Elio Cuneo, profesor en el Magister de Economía Energética de la Universidad Santa María, ha seguido de cerca la actual discusión en torno a la potencia de suficiencia, en el marco de la Estrategia de Flexibilidad para el sector eléctrico, el cual es trabajado en una mesa público-privada entre las autoridades y los actores de la industria.
A su juicio, también es necesario considerar el desarrollo de los sistemas de transmisión de la mano del crecimiento de la capacidad instalada de las energías renovables variables y su generación bruta en el sistema eléctrico, además del futuro que tengan el almacenamiento de energía, a través de distintas tecnologías.
Potencia
¿Qué análisis hace de la actual discusión sobre potencia de suficiencia?
Es un debate que estaba pendiente hace bastante tiempo y que revisa la metodología de cálculo de la potencia de suficiencia de las unidades generadoras. Celebro que se considere una metodología probabilística como el ELCC, (Effective Load Carrying Capability), aceptada en la literatura internacional como por la industria, y que se basa en determinar el aporte marginal de cada unidad generadora, independientemente de la tecnología asociada, a un cierto nivel de confiabilidad predefinido para el sistema eléctrico. Sin embargo se mantiene la metodología para el balance de potencia del mercado spot, diferencia entre potencia suficiencia y los consumos, que se fuerza la igualación entre la suficiencia total con la demanda del sistema; de mi punto de vista no se debería efectuar dicha igualación, el balance debería ser tal que sólo se pagarán los déficit, a un precio unitario que surja de la relación oferta demanda de dicho mercado anual y no del precio fijado administrativamente, el cual sería solo una referencia. Un esquema del tipo planteado, que sigue la relación oferta – demanda, generaría una mayor competencia entre las diversas empresas generadoras por la búsqueda de contratos con clientes, con el consiguiente beneficio para estos últimos, así como generar la señal para evitar nueva capacidad adicional que el sistema no requiere.
¿Hay otro punto que haya llamado su atención?
En la discusión asociada extrañé un profundo análisis respecto al precio de la potencia. Recordemos que este es un valor fijado administrativamente por la autoridad y que surge del tamaño de una turbina para suplir potencia en horas de punta, el cual se determina del estudio encargado por la CNE, (el ultimo corresponde al estudio “Determinación de los costos de inversión y costos fijos de operación de la unidad de punta del SEN y de los SSMM”); de dicho estudio se define el tamaño de la turbina como su precio unitario, los que posteriormente se publican semestralmente en el Informe Técnico Definitivo de Precio de Nudo. Una primera cosa llamativa es que, si se revisa la estadística de varios años, así como el último estudio desarrollado por la autoridad, el tamaño de la turbina es el mismo, 70 MW, independientemente que el sistema ha crecido tanto en demanda como en su globalidad (Interconexión SING – SIC), por lo que habría esperado que del nuevo estudio se hubiese definido una de mayor tamaño y por ende de menor precio dado el efecto de economía de escala. Un segundo aspecto e independientemente de lo anterior, el esquema mencionado no sigue una relación oferta-demanda, de forma que, si el sistema tiende a estar con una capacidad excesiva, se refleje en el precio comentado, permitiendo entregar la señal que no se requiere capacidad adicional, así como compartir el beneficio con los clientes que en sus contratos consideren el precio mencionado para sus suministros.
A su juicio, ¿cómo se llega a un equilibrio entre el tema regulatorio, el de participación de mercado y el tecnológico en torno a este tema?
Es indudable que el tema regulatorio es clave en este tipo de mercados, es a través de ese medio que se generan las señales a los inversionistas para el desarrollo de nueva infraestructura, los cuales preferirán aquellas que tecnológicamente sean atractivas y les permitan competir dentro del mercado. Indudablemente en la realidad actual las energías renovables son las que la llevan dada su espectacular bajada en los costos de inversión y operación, sin embargo éstas presentan el gran problema que no operan 24/7, y hoy no hay una alternativa económicamente atractiva y distinta a la generación tradicional, carbón o gas natural, que permita dar confiabilidad para el suministro energía de la demanda. Si a lo anterior añadimos el interés de «descarbonizar» aceleradamente por tratar de ser más «verdes», podemos enfrentar escenarios muy exigentes; estamos mutando dentro de un equilibrio inestable que nos puede pasar la cuenta. La aceleración mencionada, respecto a un retiro natural de las unidades, se traducirá en un incremento en los costos y percepción de riesgo del mercado spot, que potencialmente se traducirá en mayores tarifas que se oferten a los usuarios finales. La licitación de suministro electricidad para empresas distribuidoras que actualmente se encuentra en curso, será un buen indicador respecto a cómo el mercado percibe la situación que se está viviendo y que difiere notoriamente respecto a la última realizada. Adicionalmente, este incremento en los costos del mercado spot, también puede tener impacto en los contratos existentes, dado que los suministradores de las distribuidoras a la luz del mecanismo establecido en el artículo 134 de la LGSE pueden solicitar una revisión de los precios de energía.
¿Considera tener en cuenta otros factores en esta discusión?
No puedo dejar de mencionar dentro de este «equilibrio inestable» dos situaciones adicionales que llaman la atención, primero la gran capacidad de generación renovable instalada y por instalar, dicha capacidad de inyección de energía requiere la existencia de sistemas de transmisión robustos, lo cual se traduce en la ampliación de sistemas existentes y/o de nuevas líneas, y que con la legislación actual su costo es traspasado directamente al usuario final, independientemente si esos activos de generación y transmisión están en el momento más eficiente para ser desarrollados, reiteradamente se lee la necesidad de ser más ágiles en el desarrollo de los sistemas de transmisión para el desarrollo de las renovables, pero no se menciona la problemática comentada. La segunda situación llamativa, está asociada a las licitaciones que efectúa el Ministerio de Bienes Nacionales para la entrega de ingentes terrenos para el desarrollo de generación renovable, lo peculiar de dichas licitaciones es que las mismas no hablan con los planes de expansión asociados a los sistemas de transmisión ni con la Planificación Energética Largo Plazo, PELP; cada desarrollo originará su propio sistema de transmisión el cual estresará al existente de distinta forma, lo cual a su vez dará origen a necesidades de reforzamiento y que por la normativa existente será de cargo de los usuarios finales. Como dato interesante, del total de terrenos licitados y adjudicados, más del 50% están concentrados en la zona de Taltal, por lo que se podría entender como Polo de Desarrollo según la definición entregada por la LGSE en su artículo 85. De haber considerado dicho enfoque, hubiese resultado eficiente considerar dicha ubicación como punto de partida para la línea de transmisión HVDC que se tiene proyectada, lo que se traduciria en una linea de menor extensión. Esperemos que aspectos del tipo comentados sean considerados en la PELP 2023 – 2027 en curso, de forma de lograr una máxima eficiencia país.
¿Qué rol tendrán los sistemas de almacenamiento a futuro en esta discusión?
No cabe duda que disponer en el futuro de sistema de almacenamiento, tipo BESS, que sean atractivas económicamente, harán que su uso se masifique originando una revolución en todo el mercado de la electricidad, semejante al ocurrido con la caída en los precios de tecnologías renovables como fotovoltaica y eólicas. La presencia de sistemas de almacenamiento tendrá impacto en múltiples áreas como, por ejemplo, en la entrega de servicios complementarios para el sistema eléctrico, ya sea para regulación de frecuencia en sus diversas etapas y control de tensión, además de contribuir al control de la demanda de los propios clientes, al apoyo a los esquema de desconexión de carga por baja frecuencia, entendiendo ello como mantener el suministro de energía a la carga que se desconectó del sistema de forma que el usuario no ve afectado su proceso, la optimización del uso de las redes de transmisión en horas de punta, a través de la operación de sistema de almacenamiento en dicho periodo ubicando los BESS en las cercanías de la carga, y en complementar la inyección de las energías renovables variables, tanto del punto de vista de su variabilidad como la posibilidad de alcanzar la tan esperada operación 24/7, etc. Lamentablemente no es claro cuando se presentará esa bajada de costos. Sin embargo, lo relevante de destacar es que estas llegaran más temprano que tarde, ya sea por cambio tecnológico, baterías del tipo ion-metal por ejemplo, o porque los fabricantes e investigadores saben que el mercado que está esperando contar con estos dispositivos es muy grande, que quedarse atrás implicaría una pérdida de negocio millonaria.