(Pulso) La incorporación de bloques horarios en la próxima licitación de suministro para las distribuidoras eléctricas, recientemente lanzada, -que tiene por objetivo favorecer a las energías renovables no convencionales- ha generado ruido entre los grandes generadores, que no ven con buenos ojos la propuesta al considerarla discriminatoria.
A esto se suma la opinión de expertos que también plantean que la incorporación de este elemento no es una buena idea pues eleva los costos totales del sistema.
Así se planteó el documento publicado en 2013, Agenda para Impulsar las Inversiones en Generación Eléctrica de Base en el SIC, firmado por Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman (hoy gerente general de ENAP), y que fue elaborado por petición de la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) en medio de la discusión electoral en la que el tema energético fue uno de los centrales.
Según el informe, sería un error establecer un mecanismo que favorezca a una tecnología específica en detrimento de otra, “pues ello tiende a incrementar el costo de suministro, perjudicando al consumidor final; asimismo, tiende a desincentivar o poner trabas al desarrollo de ciertos tipos de energía, en particular a las de base”.
En las bases del proceso SIC 2013-03, oficializadas la semana pasada y que fueron elaboradas por las distribuidoras y visadas por la CNE, se incorporó la posibilidad de postular a bloques destinados a favorecer la generación solar y eólica en determinadas horas del día, lo que generó la molestia de los grandes generadores.
El análisis establece que si una central de ciclo combinado puede abastecer sólo durante el 67% del tiempo -para privilegiar el despacho de las unidades de ERNC en los horarios de mayor viento o sol- “entonces no podrá ofrecer los mismos precios que si genera el 100% del tiempo, pues tendrá que amortizar su inversión produciendo un 33% menos”.
Se agrega que si el efecto de una menor venta esperada sobre sus precios fuera lineal, entonces tendría que aumentarlos en un 50% para mantener la viabilidad de su proyecto. “Así entonces, habría suministro a 100 USD/MWh durante las horas en que genera la ERNC solar FV y 180 USD/MWh en las restantes horas producidos por la central de ciclo combinado a gas natural (CC-GN). El precio promedio ponderado de ese escenario sería de 153 USD/MWh, bastante superior a aquel que se daría en el escenario en que la CC-GN abastece el contrato de la distribuidora el 100% del tiempo”.
Una alternativa similar que el grupo de expertos ve viable es dividir en sub bloques más pequeños y sumables el bloque total, “de manera de posibilitar la participación de centrales y operadores más pequeños, incluyendo ERNC como las mini-?hidro, solares, eólicas o de biomasa. Debería darse un plazo suficiente para que los interesados puedan negociar sus contratos de suministro de gas de largo plazo u otros combustibles, o tramitar permisos pendientes antes de presentar sus ofertas en esta licitación”, se señala.
Por último se plantea que si se privilegia a una tecnología por sobre la otra, aquella que debe restarse de vender en las horas en que la otra produce se verá forzada a vender su producción al mercado spot a un precio difícil de prever. “Habrá entonces una central que tiene precios garantizados en todas las horas en que genera y otra que los tiene garantizados en algunas y no en otras”, dice el documento, que añade que es indudable que esta segunda central, enfrentada a esta incertidumbre, penalizará los precios ofrecidos por sobre lo que es su costo medio de producción.
“Abrir la posibilidad de ofrecer en bloques horarios específicos conlleva grandes riesgos y complejidades tanto para los generadores como para los consumidores. No por nada, este no es un esquema que uno observe frecuentemente en otros países. Lo usual es que cuando se construyen bloques horarios diferenciados (por ejemplo, punta y fuera de punta) estos sean horizontales, es decir, cubren las 24 horas del día”, concluye el estudio.