Flexibilidad: Breve análisis desde la perspectiva de requerimientos sistémicos en generación
Análisis de Daniel Gutiérrez Rivera, abogado y director ejecutivo de BGS Energy Law, además de profesor de Derecho Eléctrico en programas de magíster y diplomado en las universidades Católica, del Desarrollo y de Santiago.
Nuestra ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) no define, todavía, lo que se entiende por flexibilidad. Si bien en la literatura comparada existen varias definiciones sobre flexibilidad, nos quedamos con la siguiente: “Habilidad o característica de un sistema eléctrico para adaptarse a las condiciones de variabilidad e incertidumbre en generación y demanda, de forma confiable y costo eficiente, en todas las escalas de tiempo”. [1] En ese sentido, la flexibilidad no es un producto o servicio particular, sino más bien una aptitud del sistema eléctrico, que podría dar lugar a diversos servicios o mercados específicos, dependiendo de los requerimientos sistémicos.
Según lo anterior, podemos señalar que existen diversos espacios para dotar de flexibilidad a un sistema eléctrico, ya sea por medio de las plantas productoras de energía, del almacenamiento de energía, de los servicios complementarios, de las redes en transmisión e interconexiones eléctricas- nacionales e internacionales-, y a través de los recursos energéticos distribuidos, entre otros. En dicho contexto, y con ocasión de la reciente publicación en el Diario Oficial del Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional [2], en adelante el Reglamento, en esta ocasión sólo analizaremos algunos aspectos que dicen relación con el aporte de flexibilidad al sistema eléctrico nacional, desde la perspectiva de requerimientos sistémicos en generación.
Desde la generación de energía eléctrica, la implementación de la flexibilidad conlleva desafíos operacionales para el Coordinador Eléctrico Nacional. Uno de ellos es la planificación y operación del sistema eléctrico nacional, que, con una alta penetración de energía variable en nuestra matriz eléctrica, produce cierta variabilidad e incertidumbre sistémica. Igualmente, estos desafíos operacionales tienen implicancias en la coordinación del mercado eléctrico. De acuerdo con nuestro actual diseño regulatorio, el Coordinador es el encargado de la coordinación del mercado eléctrico y de la determinación de las transferencias resultantes de los balances económicos entre empresas sujetas a su coordinación, según lo contempla el artículo 72-3 de la LGSE.
En ese sentido, los precios y transferencias asociados al balance de energía en el mercado de energía- spot o instantáneo- se determinan de forma posterior a la operación, con diferencias, en algunas ocasiones, que pueden ser significativas entre la programación de la operación y el resultado de la operación real, producto de la incertidumbre y variabilidad de las energías eólicas y solar. Esto último, a nuestro entender, podría afectar, eventualmente, la función del Coordinador de garantizar la operación segura y más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, según se establece en el artículo 72-1°, de la LGSE. En esa línea, y en el contexto descrito de la flexibilidad, sería conveniente fortalecer la práctica operacional del Coordinador, perfeccionando la metodología para la programación de la operación en tiempo real – e.g del día anterior, intradiarios o programación para días festivos, u otro-, como también, mejorar los diagnósticos de generación y demanda.
En éste último punto, y haciéndose cargo de la problemática planteada, el nuevo Reglamento introduce importantes avances sobre ésta materia. En ese sentido, establece en su artículo 72 – con ocasión del pronóstico centralizado de la generación- que el Coordinador podrá disponer y operar directamente equipamiento que permita monitorear las variables relevantes que incidan en la elaboración del pronóstico centralizado de generación renovable con recursos primarios variables, tales como temperatura, caudales, nivel de irradiación, velocidad del viento, entre otras, en conformidad con la respectiva norma técnica. Asimismo, en su artículo 81 establece- a propósito de la proyección centralizada de demanda de clientes libres y regulados- que el Coordinador podrá disponer y operar directamente, a su costo y responsabilidad, equipamiento que permita monitorear las variables relevantes que incidan en la elaboración de la proyección de demanda, de acuerdo a lo establecido en la norma técnica.
Según lo descrito, y en el contexto de flexibilidad, creemos que las recientes incorporaciones reglamentarias podrían constituirse en valiosas herramientas operacionales para el Coordinador, y de ese modo, contribuir a la correcta ejecución de sus principios de coordinación de la operación del sistema eléctrico nacional.
[1] Estudio: Concepto de flexibilidad en el Sistema Eléctrico Nacional. Centro de Energía, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Universidad de Chile (2019). http://www.energia.gob.cl/panel/estrategia-de-flexibilidad
[2] Se publicó en el Diario Oficial el 20.12.2019.