*Análisis realizado por los académicos Rodrigo Palma, Rigoberto Torres, Guillermo Jiménez, Jannik Haas, Luis Vargas y Alejandro Jofré.
La sabiduría popular se expresa a través de los refranes, que, en una frase breve, ojalá en verso, caracterizan una situación, que por lo demás es interpretable más allá de la mera expresión literal. Frases como “las apariencias engañan”, “no todo lo que reluce es oro”, “el que rompe paga”, etc., son implícitamente empleadas con frecuencia en el análisis de los mercados eléctricos.
Analicemos, por ejemplo, el tema de las necesidades de respaldos (servicios complementarios) que caracterizan a algunas (la mayoría de las) tecnologías de generación eléctrica.
Las formas tradicionales de generación, hidráulica y térmica, presentan limitaciones de operación y de disponibilidad, las que afectan la operación conjunta del mercado eléctrico. Por ejemplo, las centrales térmicas convencionales poseen tiempos mínimos de parada y operación de varias horas, mínimos técnicos sobre el 50% de la potencia nominal, gradientes de generación de pocos MW por minuto, zonas de operación prohibidas, entre otras.
¿Deben las centrales térmicas pagar por estas restricciones de flexibilidad?. Por otra parte, episodios de sequías o eventos disruptivos de la pluviometría lesionan la operación de las centrales hidráulicas. ¿Debe pagar la generación hidráulica por estas indisponibilidades?
Tradicionalmente, el problema se ha resuelto por la vía de reconocer la complementariedad. Cada forma de generación tiene sus limitantes, lo que se acepta y no se traduce en costos o pagos especiales.
Pero, ¿qué pasa si al mercado se incorpora una central nuclear? La necesidad de operar la central nuclear en base altera la operación económica de las demás centrales. Hay claramente una necesidad de compensación económica que normalmente se evita o se ignora (“esconder la cabeza como un avestruz”).
En la actualidad el problema aparece con la aparición de las energías renovables variables, que si bien poseen bajos costos nivelados e impactos positivos en el medio ambiente, perturban el equilibrio en el mercado y causan costos adicionales, ya que exigen que el sistema disponga de los respaldos necesarios para asegurar el suministro eléctrico en los periodos en que no pueden entregar energía al sistema.
Algunos dicen “el que rompe (el equilibrio) paga”, o, en lenguaje técnico, estas tecnologías debieran cubrir los costos de los servicios complementarios asociados a su operación variable. De esta forma, se entregarían las señales correctas de inversión y operación al mercado. ¡“Rompe paga” se cumpliría a cabalidad! [Para evitar confusiones, cabe señalar que al final es el consumidor el que paga todos los costos y mas bien “Rompe paga” se refiere la necesidad de que la oferta de energía internalice costos adicionales que genera].
Pero, hay otros que contestan “las apariencias engañan”, no todo el problema lo generan las energías renovables variables, sino que parte es atribuible al mercado en general o sistema en su conjunto.
Para tratar de ser más claros, hagamos una analogía con el mundo del fútbol. La aparición de las energías renovables es como si llegara un nuevo jugador a un equipo importante, contratado para darle triunfos y satisfacciones. Sin embargo, esta nueva adquisición posee un estilo de juego diferente, que no se acomoda al equipo, generando problemas de adaptación en los demás jugadores. ¡La aplicación de “Rompe paga” indicaría que el nuevo jugador, y solo él, debe hacer solo todos los esfuerzos para adaptarse, ya que justo con su llegada comenzaron los problemas!
Pero, los conocedores del fútbol levantan la voz y manifiestan su crítica a la analogía. En efecto, lo usual es que, frente a una nueva contratación, particularmente si se trata de una con grandes expectativas para los resultados del equipo, todos los jugadores debieran realizar esfuerzos para adaptarse de manera que el equipo se potencie al máximo. El lema es “uno para todos y todos para uno”.
¿Cuál refrán es el correcto para el caso de los mercados eléctricos: “Rompe paga” o “Uno para todos y todos para uno”?
El modelo tarifario del sistema eléctrico chileno ofrece una posible respuesta. En efecto el “pago por potencia” hace referencia a financiar anualmente un parque de generación de turbinas de punta que permite cubrir la demanda máxima del sistema. En la práctica, el mix de generación incluye otras tecnologías de generación que, si bien poseen costos de inversión mayores, permiten ahorros en los costos de operación que compensan este efecto. Es así como se acuñaron los conceptos de centrales de base (típicamente térmicas de carbón o gas) y centrales de punta (usualmente turbinas de gas).
El modelo de remuneración mediante el pago a costo marginal de energía y potencia asegura, en teoría, que cada una de las tecnologías del parque de generación cubre sus costos de inversión y operación. Durante muchos años, este análisis se mantuvo en una dimensión básicamente económica, sin la necesidad de comparar los parámetros técnicos entre las tecnologías (sus inflexibilidades) [El antiguo concepto de potencia firme, aplicado hasta comienzos los 2000, incluía una componente asociada a seguridad, que incorporaba (en parte) la rapidez de respuesta de las centrales y sus tiempos de partida, y, efectivamente, a las centrales se les reconocía una mayor o menor capacidad por este concepto]. Con la introducción masiva de energía variable (por ejemplo, solar), las inflexibilidades de las tecnologías termoeléctricas se tornan visibles y se suman al impacto en los costos adicionales del sistema. Al igual que para el balance económico de costos de inversión y operación, la central de punta podría ser considerada como referencia para los parámetros técnicos. ¡De esta forma, tanto las centrales de generación variable como centrales con restricciones de operación causarían los costos de los servicios adicionales requeridos!
La teoría de costos marginales y potencia se puede seguir aplicando en este nuevo contexto, sabiendo que, por un lado, se tienen que reconocer en los costos, todas las inflexibilidades asociadas a cada fuente distinta de energía, y por otro, en la potencia, se tiene que considerar la variabilidad temporal de cada alternativa. De esta forma, todos serán partícipes de los servicios complementarios, lo cual da la señal correcta de inversión en las diferentes alternativas de generación. Más aún, dentro de este mismo esquema, el compromiso entre energía más barata e incertidumbre en la disponibilidad, se puede hacer explícito, de tal forma que el coordinador eléctrico lo considere en su modelo de optimización, en las diferentes escalas de tiempo.
Parece ser que tanto las centrales convencionales como las de energía variable deben hacer esfuerzos para explotar la potencialidad del sistema. ¡Así, los servicios complementarios tendrían más de un candidato responsable para cubrir sus costos!
Este tema sin duda tiene varias aristas que deben ser analizadas y consensuadas para, en definitiva, arribar a un marco normativo eficiente y que se ponga en práctica. ¡Este tema, por distintos motivos incluyendo la propuesta de múltiples soluciones, es una deuda pendiente desde el año 2006 y que ha devenido en urgencia a partir de la promulgación de la Ley 20.936 en 2016!
Culminando con otro refrán, en estos temas muy probablemente aplica: “querer es poder”.