La economía de la generación distribuida

Desde hace algunos años la generación distribuida (GD), en particular la basada en recursos renovables, ha empezado a proliferar, entregando opciones de suministro de energía cercanas a los consumos, como una alternativa a la generación concentrada de gran escala, la cual requiere caras y cada vez menos aceptadas redes de transmisión y distribución.

La GD tiene la capacidad de entregar los mismos servicios que puede prestar una solución centralizada. Adefarati y Bansal (2016), y Anaya y Pollitt (2014) describen con detalle los beneficios de la GD, en los voltajes de la red, reducción de las pérdidas en las líneas, seguridad de suministro y provisión de servicios complementarios.

El valor que tiene para sistema eléctrico la localización de la GD no es despreciable, por ejemplo, Burger, Jenkins, Huntington, y Pérez-Arriaga (2019) reportan que para el sistema de Long Island, en Nueva York, la GD de menos de 2 MW podría implicar un beneficio promedio de 9,5 dólares por cada megavatio-hora inyectado al sistema, llegando a 70,8 dólares. El rango es muy amplio, pues los beneficios de la GD dependen de una serie de factores, entre ellos las características de los generadores, los que pueden ser centrales fotovoltaicas, eólicas, o motores de respaldo. Pero, también dependen de las características de la demanda, de los recursos renovables locales y de la configuración de la red.

La integración de GD, en particular en redes de distribución, no ha estado exenta de detractores. Una de las críticas que se suelen hacer a la GD es que termina siendo regresiva, es decir, encarece las cuentas de electricidad de los clientes más modestos¹. Por su parte, la instalación masiva y desordenada de estos generadores también puede ocasionar problemas en las redes de bajo voltaje.

Con todo, la verdadera magnitud de los beneficios de la GD no es fácil de cuantificar, en gran medida, debido a la socialización de los costos de la red que termina por ocultarlos. Este dilema explica por qué los reguladores no han sido exitosos en justificar estímulos o soportes regulatorios adicionales, por encima a los que ya acceden las soluciones centralizadas de energías renovables (ER).

Chile también está enfrentando esta problemática. En nuestro país, la GD abarca principalmente a los generadores con potencia conectada al sistema menor a 9 MW, los que pueden optar por vender toda su energía a un precio estabilizado (PE). Si bien, el autoconsumo, regulado a través de la ley N°20.571, también es una modalidad de GD, según Muñoz (2018) su impacto ha sido más bien modesto.

En el caso de la GD que puede optar a un PE, la ley fue establecida en 2004 y tanto las definiciones como la fórmula de cálculo quedaron escritas en los decretos supremos N° 244 y 101, de 2005 y 2015 respectivamente². Si bien, la normativa no exige que la GD provenga de ER, el mecanismo de PE ha incentivado principalmente a las inversiones en centrales solares fotovoltaicas y pequeñas hidroeléctricas.

Para un generador de menor tamaño, el PE tiene un efecto similar al de vender su energía en un contrato financiero de suministro, ya que elimina la variabilidad del precio, reduciendo la incertidumbre en los ingresos y entregando un flujo de caja más estable y predecible en el tiempo. Al evitar la volatilidad e inestabilidad de las ventas de energía al precio mayorista del sistema, los inversionistas pueden acceder a un financiamiento más barato para sus nuevos proyectos de generación.

El PE se calcula en función del precio medio de mercado de los contratos de suministro existente entre clientes y generadores (PMM), al cual se aplica un factor de ajuste, que depende de la diferencia porcentual entre el PMM y la proyección esperada del costo marginal del sistema (CMg). Este último es el precio al cual se valorizan las transacciones spot de energía entre generadores. La idea es sencilla, cuando el PE está por encima del CMg, el generador que se acoge al PE recibe ingresos adicionales desde el sistema, y los devuelve en caso contrario³.

Sin embargo, entre enero de 2017 y febrero de 2019, el PE estuvo en promedio un tanto por encima del CMg implicando, aunque leve, un costo para el sistema. La causa es que el PE da cuenta del costo promedio de suministrar un consumo 24×7 con los contratos ya existentes, firmados principalmente antes de 2015, y que reflejaron la escasez en la oferta de generación en ese período. En contraste, en los últimos años, el precio spot del mercado ha caído fuertemente debido a la abundante llegada de centrales de ER, y en alguna medida por la operación obligada de algunas centrales termoeléctricas, ya sea porque deben operar en sus mínimos técnicos operacionales, o bien por disponer de gas inflexible. Como resultado, el PE implicó un leve costo para el sistema, equivalente al 0,06% de las ventas totales de electricidad, US$0.05 por cada megavatio-hora demandado en el sistema⁴. El temor de que este costo escale, llevó al Ministerio de Energía a plantear un rediseño del mecanismo de cálculo del PE.

La opinión del Ministerio es que el actual PE al reflejar un promedio diario, no representa adecuadamente las variaciones horarias de la generación y de los precios del sistema, fomentando la entrada de GD ineficiente. Para corregirlo, el Ministerio propone un nuevo PE que sería más representativo de la dinámica intradiaria del CMg. Así, la mecánica del nuevo cálculo es similar al método vigente, sin embargo en vez de usar un único valor para las 24 horas, se reportan valores por bloques de horas representativos de la dinámica del día.

Si bien la propuesta del Ministerio persigue atraer al sistema a los generadores más eficientes de ER, ésta conlleva el problema de que no reconoce los beneficios que la GD puede entregar al sistema, ni tampoco refleja correctamente el costo de transmisión de una solución centralizada equivalente, restando a la GD su principal ventaja competitiva: su localización cercana al consumo⁵. De este modo, la propuesta no es exitosa en entregar las señales adecuadas que lleven a que ambas soluciones de generación compitan en igualdad de condiciones.

En lo que sigue del documento explico el mecanismo actual de PE, la propuesta del Ministerio y sus potenciales inconvenientes.

Actualmente el PE de energía es igual al Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP), calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía (CNE), el cual resulta de comparar el Precio Básico de Energía (PBE) y Potencia (PBP), con el precio medio de mercado (PMM), que promedia el precio de los contratos de suministro vigentes entre clientes y generadores. El PBE se obtiene de la proyección de los CMg esperados de cada bloque en el horizonte de tiempo considerado por la CNE⁶.

Un esquema resumido del cálculo se puede ver en la figura 1. Sin pérdida de generalidad y para efectos explicativos, el día se ha divido en tres bloques de horas: madrugada, solar y noche y se ha supuesto que el CMg es inferior al PMM⁷.

A partir de los Precios Básicos de Energía y Potencia se calcula el Precio Medio Básico (PMB), que es un precio equivalente que suma ambas componentes en términos unitarios, y que debe encontrarse en una banda respecto del PMM. La magnitud de la banda dependerá de la diferencia porcentual entre el PMB y el PMM, la cual podría llegar hasta un 30% del valor del PMM. Una vez definido el tamaño de la banda, se ajusta, para cada barra, el PBE por un coeficiente único (factor ∝ en la figura 1), de modo que el precio equivalente de la facturación alcance el límite más próximo de dicha banda⁸. El PBE ajustado será el único PE para todos los bloques horarios⁹.

La nueva propuesta del Gobierno es bastante similar al actual cálculo, es decir, sobre la base de la proyección de precios de energía semestral de la CNE, y la comparación con el PMM, se calcula la misma banda, pero esta vez, el ajuste es aditivo y se aplica sobre los precios básicos de energía de cada bloque, resultando los precios estabilizados para cada bloque.

La diferencia es notoria, pues en la medida que el Precio Básico de Energía del bloque solar esté muy por debajo de los valores en los otros bloques, el nuevo precio estabilizado que enfrentarán las centrales solares estará por debajo del valor promedio que se calcula con la metodología actual.

La comparación correcta entre tecnologías requiere que todos los costos y atributos de cada tecnología sean reconocidos apropiadamente (figura 2). Por ejemplo, las grandes centrales solares en el norte, requieren de importantes inversiones en líneas para traer la energía hacia los centros de consumo. Si la construcción se atrasa algunos años, implicará que la generación con ER será reemplazada por generación a carbón más costosa y con daños permanentes en el clima^10,11.

Por otra parte, aunque la GD es más cara por unidad de potencia instalada, porque debido a su tamaño pierde ciertas economías de escala, su localización cercana a los centros de consumo conlleva beneficios en la red. Burger, Jenkins, Huntington, y Pérez-Arriaga (2019) identifican entre estos beneficios los menores costos en líneas, ya sea por menores inversiones o atrasos, las menores pérdidas en las líneas y un aumento en la confiabilidad de las redes de distribución. Para el sistema de Long Island, en Nueva York, reportan que la GD menor de 2 MW implica al consumidor un beneficio promedio de 9,5 dólares por cada megavatio-hora inyectado al sistema, pudiendo llegar a 70,8 dólares. En definitiva el valor que pueda tener la localización de cada generador distribuido, dependerá de la magnitud de los servicios específicos que proporcione en un lugar determinado de la red.

La variación en la magnitud de los beneficios que entrega cada generador distribuido, refuerza la importancia de tener un sistema de precios y tarifas que entregue las señales adecuadas para que estos generadores se ubiquen en donde más se necesiten.

Se suele señalar que el costo de transmisión es pequeño, sólo un par de dólares por megavatio hora. Esto resulta de repartir el costo de las nuevas líneas en toda la demanda del sistema. Sin embargo, si el mismo costo de transmisión es asignado sólo entre los generadores que efectivamente usarán estas nuevas líneas, el número es varias veces mayor¹².

El proyecto en corriente continua de la línea Kimal–Lo Aguirre de 3.000 MW, presentado por la CNE en 2018, es un buen ejemplo que muestra cuán grandes pueden llegar a ser estos costos, y que provocó que los clientes discreparan ante el Panel de Expertos respecto de la necesidad de su construcción. La finalidad de este proyecto era traer la energía de las centrales de ER del norte, principalmente solares. En su dictamen, el Panel comparó los costos de la nueva línea presentados por la CNE y el Coordinador (CEN), con su propia evaluación. Según se muestra en la Tabla 1, el Panel concluyó que dicho proyecto podría costar entre 1.306 y 1.788 millones de dólares (línea 1 en la tabla). La significativa diferencia en los valores llevó al Panel a dictaminar la conveniencia de atrasar el proyecto de transmisión.

Usando los valores de inversión reportados por el Panel de Expertos (2017), y asumiendo diferentes factores de planta de la línea, se puede calcular que el costo nivelado de la línea fluctuaría entre 10 y 26 dólares por cada megavatio-hora inyectado al sistema por el conjunto de las nuevas centrales de ER que se instalarían en el norte (línea 3 en la tabla 1). Si se consideran los costos por los atrasos en la construcción y el daño en el clima (línea 4), el costo nivelado de la línea estará entre 20 y 37 dólares por cada megavatio-hora transmitido (línea 5).

Si bien, la integración a un sistema eléctrico de GD puede traer beneficios al cliente, una instalación excesiva y desordenada podría no ser eficiente y traer efectos adversos en las redes eléctricas existentes¹³. Esta razón justifica la preocupación del Ministerio de Energía.

En el el caso de la GD que puede optar a un PE, la premisa del Ministerio es que precios estabilizados por bloques horarios frenarán un exceso ineficiente de GD, y hará caer las compensaciones que, en promedio, el último tiempo han favorecido a estos generadores. Si bien es evidente que los precios por bloques entregan señales de eficiencia, desafortunadamente la metodología del Ministerio, no considera adecuadamente los costos de transmisión asociados a la solución óptima de largo plazo, rival de la GD, ni tampoco da cuenta del beneficio de la localización de la solución distribuida¹⁴. Según he mostrado estos costos y beneficios podrían ser significativos y si el nuevo PE no da cuenta de ellos, la GD no competirá en igualdad de condiciones con la solución centralizada, postergando la entrada al sistema de generación eficiente.

Aunque la propuesta trata de corregir este problema aplicando un ajuste con un mecanismo similar al definido en la ley para el cálculo del Precio de Nudo de corto Plazo (PNCP), no quedan claras, o al menos la propuesta no lo reporta explícitamente, las ganancias de eficiencia que proporciona este ajuste al sistema.

[1] Anaya, K.L., M. G. Pollitt, 2014, Integrating Distributed Generation: Regulation and Trends in three leading countries, Cambridge Working Paper in Economics.

[2] Adefarati, T., y R. C Bansal, 2016, Integration of renewable distributed generators into the distribution system: a review, IET Renewable Power Generation, 10(7), 873–884.

[3] Banco Mundial, 2017, Carbon Pricing, disponible en https://www.worldbank.org/.

[4] Burger, S. P., J. D. Jenkins, S. C. Huntington e I. J. Pérez-Arriaga, 2019, Why Distrbuted? A Critical Review of the Tradeoffs Between Centralized and Decentralized Resources, IEEE Power & Energy magazine.

[5] Díaz, F., A. Galetovic y C. Muñoz, 2015, ¿Qué tan congestionado está el sistema de transmisión troncal? disponible en www.brevesdeenergia.com.

[6] Manitoba, 2018, Estudios Eléctricos y Desarrollo de Proyectos de las necesidades de expansión del Sistema de Transmisión del SEN, desarrollado para la Comisión Nacional de Energía de Chile, disponible www.cne.cl.

[7] Muñoz, C., 2019, Pequeños Medios de Generación Distribuida en Chile, disponible en www.brevesdeenergia.com.

[8] Muñoz, C., 2018, Net billing en Chile: Resultados poco auspiciosos, disponible en www.brevesdeenergia.com.

[9] Muñoz, C. y A. Galetovic, 2015, La economía de la red de transmisión en Chile, disponible en www.brevesdeenergia.com.

[10] Panel de Expertos, 2017, Dictamen N° 7-2018: Discrepancias sobre Plan de Expansión Anual de la Transmisión año 2017, dictamen preparado por el Panel de Expertos de Chile, disponible en www.paneldeexpertos.cl

[11] Wolak, F., 2018, The Evidence from California on the Economic Impact of Inefficient Distribution Network Pricing and a Framework for a Proposed Solution, Department of Economics Stanford University, California, disponible en https://web.stanford.edu.