(Pulso) “La intermitencia de la generación eólica y solar fotovoltaica le causa costos de integración al resto del sistema. La magnitud de estos costos es importante y debe ser tomada en cuenta por el sistema de precios y remuneración”.
Esta es una de las principales conclusiones del estudio “Costos de integración de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) intermitentes y estacionales: convergiendo costos privados con costos sociales”, de los expertos Juan Carlos Olmedo y Jacques Clerc; presentado en el 6to encuentro anual de políticas públicas en enero de 2015. El documento fue publicado por Clerc en el sitio web Breves de Energía.
En el documento se destaca que un principio básico para la correcta asignación de recursos es que los precios reflejen los verdaderos costos de la generación. “En este sentido, la cuota definida por la regulación chilena es preocupante, al imponerle costos al resto del sistema y amenazar el objetivo explícito del gobierno de reducir los precios de la energía”, destaca Clerc.
Añade que la experiencia internacional entrega lecciones sobre “la prudencia, gradualidad y aprendizaje” que requiere la incorporación a gran escala de capacidad intermitente, y que puede resultar en costos muy importantes para los sistemas, las empresas y consumidores finales. Dice que Alemania es un caso emblemático: el aumento del precio de la energía causado por la Energiewende puso en jaque a su política energética.
Intermitencia
Jacques Clerc explica que una fuente intermitente es aquella con variabilidad incontrolable y parcialmente impredecible. Los costos de desarrollo de tecnologías intermitentes dependen fuertemente del factor de planta y costo unitario de capital. “Se desprende entonces que un factor de planta alto es crucial para que el costo de desarrollo resulte bajo”, precisa.
En esta línea, destaca que los costos de integración surgen del impacto que la generación intermitente ocasiona en el resto del sistema. Respecto de los costos de integración, la literatura suele distinguir (al menos) tres categorías de costos de integración: de balance, del perfil de generación y de transmisión y de redes.
“Al reducirse la energía que es capaz de colocar una central térmica su costo medio aumenta. En términos simples, prácticamente la misma inversión debe ser recuperada, pero con menores ventas de energía (…). Dependiendo de cuánta energía térmica desplace la generación ERNC, el costo de desarrollo de una central a carbón podría subir más de 40% y el de un ciclo combinado a gas natural más de 15%. El gráfico no incluye otros costos de integración que incrementarían aún más el precio”, señala el experto.
Y sobre los costos de transmisión y de redes, señala que los bloques de generación con alta estacionalidad e intermitencia aumentan los requerimientos del sistema de transmisión.
“En Chile, la incorporación de generación intermitente también crea divergencias entre los costos sociales y privados de transmisión, debido a que la transmisión troncal se remunera en función del uso esperado de cada central generadora en un año, reflejado en el factor de planta de cada central generadora. Por ejemplo, una central eólica o solar fotovoltaica con factor de planta del orden de 30%, sólo pagaría un 30% de los costos de las líneas de transmisión que se requieren para sus inyecciones. Así, el 70% de los costos de esas líneas es asignado a la generación convencional y otras ERNC que operan en forma continua, y a los consumidores. Se trata por tanto de otro subsidio cruzado a las fuentes eólicas y solar fotovoltaica”, destaca.
Los costos de la ERNC
La reciente ley 20/25 fijó una cuota de generación con ERNC que crece gradualmente y que debe llegar a 20% en 2025.
De los proyectos ERNC aprobados en el Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), el 91% son proyectos eólicos y solares FV. De manera similar el 90% de los proyectos en tramitación ambiental son eólicos y solares FV. Esta distribución en la cartera de proyectos ERNC se debe, por una parte, a que los costos de desarrollo de este tipo de centrales son sustancialmente más bajos que los de la biomasa, las centrales mini hidráulicas, o la geotermia, y se ejecutan en meses, no años. Por otra parte, la divergencia entre los beneficios y costos reales, y los percibidos por las fuentes intermitentes, altera las señales de inversión.
¿Cuánto costará esta cuota?
Un estudio reciente de Ignacio Urzúa estima que el costo incremental de cumplir con la meta 20/25 de ERNC podría llegar a US$6 mil millones en valor presente entre 2017 y 2027, equivalentes a US$7 por cada MWh u 8% del precio que pagan los consumidores residenciales.
“En términos agregados, el costo adicional para cumplir con la meta 20/25 es del orden de US$6 mil millones (respecto de un escenario de 10% de penetración)”, remata el estudio.
A modo de conclusión, Juan Carlos Olmedo y Jacques Clerc señalan que, asumiendo que la cuota ERNC es un hecho, lo que queda es hacer cumplir la ley a mínimo costo. Para ello, es crucial que los generadores con características intermitentes internalicen los costos que su inclusión ocasiona en la operación del sistema eléctrico.
“Por supuesto que, en la medida que existan barreras no económicas que hacen que proyectos rentables no se realicen, entonces sí deben existir mecanismos que ayuden a superarlas. Esto último, ya que es deseable que estos proyectos se concreten”, dicen los expertos.
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