Rodrigo Solís: «El almacenamiento debe originar reducciones de costos de operación del sistema»

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Rodrigo Solís, consultor asociado de Best Energy Chile conversó con Electrominería sobre la coyuntura actual y perspectivas del sector eléctrico a nivel operacional y regulatorio.

A juicio del experto, “los cambios regulatorios más prioritarios en mi opinión son aquellos que van orientados a corregir o mejorar el nivel de competencia en el sector de generación, de modo que el costo de suministro a clientes finales, basado en recursos renovables, sea definitivamente eficiente y permita definir precios competitivos, impulsando el recambio tecnológico y el desarrollo de un matriz energética renovable”.

Por otro lado, respecto a la capacidad instalada y a lo que podría suceder con la sobre instalación en el SEN, el consultor asociado a Best Energy Chile aseguró que “se debe propender a un parque generador que permita satisfacer la demanda de potencia (MW) en los momentos de mayor estrechez del sistema”.

¿Cómo evalúa el comportamiento de la operación del sistema en el último año?

El comportamiento de la operación ha respondido a las condiciones del sistema, en cuanto a los precios de los combustibles (particularmente altos por la situación del conflicto Rusia-Ucrania), la condición hidrológica (la que ha presentado características secas- al menos hasta el primer semestre de este año, justificando el decreto de racionamiento N°51/2021 que se extiende hasta el 30 de septiembre de 2023), el mix existente de tecnologías de generación (con la cada vez mayor penetración de energía renovable variable –ERV- y el plan de retiro de centrales a carbón), la siempre presente falla intempestiva de centrales eficientes, y una situación de copamiento en ciertas horas del día de importantes líneas del sistema de transmisión. Hay que señalar que la demanda eléctrica durante el primer semestre de este año ha crecido menos de 1% con respecto al primer semestre del año anterior, por lo que no ha sido un factor diferenciador importante con respecto a la operación del año pasado. Todos estos factores han dado origen a una operación con costos marginales relativamente altos en las horas donde el aporte de las centrales renovables no es suficiente para cubrir la demanda; desacoples de transmisión, principalmente entre la zona norte y la zona centro en las horas de mayor aporte de las centrales fotovoltaicas, y también un consecuente vertimiento de este tipo de centrales (energía económica no aprovechada: a julio, los vertimientos del 2023 ya son 186% mayores a los del 2022). Esto ha llevado a su vez a que varios agentes del sector hayan manifestado problemas financieros durante el último tiempo: María Elena Solar, Ibereólica Cabo Leones II, Mainstream, entre otros.

A su juicio, ¿cuáles serán los principales impactos del ingreso del almacenamiento en la operación del sistema y en el precio de la energía

El almacenamiento debe originar reducciones de costos de operación del sistema con un mejor aprovechamiento de la capacidad de generación de las centrales de ERV. Con una alta penetración de ERV, principalmente centrales fotovoltaicas y eólicas, con las primeras ubicadas preferentemente en la zona norte del país, con a veces niveles de demanda instantánea inferiores a la capacidad de generación renovable, y con un sistema de transmisión copado que durante las horas de mayor generación renovable no permite aprovechar esa energía, originando el vertimiento de energía renovable variable (fotovoltaica principalmente), los sistemas de almacenamiento permitirían mitigar el efecto no deseado de esta situación. Obviamente, dependiendo del nivel de almacenamiento con el que se cuente, y su ubicación, se podrán evitar o disminuir los vertimientos de energía renovable variable, trasladando esa energía temporalmente y desplazando la operación de centrales térmicas, reduciendo la diferencia de costo marginal entre las horas de día y de noche, reduciendo así los costos de suministro. Este esquema haría más atractivos los proyectos de centrales fotovoltaicas en el norte particularmente.

Lo anterior es sin dejar de pensar en un mejor desarrollo del sistema de transmisión, con las holguras suficientes y oportunas, que permitan que los eventos de desacoples entre el norte y el centro-sur del sistema eléctrico disminuyan, permitiendo aprovechar la energía renovable al momento de ser generada y mitigando los riesgos nodales de contratación a los suministradores de energía eléctrica.

Con una capacidad instalada de casi 34.000 MW y una demanda máxima horaria que no supera los 12.000 MW, ¿qué prevé que suceda con esta sobre instalación en el SEN?

Para efectos de seguridad, es esperable mantener un nivel prudente de sobre instalación en el sistema. Por otro lado, lo que hay que considerar en el tamaño del sistema no son solo los MW (potencia) sino que los MW (energía) que se aportan con las centrales.  En ese contexto se debe propender a un parque generador que permita satisfacer la demanda (MW) en los momentos de mayor estrechez del sistema (demanda máxima o en horas de mayor probabilidad de pérdida de carga, según se defina) y que además permita un abastecimiento costo-eficiente del consumo eléctrico (MWh) en todo momento. Este es el desafío, no trivial, que debiera enfrentar la definición de un mercado de potencia, en coherencia con el mercado de energía. En la definición de un nuevo reglamento de potencia, del cual ya se desistió, se discutieron aspectos que apuntaban en el sentido de “castigar” a las centrales ineficientes en su reconocimiento de Potencia de Suficiencia, pero considero que el camino correcto para una discusión en este sentido conlleva necesariamente vincular el mercado de la potencia con el de energía de manera explícita.

¿Cuáles son los cambios regulatorios más prioritarios que advierte en la industria?

Los cambios regulatorios más prioritarios en mi opinión son aquellos que van orientados a corregir o mejorar el nivel de competencia en el sector de generación, de modo que el costo de suministro a clientes finales, basado en recursos renovables, sea definitivamente eficiente y permita definir precios competitivos, impulsando el recambio tecnológico y el desarrollo de un matriz energética renovable. Un pilar para esto es contar con un sistema de transmisión costo-eficiente, suficiente y oportuno, por lo que los contenidos del proyecto de ley de transición energética que se discute actualmente en la Comisión de Energía y Minería del Senado relacionados con transmisión parecieran ser adecuados. Por otro lado, no se deben seguir aplazando mucho más las discusiones sobre el proyecto de reforma a la distribución, que es otro pilar del mercado que fomentaría la competencia, con una mejor y activa participación de la demanda que hoy conocemos como regulada.

¿Qué perspectivas ve para la operación del GNL y del diésel en el corto y mediano plazo?

Debemos buscar la fórmula para que los combustibles fósiles vayan en retirada de nuestra matriz energética, como se está haciendo hoy con el carbón, considerando un criterio de seguridad de abastecimiento eléctrico para nuestra demanda. En un futuro, varios años más, es esperable poder prescindir completamente de ellos, pero en el intertanto, en el periodo que llamamos transición, necesitaremos todavía de estos combustibles, pues la matriz de generación completamente renovable y suficiente no es una realidad aún. Para este periodo debemos potenciar aquellos combustibles menos contaminantes, como el Gas Natural, ya sea proveniente desde Argentina o a través de los terminales de GNL, buscando siempre la eficiencia en su adquisición.  Sin perjuicio del contexto futuro esperable, se deben analizar permanente escenarios que puedan necesitar siempre el respaldo de este tipo de combustibles, por razones de seguridad.