Revista Nueva Minería

El proyecto incorpora medidas que intervienen la regulación vigente tanto en la metodología de desarrollo como en la operación, lo cual necesariamente tendrá consecuencias importantes en los actores vigentes.

Por Juan Manuel Contreras Sepúlveda, gerente general de CT Energía y ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
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La transición hacia una matriz libre de emisiones se puede sintetizar en tres etapas. La primera es la introducción masiva de energía renovable variable. La segunda etapa es la incorporación de sistemas de almacenamiento que permitan distribuir durante el día la energía generada en las horas de radiación solar y viento. La tercera es la introducción al sistema de atributos de robustez y flexibilidad que sustituyan la dependencia de las centrales rotatorias convencionales.

En el sistema eléctrico chileno, la pérdida de la señal de localización de la ley de transmisión concentró una gran cantidad de generación solar fotovoltaica en el norte grande, excediendo por mucho la capacidad de transmisión entre la zona norte y la zona central, que tiene como consecuencia un vertimiento creciente y costos marginales cero en muchas horas de generación solar. No obstante, este copamiento de la transmisión ha operado como señal de localización tardía, por lo que la mayoría de la nueva generación variable se está instalando directamente en la zona central.

El proyecto de ley de transición energética se ha justificado en que, con los instrumentos regulatorios de mercado vigentes, no se lograría cumplir las metas definidas en la Política Energética Nacional. Los problemas que pretende resolver son mejorar los ingresos de las empresas generadoras con pérdidas económicas, agilizar el desarrollo de la transmisión, acelerar la introducción de sistemas de almacenamiento y privilegiar la operación de las energías renovables.

Para ello, incorpora medidas que intervienen la regulación vigente tanto en la metodología de desarrollo como en la operación, lo cual necesariamente tendrá consecuencias importantes en los actores vigentes, principalmente entre los clientes, quienes asumirán todos los costos.

La intervención más evidente es la definición de un límite a los ingresos tarifarios que se considerarán normales. Los ingresos tarifarios sobre este límite se reasignarán a generadores renovables que presentan pérdidas financieras. El efecto neto será que los clientes asumirán como costo adicional toda la reasignación de ingresos a las centrales. Esto es similar a la lógica de la ley PEC 2 que hace recaer en los clientes libres la mayor parte del subsidio a los clientes residenciales.

Para el desarrollo de la transmisión se incorpora la calificación de líneas estratégicas y viabilizar el desarrollo de otras que se calificarán de urgentes, las que se podrán desarrollar salvando los criterios de evaluación económica sistémica que se usa en los planes normales de planificación de la transmisión.

La ley define una licitación para sistemas de almacenamiento por 2.000 MW, cuyo costo será traspasado a los clientes en el cargo único, similar al costo de transmisión. En noviembre de 2022 entró en vigencia la ley 20.550 que define a los sistemas de almacenamiento como activos de libre instalación, los que se remunerarán con sus ingresos por potencia firme y arbitraje temporal de precios de energía. Ambas definiciones son, en sí, contradictorias.

Se añade como nuevo criterio de despacho la operación baja en emisiones, el que deberá ser considerado en conjunto con los principios de seguridad y de operación más económica. Actualmente, con dos criterios, se selecciona el despacho más económico que cumple con los criterios de seguridad, que son definidos como condiciones de borde reglamentarias, como son el criterio n-1, servicios complementarios, niveles de cortocircuito, sistemas EDAG y EDAC, mínimos técnicos, entre otros.

La incorporación de despacho bajo en emisiones ya sea como un costo variable adicional o como una condición de borde, actuará como limitante que condicionará las unidades que estarán en operación, lo que afectará el costo del despacho y los niveles de seguridad y resiliencia del sistema.

No parece razonable que, para acelerar las metas de descarbonización se definan acciones específicas que alteren la regulación del mercado eléctrico con cargo a los clientes, con consecuencias difíciles de prever, cabe recordar los efectos no deseados que tuvo la eliminación de la señal de localización para las centrales.

A futuro podríamos esperar que, si no se fueran cumpliendo las metas de desarrollo de hidrógeno verde, se optará por liberar a esa industria de los cargos sistémicos y de transmisión a sus retiros, traspasando nuevamente su costo a manera de subsidio a los clientes.

* Artículo elaborado de manera exclusiva para Revista Nueva Minería y Energía por Juan Manuel Contreras Sepúlveda, gerente general de CT Energía y ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE).