Un giro dio el lunes el debate en torno a la flexibilidad del sistema eléctrico cuando el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, anunció que más que un proyecto de ley sobre el tema –como fue el plan inicial del gobierno-, se debía pensar en una estrategia más general, convocando a una comisión asesora para presentar propuestas dentro de tres meses.
Previo a esto, la consultora Valgesta había realizado en junio un estudio –encargado por Colbún- para determinar si el sistema estará en condiciones de operar eficientemente en el largo plazo dada las nuevas condiciones de mercado que involucran una alta penetración de energía renovable variable (ERV).
Si bien para el corto plazo el sistema no presenta riesgos, sí comienzan a aparecer ciertos signos de inflexibilidad después de 2025, asegura la consultora. Según los análisis, la generación eólica y solar seguirá en aumento, por lo que las rampas de demanda neta de subida o de bajada que el sistema deberá administrar a futuro podrían aumentar al triple o cuádruple en 2030 con respecto a lo que se tiene hoy.
Por ejemplo, según las simulaciones de la consultora, una semana de noviembre de 2030, la máxima inyección de fuentes de ERV alcanzaría un 66% del total, versus un 26% que se observó el año pasado en la misma fecha.
Por esto, según la consultora, cualquier solución que se encuentre hoy en base a la regulación actual es insuficiente, por lo que es importante dar las señales que permitan asegurar las inversiones que sean capaces de entregar este atributo al sistema.
El documento, que fue dirigido por el director y socio fundador de Valgesta Energía, Ramón Galaz, plantea que estas señales económicas debiesen estar alojadas en alguno de los actuales mercados, ya sea en el de capacidad o servicios complementarios, o bien, en uno nuevo.
“Existe la posibilidad de generar los incentivos para asegurar la flexibilidad del sistema, incorporando señales en los mercados ya existentes o bien en otro distinto, realizando las adecuaciones necesarias para ello”, sostiene.
Concentrándose en el mercado de capacidad, se recomienda revisar la metodología con que se calcula la potencia de suficiencia para evaluar la conveniencia de incluir señales en este precio que permitan el desarrollo de inversiones que presenten el atributo de flexibilidad al sistema.
Además, se recomienda analizar la conveniencia de crear nuevas señales de precio como complemento, con el objeto de que se invierta en tecnologías flexibles.
“Hoy hay una sola señal de precio para la capacidad, que es el precio de potencia de suficiencia. Probablemente habría que revisar ese precio y eventualmente abrirlo, lo que en la práctica significa crear otras señales de precio asociadas a capacidad”, explica Galaz.
En cuanto al mercado de servicios complementarios y rampas flexibles, se recomienda hacer una revisión profunda respecto de cuál sería el mejor tratamiento para estos conceptos, que permitan tener puestas en marcha ágiles.
“Lo que hay que hacer es un correcto dimensionamiento de los costos que implica la flexibilidad y la correcta asignación de los costos. Hoy creemos que el mercado de servicios complementarios no es preciso, ni súper claro, respecto de la asignación de los costos”, agrega el experto.
La consultora asegura que la regulación debiese abrir las puertas a un nuevo mercado, el de la flexibilidad, donde se habilite la entrada a nuevos agentes, tanto desde la oferta como desde la demanda, y también permita ofrecer servicios con nueva infraestructura para evitar que la solución a futuro sea operar con plantas diésel, que son más ineficientes y contaminantes.
Galaz cree hacer esto último no implica una gran reestructuración legal. “Sí hay que generar ciertas habilitaciones de la ley de manera que a futuro el regulador pueda implementar soluciones que sean eficientes y que la ley actual no se transforme en una camisa de fuerza para dar respuesta a la flexibilidad”, dice.
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