Gremios de generación renovable flexible se reúnen con Pardow y presentan propuestas para una mayor incorporación de este tipo de energía

Un documento de trabajo con una serie de propuestas que apuntan hacia una transición energética eficiente y sostenible para el largo plazo presentaron este jueves tres gremios -Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), la Asociación de Concentración Solar de Potencia y el Consejo Geotérmico- al ministro de Energía, Diego Pardow, en medio de los desafíos que enfrenta el sector de cara a lograr la descarbonización de la matriz energética para 2040.

El grupo que reúne a distintas empresas de generación renovable 24/7 -entre ellas, Cerro Dominador, Hidromaule, Besalco Energía y Eléctrica Puntilla- plantea en el escrito -al que tuvo acceso DF- que asumir que la descarbonización se logrará con la dependencia exclusiva de fuentes renovables variables como la solar fotovoltaica y eólica, más el almacenamiento, "impone serios desafíos técnicos, regulatorios y un alto costo para el país que deberá ser asumido por todos los clientes".

Esta condición -agregan- "podría ralentizar o incluso imposibilitar el camino a la descarbonización si es que no se promueve un responsable complemento con tecnologías renovables de base flexible que permitan suplir el aporte que hicieron las tecnologías de base y contaminantes en las décadas pasadas, el que, de no ser suplido adecuadamente, ralentizará o incluso impedirá la transición energética y una descarbonización efectiva".

Con ese telón de fondo, los gremios aseguran que las energías renovables flexibles o 24/7 como la hidroeléctrica, concentración solar y geotérmica aportan atributos que no están presentes en el almacenamiento de energía mediante baterías y recalcan los desafíos que impone la dependencia exclusiva de fuentes renovables variables. Así, las asociaciones plantean propuestas puntuales en diversos frentes en cuanto a la regulación eléctrica: despacho centralizado versus mercado de ofertas; pagos laterales; despachos forzados; mercado de la potencia; precios estabilizados; impuesto verde; licitaciones reguladas; y transmisión y congestiones.

Entre otras medidas, se señala que el esquema actual de despacho centralizado y modelos de optimización, que han funcionado relativamente bien hasta ahora, debiera mantenerse, mejorando la transparencia, los criterios empleados por el Coordinador Eléctrico -organismo que supervisa la operación del sistema- y su accountability.

También, se indica que los pagos laterales debieran revisarse y limitarse para no distorsionar la señal de inversión (precio spot). Por otra parte, se dice que su financiamiento debiera asignarse, al menos en parte, a quienes los provocan o tienden a incrementarlos, permitiendo con ello equilibrar los aportes de las diferentes fuentes renovables en base a sus atributos y su desempeño, de manera de propender a un equilibrio costo eficiente en el sistema eléctrico nacional. "Podría implementarse también un esquema de excedentes y déficits que permita establecer un mercado mayorista que financie parte de estos costos, distribuyendo así ingresos desde deficitarios hacia excedentarios de servicios como flexibilidad, rampa, reservas e inercia", se agrega.

Se suma en este escrito la necesidad de modificar la manera en que son financiados los servicios complementarios (servicios prestados por las instalaciones del sistema eléctrico que permiten mantener el equilibrio entre la oferta de generación y la demanda de los consumidores en forma segura), actualmente a prorrata de la energía contratada, para evitar sobrecostos en los clientes finales. "En particular, debería aplicarse, aunque sea en parte, el principio de causalidad en los generadores que lo incrementan. Habría también que revisar la pertinencia del esquema de subastas, ya que no ha logrado el objetivo central de la política pública de bajar los costos de servicios complementarios", se sugiere.

Y, además, se señala la necesidad de modificar la manera en que son financiados los mínimos técnicos, actualmente a prorrata de la energía contratada, para evitar sobrecostos en los clientes finales. En específico, se dice que debería aplicarse, aunque sea en parte, el principio de causalidad en los generadores que lo incrementan. 

"Creemos que los mínimos técnicos debiesen obedecer exclusivamente a parámetros técnicos demostrables y auditados, de manera de evitar o disminuir estos despachos. Finalmente, las restricciones ambientales individuales, podrían estar incrementando en forma relevante las emisiones agregadas al obligar un mayor nivel de despachos a mínimo técnico de las unidades del sistema", añaden.

En cuanto a los costos de partida y detención, creen que deben revisarse y auditar los parámetros de las unidades del sistema eléctrico nacional, de manera que cumplan con estándares internacionales. Asimismo, "debe exigirse al Coordinador que considere en la programación los costos de partida en caliente y tibio de las unidades".

Volviendo a la carga, los gremios insisten en que se requiere eliminar la condición de inflexibilidad de la regulación eléctrica por ser un elemento que distorsiona el mercado y permite ejercer poder de compra a los generadores que generan con GNL: "La eliminación de la condición de inflexibilidad para el GNL implicará nueva inversión que reemplazará generación térmica, bajará los costos y las emisiones del sistema, en línea con la política energética de una matriz limpia".

Respecto al mercado de potencia, se requiere -dicen- avanzar con urgencia con el esquema propuesto en el nuevo reglamento e implementar su aplicación, de manera de corregir la actual asignación de potencia con el objeto de entregar las señales de inversión necesarias para la incorporación de fuentes renovables flexibles al sistema. "Un eventual transitorio extenso podría poner en riesgo las metas de carbono neutralidad del país", advierten. 

Mientras, en cuanto al impuesto verde, se insta a revisar el mecanismo legal que dispone que este impuesto no puede formar parte del costo variable para efectos del costo marginal, siendo esta la manera correcta para que el impuesto logre desincentivar efectivamente el despacho de unidades de contaminantes y no sea un mero mecanismo recaudatorio.

Y lanzan: "Para promover de manera directa y eficiente la transición a una matriz renovable, se debería revisar su valor actual de 5 US$/tCO2e y establecer un incremento gradual hacia los 30 US$/tCO2e. El incremento del costo marginal acarreará más inversión renovable, que desplazará natural y económicamente las fuentes fósiles".

Licitaciones y riesgos de insolvencia

Un aspecto que es ampliamente detallado en el documento son las licitaciones reguladas. Al respecto, se sostiene que se requiere asegurar que cada bloque horario sea suministrable en forma cierta con energía renovable no variable, considerando para ello la inclusión del concepto de “energía firme eficiente” que permita garantizar con una alta probabilidad la cobertura del compromiso de energía con las empresas distribuidoras. Alternativamente, se dice, los bloques de licitación renovable podrían estructurarse en bloques 24x7, de manera de incentivar el desarrollo de nueva energía renovable flexible y estable.

Además, puntualizan que las ofertas no deben considerar sólo el suministro eléctrico, sino otros servicios habilitantes para la descarbonización, de modo  que sean efectivamente remunerados por quienes los demandan.

En esa línea, sobre el mecanismo de cálculo del precio de licitación, se sugiere que la metodología debe comparar entre ofertas de suministro equivalente a un bloque 24x7. Y, entre otras acciones, se indica que debieran incorporarse criterios técnicos y la revisión de un comité experto que pueda deliberar sobre la viabilidad de las propuestas, de manera que tengan sentido económico, y así evitar riesgos de insolvencia que afecten la cadena de pago del sistema y la certeza de los precios ofertados que pagarán los clientes finales.

Asimismo, se instala la transmisión y congestiones. En esta materia, entre las medidas se considera la incorporación de automatismos y BESS; relajar el criterio N-1 cuando hayan trabajos de ampliación de la red; y revisar los criterios de las licitaciones de ampliaciones de obras y su impacto en los costos sistémicos.