Por Cristián Marcelo Muñoz
La generación con fuentes renovables distribuidas en las redes eléctricas ha crecido de manera importante en estos años. En Chile, el precio estabilizado ha sido el mecanismo tras de esta sostenida expansión.
Desde hace quince años Chile ha promovido la entrada de centrales de energía renovable (ER). Con este fin, desde 2004 se han aprobado leyes, que en base a diferentes mecanismos, han impulsado la entrada de este tipo de fuentes.
Entre estos mecanismos destacan las leyes explícitas que fijan cuotas de energía renovable, la exención del pago por uso de los sistemas de transmisión, la opción para que los pequeños generadores puedan acceder a un precio estabilizado, y la definición de bloques horarios en las licitaciones de las distribuidoras.
Si bien todos estos mecanismos fomentan la entrada de fuentes renovables, estos no son similares entre sí, pues pueden conllevar ciertas preferencias. Por ejemplo, la exención del pago de peajes por el uso del sistema de transmisión, favorece más bien a las fuentes de ER lejanas de los centros de consumo. Al traspasarse directamente a los clientes el costo de las nuevas líneas, estos generadores no perciben el costo asociado a la solución de transmisión asociada a su proyecto.
La opción de acceder a un precio estabilizado (PE), por su parte, es un estímulo a los pequeños generadores, los que normalmente están sumergidos en las redes eléctricas. El efecto del PE es similar al de vender su energía en un contrato financiero de suministro, permitiéndoles acceder a financiamiento para sus proyectos que de otro modo difícilmente podrían lograr.
Si bien en la actualidad los pequeños generadores suman cerca de 1.000 MW, 4% del total de la capacidad en el sistema, sólo poco menos de la mitad ha tomado la opción de vender su energía a un PE. Las centrales solares fotovoltaicas (FV) representan el 74% de esta capacidad, el 21% son pequeñas hidroeléctricas, y el restante 6% proviene de centrales eólicas y térmicas. Más del 60% de esta capacidad se ha sumado al sistema desde enero de 2017, principalmente, centrales solares fotovoltaicas. El explosivo aumento de centrales solares se debe al bajo precio de los paneles solares de procedencia China, y no es sólo novedad en Chile.
Entre enero de 2017 y febrero de 2019, prácticamente el 90% de la energía generada bajo la opción del PE provino de centrales solares FV y pequeñas hidroeléctricas, casi en partes iguales. En ese período, el costo de mantener un PE alcanzó a US$8 millones en valor presente, 0,06% de las ventas totales de electricidad del sistema. En perspectiva, este costo equivale a un cargo de US$0,05 por cada megavatio-hora — 0,03 pesos por cada kilowatt-hora — consumido en el sistema, un 5% del cargo asociado a la operación de las centrales termoeléctricas en sus mínimos técnicos operacionales y sólo un 3,5% del cargo asociado a la línea que interconectó los sistemas Norte y Central.
El mayor costo de esta política se explica porque el PE ha estado en promedio por encima del precio mayorista del sistema, costo marginal de la energía. Sin embargo debido a la mecánica del cálculo de este precio, que da cuenta con cierto retardo de la dinámica de los contratos de suministro existentes en el mercado, debería esperarse que en la próxima década ambos precios converjan.
Puesto que los generadores, en su condición de comercializadores de energía, asumen el costo o beneficio de las diferencias entre el PE y el precio del mercado mayorista, en este período, el 70% del costo de la política fue absorbido, en diferentes proporciones, por Enel, AES Gener, Colbún y Engie. Sin embargo, el traspaso de este cargo al cliente final dependerá de la política contractual que tenga cada generador.
Por otra parte, en los dos últimos años, la energía generada por estas centrales habría desplazado un millón de toneladas de CO2 a un costo de 6 dólares por cada tonelada de CO2 reducida, por encima del costo que habría implicado abatir estas emisiones con centrales renovables de gran escala.
Como sea, si bien, las ER contribuyen a que Chile pueda cumplir con las reducciones de CO2 comprometidas en París, éstas deben ser las de menor costo para el país. Así, el costo de las reducciones de CO2 asociadas al PE debe compararse con el costo de otras políticas de fomento a las ER.
Sin embargo, una comparación correcta requiere precisar los costos asociados a la incorporación de cada una de las fuentes de ER. Por ejemplo, los grandes generadores eólicos y solares FV que se conectan en la zona norte del país, podrían ser menos costosos, por unidad de potencia instalada, que la generación con esas mismas tecnologías pero distribuida en las redes eléctricas, sin embargo, requieren de importantes inversiones en líneas de transmisión. Por otro lado, debido a su volatilidad, estas centrales requieren de costosos respaldos termoeléctricos, mientras que la generación hidroeléctrica, solar de concentración, y geotérmica, podría requerirla en menor medida.
Sólo al considerar en una evaluación todos estos costos se podrá identificar cuál es la ER que permite lograr las reducciones más eficientes para el sistema, y en consecuencia la política de fomento más apropiada para el país.
*Fe de errata: en la versión de esta columna publicada el 30 de abril se reportó erróneamente que el costo equivalía a un cargo de US$ 0,5 por cada megavatio-hora. Este valor se corrigió por US$ 0,05 por cada megavatio-hora, que es el valor correcto según se reporta en el estudio de BdE.
El estudio completo lo puede encontrar en la Librería BdE.
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2 Response Comments
El análisis reconoce un mayor costo del PE pero la razón indicada es sólo parcialmente correcta pues esconde un problema cuando se aplica el mecanismo a los PV. Efectivamente, el cálcuo actual de precios marginales se hace sobre la base de promedios de 24 y no en las horas cuando efectivamente inyectan estas fuentes. Esta es la falla principal del PE, ocasionando un subsidio, no contemplado en la ley que da origen al mecanismo.
Así, el subsidio al PV, da una señal de escasez artificial para ofertar energía en horario diurno lo que ya está causando problemas en algunos nodos además de la transferencia permanente de recursos que la ley nunca contempló.
El subsidio es de tal magnitud que ha dado origen a una industria que busca aprovecharlo (ej. torcerle la nariz a la ley fraccionando los proyectos para cumplir el umbral de 9 MW), mantenerlo y justificarlo. Así el hecho que, como muestra el artículo, su efecto sobre el sistema es aún “menor” debe corregirse cuanto antes. Esperar sólo hará más difícil resolver el tema (como lo demostraron las “primas” en España).
Sobre la justificación de un subsidio, si es que se logra demostrar su atractivo, sería materia para un nuevo proyecto de ley pues, reitero, el actual que da origen al PE, no lo contempla.
En resumen es relevante para la sustentabilidad y equidad del sistema una corrección técnica en línea con lo planteado por la autoridad.
Estimado Ian
Efectivamente, el PE al estar basado en el Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP), es un valor que no entrega una señal horaria. Esta situación, como bien señalas, puede implicar que las centrales que operan en un conjunto de horas con precios deprimidos, se vean más favorecidas que otras. Si bien, esta situación puede existir, creo que no es un equilibrio de largo plazo. Por un lado, estadísticamente la congestión del sistema ha desaparecido después de un tiempo ― véase Díaz, Galetovic y Muñoz, 2015 ¿Qué tan congestionado está el sistema de transmisión troncal?― y por otro, por construcción, el PNCP y el costo marginal del sistema en el largo plazo deben converger. De modo que la atenuación en el tiempo de ambos factores debería llevar a una reducción del incentivo del PE, por sobre el costo marginal, en el largo plazo.
Sin embargo, el punto principal del artículo es mostrar la magnitud del costo del PE y la cantidad y costo de las emisiones desplazadas. El artículo no se hace cargo de responder si el PE ha sido un mecanismo eficiente en atraer a la ER de menor costo, lo que me parece es el trasfondo de tu planteamiento – muy válido a mi parecer-. Me parece que para responder esta pregunta, primero se deben sincerar los costos y beneficios asociados a todas las ER, ya sean éstas lejanas o distribuidas en las redes, o bien, sean ésta de generación despachable o no. Al hacerlo, se podrá determinar cuál es la ER que permite las reducciones costo-eficiente para el sistema, y por defecto, cuál es el mecanismo más idóneo para su fomento.
Gracias por tu comentario.