta y el desarrollo del programa de trabajo que traerá consigo la Estrategia de Flexibilidad. La discusión temprana de estos temas significa un importante aporte a la identificación de nuevas brechas probables que requieran nuestra atención y la posibilidad de avanzar oportunamente en las soluciones más eficientes para las brechas ya identificadas. Con nuestro diagnóstico y análisis, y el de las otras instituciones que participan de este debate, puestos a disposición del Ministerio de Energía y demás interesados, quedamos a la espera y disponibles para seguir aportando en esta materia al alero de la Estrategia de Flexibilidad, lo que finalmente debiera traducirse en el logro eficiente de una matriz eléctrica renovable, competitiva, segura y sustentable.
