Ante la irrupción de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), el Centro de Estudios Públicos (CEP) reunió a los expertos Jacques Clerc, Juan Carlos Olmedo, Jaime Peralta, María Luisa Saavedra, Enzo Sauma, Ignacio Urzúa y Andrés Hernando, con el objetivo de promover políticas públicas que permitan subsanar complicaciones que han surgido al integrar estas tecnologías al sistema.
1 Desarrollo de servicios complementarios
Si bien desde que se impulsó la Ley Corta I en 2004 está claro que hay que fortalecer los denominados servicios complementarios, que son aquellos que dan respaldo de energía al sistema, en el documento se apunta a que es momento de agilizar su implantación.
Por ejemplo, se considera que la irrupción de nuevas formas de generación eléctrica -como la solar y eólica-, que son intermitentes y generan costos adicionales que no son cubiertos, deriva en que se generen subsidios cruzados que a la larga generan presión y un aumento del costo para el consumidor final.
Los expertos proponen internalizar el costo real que imponen esos tipos de generación a través de la valorización efectiva de los costos de los servicios complementarios que requieren, como respaldo y gestión de rampas de subida y bajada, a través de un mercado que permita revelar los costos de manera competitiva, plantean.
De lo contrario, se propone que las fuentes que aportan flexibilidad al sistema reciban una remuneración equivalente al valor social de ésta, “para así efectivamente tender al mínimo costo del sistema”.
2 Promoción de almacenamiento de energía
En línea con los servicios complementarios, se aborda la necesidad de contar con formas de almacenamiento de energía, como centrales hidroeléctricas o sistemas de baterías.
Los expertos dicen que se requiere una mayor flexibilidad por parte del sistema, para poder ajustar la oferta con la demanda ante cambios en la producción, ya que esto juega un rol clave en la incorporación costo-efectiva de la generación variable.
En el caso de los embalses, les juega en contra la distancia que tienen de sectores poblados, por lo que requieren además de un sistema de trasmisión. Por el contrario, baterías o sistemas térmicos pueden ser instalados cerca de la fuente de generación y permiten ajustes rápidos de la entrega de su energía sin incurrir en los costos de ciclaje y sin desgastes mayores durante periodos de para o de baja producción.
3 Mecanismo de incentivo de I+D en energía
Incentivar la Innovación y Desarrollo (I+D) resulta clave para un mayor aprovechamiento de las fuentes de energía que hay en el país, como por ejemplo, en la generación solar. Según señala el CEP, este es un tema que es analizado hoy a nivel mundial, por lo que recomiedan avanzar en esta dirección, ya sea por la vía de estímulos tributarios, como por la entrega directa de fondos públicos que solventen parte de los costos.
4 Reducir emisiones de las centrales termoeléctricas
En línea con lo que han señalado las grandes empresas de energía a nivel mundial, en el documento apuntan a adoptar mecanismos para reducir las emisiones de carbono de termoeléctricas.
Ponen como ejemplo la experiencia de China, donde existe un estándar de eficiencia para las nuevas plantas de este tipo, así como para las existentes, las que cuentan con un plazo para que se adecuen o, de lo contrario, tienen que ser cerradas.
Para lograr la reducción de emisiones en el país, dicen desde el CEP, habría que establecer un consumo específico máximo o una eficiencia mínima para centrales termoeléctricas nuevas, que sea equivalente a una central carbonera de un tamaño que se asimile a las del sistema chileno (350 MW), para que después puedan evolucionar hacia una de ciclo combinado en base a gas.
5 Especificación de las bases de licitación
Respecto a las licitaciones de suministro de electricidad, el CEP recomienda reformar el proceso, reemplazando los bloques horarios y estacionales por uno único que sea abastecido por portfolios de fuentes de generación renovables, que tenga un perfil de generación que calce con la demanda, con el objetivo de disminuir los riesgos de intermitencia, o por consorcios de proyectos que permitan obtener perfiles de oferta adecuados a la demanda. Señalan que se debería incluir garantías por parte del agregador, para asegurar el cumplimiento de los contratos.
6 Comercialización como mecanismo de incentivo
Una de las medidas más disruptivas que plantean es la desintegración de las actuales actividades de distribución de electricidad, separando la gestión de la red, el sistema de medición y la comercialización, generando tres áreas de negocio que deben operar en forma separada, lo que permitiría reducir el poder de mercado de las empresas de este rubro y reducir las tarifas del usuario final.
Así, se busca que los grandes consumidores -como las mineras-, puedan optar por el tipo de energía que quieran consumir, por ejemplo, baja en emisiones si estas buscan reducir su huella de carbono. Esta debiese ser una medida gradual, que en un primer término esté destinada para los consumidores de más de 500 kW de demanda, ya que ello está considerado en los actuales contratos licitados por las distribuidoras.
7 Gestión costo-efectiva de la intermitencia
El documento del CEP sostiene que la relación costo-eficiencia es fundamental para la incorporación de las nuevas fuentes de energía, ya que estas imponen costos adicionales al desarrollo de la tecnología para el conjunto del sistema eléctrico, por lo que es necesario incentiven tecnologías que permitan este objetivo.
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