Carlos Finat: “No es efectivo que el costo de la energía aumente con los bloques horarios”
La Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), ha recibido con satisfacción este cambio que permite viabilizar la construcción de cientos de megawatt en unidades renovables que no pueden ser construidos por la falta de contratos.
La última licitación de suministro para las distribuidoras eléctricas, cuyas bases fueron aprobadas hace dos semanas por la Comisión Nacional de Energía (CNE), incluía un cambio radical: la introducción de bloques horarios para favorecer la inyección de centrales eólicas y solares en las horas en que alcanzan su peak de rendimiento.
Esta idea ha sido cuestionada duramente por los generadores, que están analizando cómo hacer frente a esta modificación y anticipan que esto puede tener complejos efectos, aludiendo a un estudio hecho el año pasado por Marcelo Tokman, Alejandro Jadresic, Gabriel Bitrán y Sebastián Bernstein, el cual anticipa que el costo total de la electricidad podría subir si es que se opta por introducir los bloques horarios.
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 Energías Renovables No Convencionales (ERNC, como la solar o eólica) 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”.
Frente a esto, 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”.
Desde la vereda del frente, la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), ha recibido con satisfacción este cambio que permite viabilizar la construcción de cientos de megawatt en unidades renovables que no pueden ser construidos por la falta de contratos.
El director ejecutivo de la entidad, Carlos Finat, además, refuta el estudio aludido, 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.
¿Es viable que las empresas de ERNC se adjudiquen contratos en determinados bloques horarios si es que los convencionales no participan? Podría no haber respaldo.
Es totalmente viable que generadores ERNC se adjudiquen contratos en determinados bloques horarios. El bloque que está definido de 8 a 18 horas coincide con la curva de producción fotovoltaica y el bloque que le sigue, de 18 a 23 horas, se adecua para centrales eólicas. La virtud del esquema de bloques que está considerado en esta licitación es, efectivamente, que la participación de ERNC no está condicionada a la participación de otras fuentes. De hecho, si un generador convencional lo quiere, puede participar en los tres bloques horarios. De esa forma, se genera competencia y finalmente podrán verse qué empresas son más competitivas en precio.
¿Es efectivo que el costo de la energía a nivel agregado aumentará si se establecen los bloques horarios, como plantean los generadores?
No es efectivo. El estudio al que se alude (de Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman) contiene un grueso error que en su oportunidad, en octubre de 2013, fue hecho ver por Acera a los consultores que lo prepararon. El razonamiento del informe dice que si un generador convencional se ve limitado a generar solamente el 67% del tiempo, debido a la presencia de ERNC en los horarios de mayor viento o sol, entonces tendrá que amortizar su inversión produciendo un 33% menos. En ese escenario, para amortizar su inversión, debería incrementar su precio en 50% para asegurar la viabilidad de su proyecto.
¿Cuál es el error de ese cálculo?
El error de los consultores es suponer que el total del costo de un generador convencional corresponde a la amortización de inversión, cuando en realidad en el caso de un ciclo combinado más del 80% del costo de la energía producida es el costo de combustible y de operación y mantenimiento, es decir de costos evitables en los que el generador no incurre cuando no opera. Así, el eventual aumento de costo del generador convencional aplicaría solamente sobre el 20% del costo total y, por lo tanto, tendría un impacto menor en el precio total al que ese generador debería vender su energía para hacer viable su proyecto. Dado que en Chile los generadores reciben una remuneración por potencia, que se suma a las ventas de energía, y que esa remuneración es independiente de las horas de operación de una central, nuestra estimación es que finalmente no es correcto aseverar que el costo de la energía aumentará si se establecen bloques horarios.
¿Cuál fue la respuesta de los consultores a lo indicado por Acera?
Su respuesta fue que, más allá de los números, lo que querían con el ejemplo no era proponer un análisis numérico exhaustivo, sino que representar conceptualmente su visión de que la incorporación de ERNC en bloques horarios implicaría mayores costos a los generadores convencionales. Para Acera esa respuesta no nos parece aceptable, por cuanto un informe como éste, que fue encargado por una importante organización gremial empresarial con el expreso objeto de “proponer acciones destinadas a reactivar las inversiones en centrales generadoras de energía de base en el SIC” y que además se cita en una discusión de alto nivel sobre políticas públicas, no puede eludir un análisis numérico que respalde fundamentadamente sus afirmaciones.
Volviendo a la licitación por bloques horarios. ¿Qué opción tienen los generadores térmicos para recuperar la inversión si es que deben permanecer sin despachar en las horas de mayor demanda?
Primeramente, quisiera decir que por el simple efecto de la competencia, un generador térmico puede quedar fuera de despacho por muchas razones y no solamente porque compita con generación ERNC más económica. Si, por ejemplo, en un sistema ingresa generación hidroeléctrica (como podría ser un proyecto como Alto Maipo), su aporte al sistema se hará a un costo variable que desplazará la generación de los generadores más caros, los que podrán quedar fuera de despacho por esa razón. Así, el riesgo de quedar fuera de despacho es propio del modelo de mercado que tiene Chile. Dicho lo anterior, y reiterando lo ya señalado antes, en la ley chilena la remuneración de los generadores tiene un componente de pago por capacidad (“potencia firme”) que, justamente, apunta a otorgarles un ingreso fijo, que es independiente de las horas de generación.
Fuente: Pulso
