(El Mercurio) El fuerte aumento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) -sobre todo solares y eólicas- en la matriz tiene en alerta a la industria energética. La gran pregunta es: ¿Quién debe pagar la flexibilidad del sistema?
Las ERNC son intermitentes; es decir, solo inyectan al sistema ciertas horas del día, y si no despachan su energía, la pierden. Por eso las energías convencionales -térmicas, hídricas y diésel- deben reducir su operación en el día e inyectar con mayor impulso en la noche. Sin embargo, no generar 24 horas se traduce en que estas centrales sean menos rentables.
La pugna entre las convencionales y las renovables ha ido escalando. Consultado AES Gener al respecto, el gerente general, Javier Giorgio, advirtió: «Las fuentes de energía que crean intermitencias deberían pagar a las fuentes de energía que aportan estabilidad». Explicó que las convencionales son claves en un escenario de alta penetración intermitente y que el CDEC debe definir el nivel de penetración de renovables que puede ser compensado de forma estable y segura por las fuentes convencionales.
Por su parte, desde Colbún explican que la electricidad es un producto que se subdivide en tres componentes: potencia, energía y flexibilidad, y «lo correcto es que cada productor que aportó parte de los tres subproductos reciba su correspondiente remuneración». Asimismo, advierten que «si un generador aporta solo una parte de los subproductos, pero recauda la totalidad del precio de la electricidad, este debe reembolsar o devolver lo que recauda, pero que no le pertenece». La eléctrica señala que «lo relevante es que se den las señales correctas, para que cada tipo de tecnología reciba lo que le corresponde y no sufra perjuicios por no ser remunerado por lo que aporta y que tampoco algunos recauden lo que no han aportado». Por último, indican que cuando se asignen adecuadamente los costos, será el mismo mercado el que pondrá límite a cada fuente de energía.
Consultada Endesa Chile, no quiso referirse al tema.
Vacío legal
La flexibilidad como atributo del sistema no está definida en la actual regulación, y tampoco el cómo se debiera remunerar, sostiene Ramón Galaz, de Valgesta. Advierte que es necesario avanzar en esta regulación por el incremento que se ha visto de ERNC variables en el sistema: «existe un costo que debiera ser pagado, y habría que definir por quiénes», dice. El consultor asegura que a las convencionales esta situación les impone el riesgo de ser menos despachadas, lo que impacta sus ingresos y su rentabilidad. En general -comenta-, las centrales que pueden operar con mayor flexibilidad son las hidroeléctricas y las de gas natural.
Sebastián Bernstein, de Synex, señala que las termoeléctricas de carbón tienen baja flexibilidad de largo plazo y casi nula de corto plazo. Sin embargo, explica que algunos ciclos combinados a gas pueden adaptarse a flexibilidades de largo plazo, mientras que las hidroeléctricas de embalse pueden ser flexibles en ambas ocasiones. «Si se proveen ambos tipos de servicios, y lo pagan quienes corresponda, no resulta necesario ponerles límite físico a las ERNC eólicas y solares. La competencia económica determinará el mix óptimo del sistema», explica.
Rodrigo Jiménez, de Systep, estima que la flexibilidad debiese ser pagada por las fuentes intermitentes. «El costo de esta flexibilidad estaría dada por la exigencia a cada generador de entregar una cierta capacidad de soportar variaciones en la demanda del sistema, donde aquellos generadores que no sean capaces de entregarla deberán comprarla a otros generadores que sí estén en condiciones de hacerlo. Esto daría origen a un nuevo servicio complementario». Añade que mientras el almacenamiento de energía sea limitado, las fuentes más flexibles seguirán teniendo un rol relevante en la seguridad del sistema.
«Lo relevante es que cada tecnología reciba lo que le corresponde y no sufra perjuicios por no ser remunerado por su aporte».
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