“Si queremos mayor participación renovable, tendremos mayores precios”

Por Miguel Bermeo t.




Para Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, es positivo incorporar tecnologías ERNC eficientes al sistema, “particularmente pequeñas hidroeléctricas y geotermia y que esto complemente los desarrollos hidroeléctricos y termoeléctricos mayores ineludibles”. Sin embargo, advierte, “me preocupan las cifras de participación ERNC que se proponen y mencionan, que haría que Chile rompa récords y, a mi juicio, deba con innecesaria anticipación sobrellevar costos mayores incluso a países desarrollados que el país aún no alcanza.



-¿Las ERNC lograrán bajar los costos operacionales del sistema eléctrico?


- El costo operacional del sistema no incluye costos fijos ni de inversión, y el sistema se opera bajo un principio de minimizar costos variables, entonces efectivamente la energía solar o eólica, hidro de pasada o geotermia, que tienen costos variables de operación muy bajos, entran al sistema desplazando energías caras de otras tecnologías (...) como diésel, o GNL, o incluso carbón. Entonces, el costo operacional del sistema baja.



-¿Cuál es el efecto en los costos marginales?


-En presencia de generación ERNC, el costo marginal se reduce en esas horas al sacar de la operación a las termoeléctricas de alto costo variable. Sin embargo, en las horas en que las ERNC de tecnología intermitente no operan, se necesita la presencia de otras máquinas que satisfagan la demanda o bien de mayores capacidades de transmisión eléctrica para complementar la intermitencia. Entonces, la presencia de renovables requiere una sobre inversión adicional en máquinas tradicionales que tienen que estar presentes como respaldo o complemento.



-¿Se produce el mismo efecto de reducción sobre los precios a clientes?


-No necesariamente, pues los precios a clientes deben reflejar más bien costos de desarrollo de largo plazo. No debe confundirse precios a clientes finales con los llamados costos marginales.



-¿Hay otra forma de suplir esta sobre inversión?


-Con el sistema de transmisión, que podría traer energía que se produce en otras zonas, para cubrir lo que las renovables no pueden en horas en que no estarán en funcionamiento, para una demanda que está siempre presente. Pero esto requiere inversión. Un buen complemento también son los embalses hidroeléctricos, donde existen. (...) En la factura que llega al cliente, se debe pagar este sistema de transmisión troncal, de subtransmisión, de servicios complementarios, que son los respaldos e ineficiencia de operación que se generan en el sistema por estas centrales, más la distribución. Este es el fondo del tema de la discusión de hoy y si queremos mayor participación renovable entonces tendremos mayores precios.



-El proyecto contempla un pago mínimo garantizado para las ERNC, ¿Por qué estos desarrolladores no venden a marginal?


-Hoy los costos medios de las ERNC más económicas van de US$ 80 /MWh a US$ 120 /MWh, en tanto los marginales en el SIC superan notablemente esa cifra, aunque en el SING están más bajos que US$ 80 por la influencia del desarrollo en carboneras. Es obvio entonces que en el SING no recuperarían sus costos vendiendo a esos costos marginales y en el SIC depende de si se readapta el sistema al incorporar lo que se requiere de hidroeléctricas y termoeléctricas eficientes, pues en este momento el costo marginal paga cualquier ERNC. Sin embargo, las propias ERNC también se complican para vender a costo marginal porque saben que en las horas que generan electricidad ellos se pegan un tiro en los pies, porque precisamente ellos mismos bajan los costos marginales en esas horas, y ello es un riesgo que es difícil tomar. 


-¿Se ve afectado el desarrollador de ERNC, con un precio fijo, ante las variaciones al alza del costo marginal?


-No, por el contrario, precisamente al generador de ERNC le es indiferente el costo marginal alto o bajo en la medida que consigan contratos a un precio de largo plazo que le garantiza su retorno (...). Entonces, es necesario conseguir contratos con clientes finales y el problema para los ERNC es que los necesitan por 12-15 años y para los clientes industriales y mineros ello es un problema mayor. Así, si bien las empresas ERNC principales están innovando con propuestas interesantes, no les está resultando fácil fijar contratos con esos clientes y tratan entonces de que se establezca una ley o reglamento para vender en licitaciones a clientes regulados (distribuidoras), forma en la que el sistema tarifario les resolvería el problema, esto es vía política y que justifica el fuerte lobby y negociaciones al respecto.