El Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) de la Universidad de Chile lanzó un informe sobre recomendaciones regulatorias para la descarbonización de la matriz eléctrica chilena, encargado por el Ministerio de Energía.
Una de las propuestas más relevantes es el rediseño de las licitaciones de suministro, para considerar contratos a corto, mediano y largo plazo mediante un portafolio de proyectos capaces de cubrir toda la demanda con distintos tiempos de inicio.
“Se permitiría optimizar el momento en que se realiza la subasta, buscando que la compra se realice cuando existan mejores condiciones de mercado y evitando esperar a encontrarse próximo al vencimiento de los contratos para realizar una nueva subasta”, señala el archivo.
“Para asegurar que los contratos adjudicados estén alineados con los objetivos de la transición, se propone incluir, en los criterios de asignación, metas de reducción de emisiones y cuotas de generación renovable”, añade.
Asimismo, se aconsejó reconocer en el mecanismo de casación los costos y beneficios sistémicos asociados a nuevos proyectos de generación para contratos de mayor duración mediante:
Casación en base a un software que seleccione ofertas vía requerimientos operacionales del sistema, como por ejemplo límites de transmisión o restricciones asociadas a la flexibilidad.
Inclusión de reglas simplificadas en la casación, de modo de dar mayor ventaja a proyectos con un perfil de generación estable o con capacidad de almacenamiento, u ofertas por zona de la red.
Y cabe recordar que en la última licitación de suministro, en la que Enel se consolidó como la gran ganadora al adjudicarse los 3600 GWh subastados a un precio de USD 56,679 MWh, hubo incentivos a la presentación de ofertas mediantes medios de almacenamiento y de generación renovable con capacidad de regulación
Aunque a pesar de los resultados y de que se volvió a adjudicar toda la energía licitada, desde el sector remarcaron una serie de trasfondos que derivaron en la baja competitividad de players y ofertas de la convocatoria, por lo que dejaron la puerta abierta a cambios para el futuro.
Por otro lado, el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería recomienda mayor contribución de los recursos energéticos distribuidos (DER) en la demanda, generación y almacenamiento, mediante su participación en mercados mayoristas de energía, mercado de servicios complementarios y de potencia firme, como también por contratos bilaterales con distintos agentes del sistema.
“Para que los DERs puedan prestar efectivamente los servicios descritos, se propone definir la figura del agregador, cuyo objetivo es operar de una forma costo-eficiente los retiros y/o inyecciones de los diversos recursos distribuidos”, aclara el informe.
Además, el ISCI plantea la incorporación de los DER en la metodología de planificación de la transmisión nacional y zonal, a fin de evaluar su complementariedad así como la necesidad de posibles expansiones zonales para permitir aumentos en las inyecciones o retiros.
Con una regulación correspondiente, dichas inversiones serían remuneradas por los usuarios, tanto demanda como generación distribuida, que se vean beneficiados por ellas.
“Esta consideración es crucial, ya que bajo el sistema tarifario actual donde solo la demanda remunera las obras de transmisión zonal, las expansiones motivadas por la generación distribuida podrían incrementar desproporcionadamente las tarifas, generando una situación desfavorable para el usuario final y creando un posible subsidio cruzado”, subraya el documento.
Más cambios en la transmisión
El reporte del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería también poco foco en la posibilidad de descoordinación entre los desarrollos en generación y transmisión, que potencialmente producen zonas de oferta excesiva que repercute negativamente en el estado financiero de los participantes del sector, debido a la reducción de precios en el mercado spot y altos vertimientos renovables.
Por tal motivo es que propone abordar el dilema mediante la integración de tres elementos:
Implementación de Derechos Financieros de Transmisión (FTRs) que, en sinergia con los Acuerdos de Compra de Energía (PPAs), facilitan una cobertura financiera más eficaz para los generadores.
La aplicación de una tarificación basada en los beneficiarios.
Un régimen de inversiones en transmisión más flexible que permita obras que promuevan los agentes.
“Un aspecto relevante de la propuesta es que el peaje sea establecido ex-ante, es decir, que no dependa de la operación real para cada año en particular y que se mantenga fijo por un período razonable, de manera de reducir la incertidumbre asociada a dichos pagos”, resalta.
“Asimismo, se plantea la creación FTRs, permitiendo a los generadores contar con instrumentos de cobertura que mitiguen el riesgo de congestión. Estos contratos se establecen para dos puntos específicos en la red y para una capacidad determinada (en MW) y otorgan al titular el derecho a recibir un pago equivalente a la diferencia de precio de energía entre el punto de origen y el punto de destino, según la capacidad definida en el contrato”, explica.
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