Valgesta Nueva Energía advierte eventual reducción del mercado de potencia con cambio al reglamento

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Luces y sombras son las que advierte Valgesta Nueva Energía en su último boletín mensual, donde analiza los avances y los temas pendientes en el nuevo reglamento de potencia que se encuentra en consulta pública.

Según la consultora, «una de las principales modificaciones corresponde a una nueva disposición transitoria que permite a algunas unidades generadoras del sistema suscribirse a un esquema de grandfathering. Este esquema permite que proyectos que lleven operando hasta 10 años antes de la publicación del reglamento, junto con los que se encuentran en construcción y proyectos comprometidos por licitaciones de suministro de clientes regulados, mantengan un reconocimiento de potencia cercano al esperado al momento de tomar la decisión de invertir en estos activos y/o postular a licitaciones de suministro para clientes regulados».

«Otro aspecto a destacar es que, no obstante existir este mecanismo de grandfathering, la nueva definición de demanda de punta afectará a todo el parque generador. En efecto, en el borrador, la demanda de punta deja de ser el promedio de la demanda en las 52 horas de mayor demanda del subsistema y pasa a ser la suma de los retiros de potencia de los clientes finales dentro de un subsistema», se señala.

Y se añade: «Estos retiros de potencia de clientes finales se medirán en las horas de control de punta, que corresponden a un periodo fijado por el regulador, donde se encuentran las horas con mayor probabilidad de pérdida de carga. Estas horas deberían ser similares a las horas de punta actuales, por lo que es relevante considerar que en 2021 la suma de las demandas de potencia medidas de los clientes finales corresponde a un valor 5.5% menor al de la demanda máxima, por lo que se espera que la nueva demanda de punta sea menor y, por tanto, el tamaño del mercado de potencia en su totalidad se reduzca. En este caso la pregunta es cuánto podría ser esa reducción».

Problemas

El boletín señala que eventuales inconvenientes del nuevo reglamento dicen relación con la variación de la modelación ELCC respecto a la evolución futura del parque generador «y los efectos cruzados que esto genera, lo que ha sido parcialmente mitigado con los artículos transitorios».

«Asimismo, subsisten decisiones administrativas discrecionales que tienen un alto impacto en el reconocimiento de potencia y que no dependen de la gestión de los titulares de la infraestructura, asociado especialmente al factor de eficiencia y su fórmula de definición. Más allá de la discusión conceptual respecto de si el factor de eficiencia debe estar incluido como señal en el reconocimiento de potencia de las unidades, claramente su definición y metodología de cálculo son poco claras, no replicables y resultan confusas en el efecto sistémico que se desea lograr, lo que implica un enorme riesgo para proyectar ingresos futuros, impactando finalmente la correcta expansión del parque generador en nuestro país. Es este, quizás, el mayor error que plantea el reglamento toda vez que este factor no tiene relación alguna con las señales de largo plazo que se deben implementar para asegurar la suficiencia del sistema», afirma la consultora.