Unidad de Competencia del Coordinador Eléctrico y propuesta de cambios en tarificación de renovables: "Alteraría el equilibrio competitivo del mercado"

El debate en torno a la eventual modificación en la tarificación de las energías renovables no da tregua. A la posición que han tomado empresas y asociaciones gremiales, se sumó un nuevo actor, el que hasta el momento no se había pronunciado. Un informe de la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) -instancia que reporta al Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico- da luces de cómo se ve un potencial cambio en el organismo que supervisa la operación del sistema, al menos desde la vereda de la competencia.

En medio de un extenso documento de 129 páginas, junto con entregar una visión general del estado del mercado eléctrico a diciembre de 2022, profundiza esta vez en la propuesta de un grupo de firmas al Ministerio de Energía de modificar la normativa en cuanto a incorporar a las unidades que operan a mínimo técnico en el cálculo del costo marginal del sistema eléctrico nacional. Esto, según las firmas que buscan la modificación, para reducir la subinversión en unidades generadoras basadas en energías renovables y aminorar el riesgo de que nuevas compañías generadoras caigan en insolvencia económica.

“Es falso que un mercado marginalista con precios nodales como el actual desincentive la inversión en centrales renovables”.

Aunque no se cuestiona el diagnóstico que levanta la propuesta -a juicio de la UMC- el cambio que se propone a la definición del costo marginal en el DS125/2017 originaría “un incremento injustificado en el costo de inyecciones y retiros”. Más aún, agregan, “entregaría rentas ‘inframarginales’ a centrales que por eficiencia económica no deberían recibirlas”. Esto, explican, debido a que el equilibrio de un mercado competitivo y eficiente lo establece quien provee un MWh adicional para satisfacer la demanda, “lo que a todas luces no corresponde al costo de las centrales que generan a un mínimo técnico”.

Y sentencian: “Es falso que un mercado marginalista con precios nodales como el actual desincentive la inversión en centrales renovables. Lo que hace, al reflejar la verdadera escasez o abundancia de recursos en cada nodo, es señalizar la necesidad de inversión en energías renovables que tengan la capacidad de inyectar 24 horas, ya sea incorporando baterías o invirtiendo en tecnologías diferentes a la fotovoltaica”.

La UMC profundiza en que los períodos de mayor estrechez se producen en horarios no solares, por lo que -aseguran- efectivamente existe una subinversión, pero no en centrales solares, sino que en medios de almacenamiento u otro tipo de tecnologías que permitan generar 24 horas y aportar a la generación segura del sistema. Lo anterior, ya que, incluso si el sistema de transmisión permitiera la inyección si recortes de energía renovable, los escenarios de estrechez en períodos no solar seguirían sucediendo.

Antecedentes

Más allá de eso, en el análisis que expone la UMC también se comparte que hubo propuestas similares en otras latitudes que han advertido efectos relevantes. Por ejemplo, se recoge la experiencia de la Unidad Independiente de Monitoreo de Mercado (Monitoring Analytics) frente a una idea uno de los operadores regionales de Estados Unidos (PJM) en que se estimó que ello derivaría en un aumento de -al menos- un 15% en los precios del mercado de energía. 

Y, además, se considera en el análisis lo emanado del Informe de la Mesa de Corto Plazo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) -que fue gatillada por la insolvencia de firmas de energías renovables- en que se señala que, respecto a permitir que las unidades generadoras que operen fuera del orden económico marquen el costo marginal del sistema para reducir los pagos laterales, se generaría una distorsión en la señal de precios que busca representar la operación del sistema.

Así, dada la experiencia comparada y luego de analizar la situación nacional, la UMC concluye en esta materia que “se estima que una medida como la planteada alteraría el equilibrio competitivo del mercado”. 

Las recomendaciones

Como es habitual, el Informe de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico 2022 entrega sus recomendaciones, las que en esta oportunidad en general van en línea con informes anteriores. Entre las siete ideas que se plantean, se apunta al tránsito a mercado de subastas vinculantes de energía, realizar las modificaciones correspondientes para que los responsables de efectuar las licitaciones de obras de ampliación y la elaboración de las respectivas bases del proceso contenidas en los decretos de expansión sean las empresas transmisoras propietarias de las instalaciones sujetas a ampliación; y la incorporación de nuevos servicios complementarios.