La disminución de las reservas hídricas para 2021 es uno de los puntos que llamó la atención de Daniel Salazar, socio director de energiE, en la operación del Sistema Eléctrico Nacional durante el eclipse solar ocurrido este lunes, donde los 1.600 MW de caída en la generación fotovoltaica fueron sustituidos por fuentes hídricas y térmicas por parte del Coordinador Eléctrico Nacional.
A juicio del ejecutivo, no hubo condiciones de riesgo en el sistema, debido a la programación de la operación y a la alta predictibilidad de la producción solar.
Salazar señala a ELECTRICIDAD que el evento realza la necesidad de contar con metas ambiciosos en la búsqueda de una mayor flexibilidad en la gestión de los recursos de generación.
¿Qué análisis hace sobre la operación del sistema eléctrico ante el eclipse solar del lunes desde la perspectiva del mix de generación y de costos marginales?
El evento del pasado lunes ha sido llamativo, pero desde la perspectiva de seguridad, afortunadamente pudo ser programado y anticipado con suficiente antelación, y si consideramos la alta predictibilidad de la producción solar, permite afirmar que este no ha representado una condición de riesgo que nos deba alarmar. Ahora bien, desde la perspectiva económica, resulta llamativo que la menor producción solar haya sido sustituida preferentemente con recursos hídricos.
La temporada de deshielo ya finaliza y estamos cerrando 2020 con reservas hídricas -aproximadamente- un 20% menores a la misma fecha del año pasado. Probablemente se privilegió utilizar el recurso que actualmente provee la mayor fuente de flexibilidad del sistema eléctrico. No se trata de una cifra significativa – aproximadamente 500 MW promedio durante las horas de mayor incidencia del eclipse- pero de todos modos se reducen las reservas hídricas para enfrentar 2021.
¿Cree que el alza de costos marginales registrados por la falta de energía solar, se repitan ante casos puntuales, y qué se puede hacer para enfrentar esas alzas?
Es poco probable que se presenten eventos que reduzcan la producción solar, en un monto equivalente y en tan corta duración, como el evento del eclipse. Ahora bien, cuando se producen contingencias relevantes -por ejemplo- en el sistema de transmisión de 500 kV, es bastante habitual observar desacoples, precios locales muy elevados, y a veces por periodos mayores a la duración de un eclipse. Con todo, no se debe olvidar que la función objetivo con la cual -en el corto plazo- se gestionan los recursos de generación es la de minimizar el costo de operación y no la de tener costos marginales bajos.
En materia de flexibilidad, ¿el eclipse deja alguna lección para seguir gestionando la energía disponible en el sistema?
Lo ocurrido en este evento pone de relieve la importancia y urgencia de fijarse objetivos ambiciosos en la búsqueda de una mayor flexibilidad en la gestión de los recursos de generación. Más aún, cuando hacemos el benchmark con nuestros referentes internacionales, como California, y consideramos la cantidad de recursos y herramientas que ellos poseen y que nosotros no tenemos, tales como interconexiones con estados vecinos, una importante base de unidades con gas natural, el desafío de transformación de nuestra matriz es doblemente exigente. Similar conclusión es la que se obtiene cuando nos comparamos en términos de los cambios y arreglos que ellos han realizado a su diseño de mercado, materia en la cual nos queda mucho trabajo por delante.
Respecto a esta última materia, la estrategia de flexibilidad que impulsa la autoridad posee una amplía batería de iniciativas que debería permitir hacer ajustes a nuestro diseño de mercado, modernizar el cálculo del costo marginal, y generar incentivos para la provisión de flexibilidad para el principal desafío de los próximos años, esto es, gestionar la rampa de disminución de producción solar durante la tarde, de mucho mayor profundidad que la de un eclipse, y todos los días del año.