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Seis lecciones del mercado eléctrico en 2020: Dolores y oportunidades de la generación para la transición energética

Con optimismo y para enfocarnos en mejorar una agenda de trabajo para la transición energética que Chile debe asumir sin excusas, es esencial hacer un repaso de logros y lecciones aprendidas en el 2020, sobre el mercado eléctrico responsable del 29% de las emisiones GEI (´Gases Efecto Invernadero´) del país.

Haber podido correr el velo para visualizar aquellas distorsiones que afectan la situación base del mercado eléctrico, ya es bueno en sí mismo. Quien no sabe dónde está parado ve difícil trazar rutas y metas. Trazado que es más difícil aún, si existe la convicción por conveniencia, autocomplacencia o inocencia, de que se tienen condiciones competitivas cuando en realidad no siempre las hay.

El sector renovable logró superar este año el 20% de la generación total, meta que se había fijado por ley al 2025. Pero luego de un reconocimiento prudente, sin bombos innecesarios, las renovables se preguntan cómo se resolverán las múltiples distorsiones y desviaciones a la premisa de que la generación es un segmento del mercado eléctrico competitivo y tecnológicamente neutral.

Aprendimos que no tan sólo no era así, sino que muchas de estas distorsiones provienen de regulaciones que hoy por hoy no están acordes a los desafíos de la transición energética y que, lamentablemente, en ciertos círculos del sector eléctrico, son defendidas como si se justificaran en la seguridad del sistema, el mínimo costo, y la eficiencia. Estos agentes del statu quo repiten mantras anquilosados y no se percatan que el sector eléctrico ya no es una caja negra que nadie entiende, y que, por el contrario, cada vez hay más ojos y manos dispuestas a ayudar a corregir lo incorrecto.

Repasemos las lecciones:

 Gas inflexible: Aprendimos que el gas inflexible le quita espacio de inyección a la generación renovable, extremando incluso en su vertimiento, lo que equivale literalmente a botar energía barata y producida sin emisiones. Además de este perjuicio en la cantidad, aprendimos que también causa una caída significativa en los costos marginales del sistema, por lo que las generadoras renovables que venden su energía al spot, pierden nuevamente, porque perciben un precio deprimido o incluso de 0, durante varias horas al día. Por último, aprendimos que, aprovechando la Norma de GNL Regasificado, las generadoras a gas podrían tener un comportamiento estratégico, puesto que al deprimir los costos marginales de los nodos afectados, maximizarían su beneficio abasteciendo sus portafolios de PPAs comprando energía a un menor costo provocado por ellas mismas. En otros términos, ésta es una inflexibilidad que no sólo perjudica a la generación renovable, sino que puede beneficiar anticompetitivamente a la generación en base a gas natural.

 Mínimos técnicos de centrales a carbón: Aprendimos de otra inflexibilidad, denominada mínimos técnicos del carbón. Esta distorsión tiene efectos parecidos al gas inflexible, pues también desplaza generación renovable por generación térmica con emisiones. Se trata de una condición de operación que les permite a las centrales carboneras ser despachadas a una potencia mínima de operación, para asegurar su disponibilidad en otro horario. Este modo de operación se basa en que las calderas y turbinas de las carboneras se verían dañadas de forma significativa y costosa si ese límite es rebajado por debajo de ese mínimo pre-establecido, generando pérdidas no solo para el propietario de la central a carbón, sino que para todo el sistema.  En la actualidad, los mínimos técnicos de las unidades a carbón pulverizado varían entre un 52% y un 25% de la potencia máxima, siendo que en otras jurisdicciones llegan a ser tan bajos como el 15% de la potencia máxima. Esta consideración conservadora del riesgo operativo privilegia un espacio de inyección para generación térmica con emisiones en desmedro de las renovables.

Lo bueno de 2020, es que aprendimos que hay soluciones técnicas aplicables que no requieren de ley o de reglamentación especial y nueva, y que pueden ser aplicadas si el Coordinador decide instruir a los propietarios de estas unidades realizar las pruebas técnicas y/o ajustes operativos para determinar los mínimos técnicos con un solo molino pulverizador, en vez de dos. Así, cuando exista disponibilidad de energía renovable, se podrá rebajar la generación a carbón a un mínimo técnico menor, sin dañar mecánicamente esa unidad. Y luego, cuando una mayor generación térmica sea necesaria, especialmente al fin del horario solar, se activarán sucesivamente más molinos, para producir la generación que se le requiera a la unidad según la demanda del momento y según el orden de mérito. Dado que la experiencia operativa flexible de centrales carboneras es cada vez más extensa a nivel global, no existen razones que impidan su consideración al más corto plazo en Chile. Nada de esto requiere un proceso en el Ejecutivo o en el Parlamento, constituyendo una oportunidad de descarbonización paralela e inmediata que debe aprovecharse, y que los actores renovables y ambientalistas debieran agregar a sus agendas del 2021.

Impuesto a las emisiones: Sobre el impuesto a las emisiones o impuesto verde, el sector eléctrico también tuvo lecciones que permitieron, sobre todo, concluir con consenso abrumador, que el actual diseño y mecanismo de aplicación es errado, inútil y no provoca efectos de disuasión en la generación a carbón. Aprendimos el absurdo de que, del total recaudado por impuesto a las emisiones en el sector eléctrico, hay una porción de entre un 7 a 9% pagada por la generación 100% renovable, por lo que insistimos, el impuesto está mal diseñado. Una porción muy significativa del impuesto aplicado a los retiros del sistema que hacen todos los generadores, incluyendo a los renovables, se debe al despacho a mínimo técnico de las centrales térmicas. Aparte de que ´justos y pecadores´ terminen pagando, está claro que mantener mínimos técnicos altos termina acrecentando la distorsión en el impuesto verde. En realidad, aprendimos que el impuesto verde debería gravar el costo del combustible y de esta forma alterar el orden de despacho económico de las tecnologías, haciendo que el carbón sea más caro que el gas, y dejando por esta vía de generar prioritariamente con carbón.

Lamentablemente, también aprendimos que no existe voluntad en el Ejecutivo para tomar la bandera de corrección de esta distorsión, que así de evidente, implica que la evaluación del impuesto verde sea derechamente mala.

 Así, primero asumimos como ´ley natural´ que así son las cosas y que no se pueden cambiar. Luego, nos extrañamos cuando se presenta un proyecto de ley que apura el retiro de todas las carboneras al 2025 (con una indicación de retiro al 2021) sin estudios técnicos que lo avalen, y que éste empieza a tomar fuerza y posición en el Parlamento. Esta es una de las lecciones más evidentes de como la inacción y la demora en implementar correcciones sensatas y técnicamente fundamentadas, termina resultando en proyectos más inconvenientes y complicados.

Requerimiento de inercia y de seguridad del sistema: A propósito que el Coordinador fue citado al Parlamento para presentar su posición en relación al proyecto de ley de retiro de las centrales a carbón a 2025, aprendimos sobre el enfoque de la inercia como un obstáculo a la descarbonización acelerada. En efecto, el Coordinador presentó un informe aduciendo que tal retiro afectaría la seguridad del sistema, en particular en lo referente a este requerimiento de inercia.  El Coordinador planteó el statu quo tecnológico: que era necesario mantener las máquinas síncronas térmicas por razones de seguridad, sin explicitar cualquier opción tecnológica basada en las energías renovables para atender este requerimiento en el futuro.

Sin embargo, aprendimos que existen otras opciones tecnológicas basadas en sistemas de electrónica de potencia – BESS, fotovoltaica y eólica- que debieran permitir un tránsito eventual a 100% renovables, sin tener que reservar espacio de generación para la operación de unidades térmicas síncronas. Aprendimos que estas experiencias ya han sido implementadas en Chile, cuestión que nos debiera poner muy satisfechos. Sin duda, debemos seguir difundiendo lo realizado, por ejemplo, por Luz de Norte y Punta Sierra, que durante el 2020 entregaron servicios de control de frecuencia para el sistema eléctrico.

¿Cómo no apuntar a un 2021 que profundice y desarrolle en un plan integral Gobierno-Empresas-Coordinador, para valorizar en más generadoras solares y eólicas las capacidades de los sistemas de electrónica de potencia? una evaluación de costos demostrará que esta contribución permitirá encontrar  alternativas menos costosas y más rápidas de implementar para que el requerimiento de inercia no se transforme en un obstáculo a la descarbonización.

Una lección que no podemos obviar es que Chile debe tomar la delantera en la innovación tecnológica que permita la integración de proporciones cada vez mayores de renovables, habida cuenta de los recursos renovables excepcionales que tiene y del mercado  de escala pequeña. En esa dirección deben avanzar instituciones como el Coordinador, y así enviar la señal correcta de que están en la senda de facilitar la integración de más renovables, lo que se traduce en más inversión y más innovación.

 Servicios Complementarios (SSCC): En el mercado de servicios complementarios provistos por generadoras para mantener el equilibrio entre oferta y demanda del sistema, hay varias lecciones aprendidas.  La primera lección del 2020 es que los servicios complementarios no son una provisión exclusiva de la generación hidro-térmica, sino que centrales solares y eólicas así como sistemas de almacenamiento también son suministradores competitivos y confiables.  Es decir, las energías renovables y el almacenamiento ya están redefiniendo la oferta competitiva de SSCC, superando barreras tecnológicas y cognitivas.

Para ello, la generación renovable debió aprender de los errores de diseño en la forma de proveer estos servicios. En efecto, el Coordinador decidió implementar un sistema mixto, donde conviven subastas junto con la asignación directa a generadoras, mediante el chequeo o auditoría de costos para que éstos resulten, en teoría, mínimos. Servicios que se preveían fueran licitados, fueron por el contrario asignados directamente por el Coordinador.  Esta acción no trajo precisamente precios más bajos o competitivos. Todo lo contrario, los costos de SSCC pasaron de niveles de CLP$1.200 millones al mes a CLP$12.000 millones al mes. La lección es que un mal diseño de mercado le quitó oportunidad de competencia a la generación renovable y como remate, encareció los costos para el sistema y los consumidores.

Derivado de lo anterior, una segunda lección que aprendimos es que los agentes deben estar atentos a revertir estas situaciones y atreverse a pedir ´virajes en U´. Dos discrepancias ante el Panel de Expertos y una presentación al TDLC representan un cúmulo importante de argumentación regulatoria que resultó en cambios muy significativos a la estructura de los SSCC ofertados y a los procesos de subasta del Coordinador a corto tiempo de haber instaurado un diseño deficiente.

La señal de corrección es adecuada, pero instala la incertidumbre de por qué ocurren cambios de diseño en tan corto plazo y qué hubiera pasado si no hubiesen habido esas presentaciones y alegatos exigiendo cambio. Esto obliga a acciones de revisión permanente que imponen un costo adicional a la certeza jurídica requerida por los agentes para desarrollar inversiones para la transición energética.

 Estado de Reserva Estratégica (´ERE´) y reconocimiento de potencia: El nuevo reglamento de Transferencias de Potencia entre Generadoras, publicado el pasado 26 de diciembre en tiempo realmente récord, incluye el Estado de Reserva Estratégica (ERE) que remunerará a las carboneras que se retiren del sistema con un cargo por potencia al 60%, para que ellas permanezcan disponibles en el sistema en caso de ser requeridas.

En el contexto de las prioridades de descarbonización del país, de la premisa de un segmento generador tecnológicamente neutral, de la transición justa, y de la necesaria transparencia que se requiere, el pago por ERE constituye una señal económica incorrecta.

Aprendimos que es una distorsión por varias razones. Primero, la creación del estatus de ERE perjudica a todas las centrales del sistema que ofrecen potencia, ya que se les rebaja el pago por potencia que éstas debieran recibir, a efectos de remunerar a las centrales que se acojan al ERE.  La remuneración del ERE para centrales al carbón es una sobre renta económica a costa de los demás actores que si aportan suficiencia al sistema eléctrico. Especialmente preocupante es el caso de energías limpias como las hidroeléctricas, solares y eólicas, que deberán subsidiar un respaldo de generación con emisiones al sistema.

Segundo, se está creando una remuneración en contra de la legislación vigente sobre el mercado de potencia (Art. 72-17 inciso final, Art. 149 inciso cuarto, Art. 162), en cuanto el cálculo del aporte de suficiencia debe ser un servicio de respaldo de capacidad. En este respecto, cabe preguntarse, si el ERE no es un respaldo de potencia (medida en MW), sino que de energía eléctrica (MWh), indicado por el mismo regulador este año frente al Parlamento, entonces por qué corresponde modificar el DS 62/2006 cuando éste trata específicamente sobre las transferencias de potencia y no de energía eléctrica. Con la publicación del reglamento, la discusión de esta línea de argumentación jurídica es extemporánea, pero instala en el mundo renovable la sensación de que hubo un tratamiento no-neutral, reñido con la coherencia jurídica de los principios por los cuales se remunera la potencia y que, de nuevo, favorece a la generación fósil. Lamentablemente no hay ningún ERE ni nada similar en el mercado, para las renovables.

Sin duda el 2020 nos deja aprendizajes. Hemos comentado seis lecciones asociadas a la competencia y a la estructura de los mercados del segmento de generación.  Que lo discutido nos lleve a reflexionar sobre cómo todos contribuimos a identificar y reducir los impactos de las distorsiones, en función de nuestros respectivos roles, ya es un gran logro. En Chile hay efectivamente una red de profesionales independientes, hombres y mujeres, que son optimistas y cada día más enterados de lo que sucede en nuestro mercado. Tenemos también más visión de cómo se han resuelto problemáticas similares – impuesto verde, inercia sintética, gas inflexible – en otros mercados. Pero hay un dejo amargo al apreciar que, a veces no se toman oportunidades de mejora evidentes, y que el avance parece poco. Por lo mismo, para avanzar más rápido, se debe consensuar entonces una agenda de trabajo pro-generación renovable, sin distorsiones que la afecten, entre gremios, empresas, regulador, coordinador y ministerios relacionados como Hacienda y Economía. Esto permitirá generar soluciones y propuestas al mayor desafío que enfrenta la humanidad que es la transición energética causada por el cambio climático, ahora fusionado con la recuperación verde y creación de empleos post Covid-19. ¿Si no empezamos 2021, entonces cuándo?