Costos sistémicos y las licitaciones de energía regulada

Los costos sistémicos se han incrementado coincidentemente con la incorporación masiva de centrales eólicas y solares FV. Con su traspaso directo a las cuentas de los clientes, según un cargo adicional al precio de la energía, los generadores no tendrán incentivos a reducirlos.

Por Cristián Marcelo Muñoz

Las bases de las recientes licitaciones de energía regulada permiten que los generadores trasladen explícitamente, como un cargo adicional al precio de adjudicación, los costos sistémicos de la red¹. Esos costos son asignados por el Coordinador entre los generadores que tienen contratos de suministro, los que deben retirar energía desde el Sistema Interconectado para abastecer a sus clientes, de modo que, mientras mayores sean los retiros, mayor será la proporción que les corresponderá.

Entre los costos sistémicos, se cuentan aquellos que se originan en la operación inflexible de las centrales termoeléctricas, en la literatura especializada denominados como costos no convexos, y cuya principal partida es el costo del combustible de las operaciones forzadas. Estas últimas se originan en la necesidad de mantener encendidas las centrales termoeléctricas en sus mínimos termodinámicos, aun cuando se esté vertiendo generación renovable, así podrán estar disponibles para abastecer la demanda cuando la generación eólica y solar FV no sea suficiente.

Adicionalmente, entre estos costos, se agrega la estabilización del precio spot a los generadores de pequeña escala: PMG y PMGD. En particular, los generadores solares FV de pequeña escala, reciben un precio estabilizado un par de veces el costo eficiente de estas centrales, a pesar de que se vierte energía y el costo marginal sea nulo durante las horas con luz solar.²

Con todo, los costos sistémicos han aumentado de manera coincidente con la mayor generación eólica y solar FV.³ En diciembre de 2023, llegaron a USD 113 millones, cuando la generación solar y eólica representó el 32% de la demanda del Sistema Interconectado de ese mes.

La magnitud de los costos sistémicos depende, en gran medida, de las gestiones que los propios generadores termoeléctricos realicen para flexibilizar la operación de sus centrales: mínimos técnicos, costos y tiempos de arranque y parada, número de arranques por día o por semana y restricciones ambientales, entre las más relevantes. Sin embargo, la regulación no les entrega mayores incentivos, pues los costos de la generación forzada de estas centrales, les son remunerados íntegramente. Tampoco hay incentivos a que aumenten los presupuestos de sus mantenimientos y así aumentar la flexibilidad de su operación. Aun peor, algunos de estos generadores tienen la misma posición comercial deficitaria en el spot, de modo que la generación forzada, que deprime los costos marginales, contribuye a abaratar sus compras de energía al resto de los generadores.

Los criterios de seguridad y calidad de servicio aplicados por el Coordinador y que no son sometidos a una previa evaluación costo-beneficio, también contribuyen a aumentar los costos sistémicos. Si bien, suena atractivo asegurar el suministro de electricidad con una alta probabilidad; en la práctica, se acompaña de mayores costos para los clientes, ya sea porque se requieren más líneas de transmisión, o bien, costosas operaciones forzadas. Justamente, el sentido de una evaluación económica es identificar el óptimo social entre seguridad y costos; sin embargo, estas evaluaciones fueron eliminadas con la dictación de la nueva Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio de 2019.⁴

En lo que se refiere a la actual licitación, de no existir la alternativa de trasladar directamente estos costos sistémicos al cliente, probablemente los mismos generadores se encargarían de estimarlos e incluirlos en su precio ofertado, ponderando los escenarios más desfavorables según sea su aversión al riesgo. Por el contrario, al traspasarlos directamente como un cargo adicional en la cuenta del cliente, los generadores no tendrán mayores incentivos a reducirlos, pudiendo actuar incluso como un acelerante en la llegada de nuevos generadores de energía variable no gestionable y con ello, contribuir a engrosarlos. Es así que, al no considerar estos costos en la evaluación financiera del suministro del cliente, energía igual de limpia, pero con menores costos sistémicos quedará postergada. Por el contrario, al dejar el riesgo del lado de los generadores, éstos preferirán instalar tecnologías que no aumenten los costos de la red, y estarán muy atentos a que las decisiones del Coordinador sean las óptimas para el Sistema Interconectado.

Un ejemplo de los problemas que conllevan los cargos adicionales al precio de la energía, se puede encontrar en la Ley de Transmisión de 2016. Dicha ley, al traspasar directamente los costos de transmisión a los clientes, fomentó la sobreoferta de plantas solares en el norte del país, con importantes vertimientos en su producción, aumentos en los costos sistémicos y una significativa presión en la construcción de más líneas en el Sistema Interconectado.

Así, antes de optar por trasladar directamente estos cargos a los clientes, el regulador debe demostrar que la medida contribuye a lograr un menor costo en el suministro que pagará el cliente. En su defecto, se pueden explorar otras soluciones algo más novedosas, tales como: trasladar, al menos en parte, los costos no convexos al costo marginal, o bien, modificar la regla de asignación de estos costos entre los generadores según algún criterio de correlación.

Notas

1. 1. 1. Resolución Exenta N°47 del 9 de febrero de 2024 que fija las bases de la Licitación de Suministro 2023/01.
      2. C. Muñoz, Vertimientos y los costos de la estabilización de los generadores solares FV de pequeña escala, Breves de Energía , febrero de 2024. C. Muñoz, Vertimientos de energía renovable y los costos del Precio Estabilizado que reciben los pequeños generadores, Breves de Energía , noviembre de 2023. C. Muñoz, Generadores solares de pequeña escala: Costo Nivelado vs. Precio Estabilizado, Breves de Energía , agosto de 2023.
      3. Este fenómeno se conoce como “duality gap”, en donde la entrada masiva de generación renovable variable deprime los precios spot, y aumenta la generación termoeléctrica forzada, derivando en un aumento de los costos de los que el costo marginal no da cuenta. PSR, F. Wolak, J. Inostroza y Breves de Energía, Identificación y Propuestas de Mecanismos para Recuperación de Costos Fijos de Operación, estudio Asociación Gremial de Generadores, septiembre de 2020.
      4. Un ejemplo, es el caso de la ampliación del sistema de transmisión del sur, donde el criterio de seguridad implementado por el Coordinador implicó la generación con centrales a diésel por casi un año con costos adicionales por sobre la solución óptima de más de USD 70 millones y costos marginales varias veces superiores al precio al cual los generadores suministraban sus contratos de energía regulada en esa zona; lo curioso es que el trabajo de ampliación no costaba más de USD 10 millones y tras constantes atrasos no ha podido ser terminado. Mayores detalles se pueden encontrar en la presentación de Cerro Dominador en la discrepancia N°26 de 2023.

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