Las generadoras están mostrando preocupación por el efecto y los costos extras que está implicando la mayor presencia de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), lo que se espera aumente en los próximos años.
A comienzos de octubre, Engie, la mayor generadora del Norte Grande, envió una carta al Centro Económico de Despacho de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) manifestando su preocupación por el incremento en el número de partidas y detenciones en sus unidades carboneras U12 y U13 de la Central Tocopilla durante los últimos meses. La firma sostuvo que estas unidades han funcionado durante 33 años y fueron diseñadas para operar en carga base.
"Junto con el mayor desgaste y deterioro de las unidades, es importante mencionar que el aumento de partidas-paradas eleva sus costos de mantenimiento, disminuye su confiabilidad y reduce la vida útil de las máquinas", sostuvo la eléctrica en el documento, preocupación que tendrían otras compañías que habrían también consultado en el Sistema Interconectado Central (SIC).
El ingreso de las energías solar y eólica a la matriz energética ha implicado que las generadoras de base deban adaptarse a la intermitencia de estas nuevas fuentes de energía, lo que podría impactar sus ganancias.
Así lo advierte también un reporte de la consultora Systep que concluyó que la "variabilidad e incertidumbre" de las ERNC impactan directamente en la operación del sistema, en especial en las unidades termoeléctricas.
¿El motivo? La intermitencia de inyecciones de energía implican un mayor requerimiento de ciclos de encendido/apagado durante las noches y detenciones durante el día, "lo que podría traducirse en un aumento de los costos variables no combustibles (CVNC) para estas plantas".
Otro aspecto que revela el informe es que debido a los ciclos de operación de las centrales a carbón, se ven obligadas a operar a un mínimo técnico cuando las inyecciones de las ERNC son máximas, sobre todo en la parte norte del Sistema Interconectado Central (SIC), como el caso de la Central Guacolda 1 de AES Gener.
Según el estudio esta flexibilidad está generando a las unidades termoeléctricas "una merma en sus ingresos por energía y un aumento de los mantenimientos de dichas tecnologías, incrementando sus costos".
La duda además es cómo se compensará económicamente esta situación, lo que debería resolverse -apuntan- en la discusión del nuevo reglamento de servicios complementarios en el marco de la Ley de Transmisión.
Claudio Seebach, vicepresidente ejecutivo de Generadoras de Chile, asegura que "es una discusión que tenemos que tener y vamos a tomarnos un buen tiempo la industria completa. Especialmente el regulador tiene que conducir un diseño e implementación".
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, dice que las generadoras en este momento tienen la posibilidad de declarar esos mayores gastos como parte de sus costos variables no combustibles, por lo que no es necesario ajustes.
"A nosotros nos llama mucho la atención que hasta el momento no hayamos visto que ninguna central lo haga. Lo cual significa que o no tienen el costo o por alguna razón no les acomoda esta forma de declararlo", asegura. "Creo que se está haciendo un poco de tormenta en un vaso de agua en este tema", añade.
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