Camino a la flexibilidad

[Editorial] La transición energética hacia un futuro descarbonizado y la masiva penetración de las energías renovables en el país nos han impulsado a liderar la realización de una serie de estudios que aporten en la estrategia y construcción de un mejor futuro energético.

Es así como durante el año 2017, un estudio encargado por la Asociación[1] estimó que la penetración de generación renovable en un escenario medio a 2030 podría llegar al 75%, con más de un 40% de esa energía renovable de carácter variable, solar fotovoltaica y eólica principalmente, lo que redundaría en importantes beneficios de menores costos totales de operación del sistema, a pesar de un incremento sustantivo de los denominados “costos de flexibilidad”.

En línea con el desafío de poder viabilizar y capturar los beneficios de una mayor inserción de renovables, la Asociación encargó en ese mismo tiempo otro estudio denominado “Diseño del mercado para gran participación de generación variable en el sistema eléctrico de Chile”[2]. Este estudio plantea una serie de propuestas regulatorias para el contexto chileno con el objetivo de garantizar la eficiencia del mercado en escenarios de elevada penetración de energía renovable variable y analiza los cambios legislativos y regulatorios que se requerirían para llevar a cabo estas propuestas.

Una de estas propuestas plantea soluciones para la recuperación de aquellos costos incurridos relacionados con políticas de operación orientadas a disponer, con los recursos existentes, de un sistema flexible para el mejor aprovechamiento de los recursos de generación renovable. Estos costos son considerados como fijos de operación, o no convexos en la jerga de optimización, para efectos de reflejarlos en la señal instantánea del costo marginal de energía, y por consiguiente son asumidos por quienes los incurren.

Esta investigación alcanza a plantear que el mercado chileno parece no contar de momento con un sistema eficiente de remuneración de los costos fijos de operación, tales como operaciones obligadas y costos de arranque y parada de unidades generadoras termoeléctricas[3]. Considerando la experiencia internacional, el estudio identifica dos maneras de remunerar estos costos: i) incluirlos en el precio marginal de la energía, o ii) reconocer estos costos aparte, sin afectar el costo marginal, a través de unos pagos conocidos como side-payments o make-whole payments.

Finalmente, el estudio recomienda no avanzar en una propuesta específica para Chile, pues una elección entre estos dos métodos requeriría un análisis mucho más detallado de cómo este problema desafía al mercado eléctrico chileno.

Por lo anterior, la Asociación durante el segundo semestre del 2019 encargó otro estudio, de alcance conceptual y teórico, para avanzar en la definición de aquel mecanismo de remuneración de estos costos que pudiera resultar más eficiente para el desarrollo del sistema eléctrico chileno[4].
Este nuevo estudio tuvo las siguientes etapas principales:
Revisión de la experiencia internacional en mercados relevantes, como CAISO, PJM, Texas, Inglaterra y Australia.
Identificación de aquellos costos originados por una operación flexible que tienen carácter de fijos para su tratamiento en la incorporación en los costos variables de operación.
Realización de un análisis conceptual, basado en teoría económica, que describe suficientemente el resultado de la aplicación de mecanismos para la recuperación de costos fijos de operación en un mercado regido por el modelo de precios marginalista.
Comparación cualitativa de los principales índices de operación de corto y largo plazo que resultan con la aplicación de los distintos mecanismos de remuneración de los costos fijos de operación que se analizaron.
Recomendación de un mecanismo, detallando la forma de implementarlo en el régimen regulatorio chileno y el periodo transitorio necesario para disminuir los posibles efectos económicos de corto plazo que ello significa.
En general, para evaluar las distintas alternativas el estudio analizó todos los enfoques en desarrollo a nivel mundial, identificando un universo de 8 más importantes, los cuales se sustentan en combinaciones de los dos principales identificados en el estudio del año 2017. Este análisis, junto con la teoría económica y de optimización de problemas complejos, además de confirmar que tales soluciones finalmente representan un proxis a la solución óptima, esto debido a los costos no convexos, concluye que la eficiencia de cada uno de estas alternativas dependerá de las características del mercado: nivel de competencia, mercado de ofertas o costos auditables, dimensión de las no convexidades y nivel de penetración de la energía renovable variables, entre otras, lo cual dificulta encontrar dicha solución eficiente, en particular para el sistema eléctrico chileno, con un análisis solo conceptual y teórico.

De esta manera, el estudio propone, adicionalmente a los alcances definidos por la Asociación, la necesidad de una evaluación del rendimiento relativo de cada alternativa basada en encontrar aquella que conduce a la expansión de menor costo para los consumidores asumiendo el reintegro total de los costos incurridos por los generadores (costos variables y no variables debido a la operación de las unidades generadoras).

Por otra parte, y en línea con los términos de referencia del estudio, el consultor, en base a todos los antecedentes y análisis realizados, plantea las siguientes recomendaciones:
Dadas las diferencias de costos para el consumidor, que resultaron de un ejercicio numérico aproximado que realizo el consultor, aplicar provisionalmente un régimen de "side-payments" como alternativa de menor arrepentimiento.
En el futuro, revisar la decisión después de estudios más detallados de las consecuencias de las alternativas en la expansión del sistema y también de un seguimiento del avance de las fases experimentales en otros mercados.
Así, y en el contexto de la actual discusión de flexibilidad, creemos que este estudio entrega insumos valiosos a la discusión de política pública que permiten avanzar en la definición de la mejor ruta para incorporar en nuestra regulación la opción más eficiente para la recuperación de los costos fijos asociados a la operación flexible o costos no convexos.

[1] http://generadoras.cl/documentos/estudios/informe-final-psrmoray-analisis-de-largo-plazo-para-el-sen-considerando-fuentes-de-erv-e-intermitentes

[2] http://generadoras.cl/documentos/estudios/estudio-diseno-de-mercado-para-una-alta-penetracion-de-energia-renovable-variable-en-el-mercado-electrico-chileno-iit-univ-de-comilas-synex-eec

[3] El Reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional considera un esquema tipo sidepayment para la recuperación de los costos de arranque no cubiertos por el costo marginal.

[4] Estudio encargado a la consultora brasileña PSR, el académico de la Universidad de Stanford señor Frank Wolak y los consultores chilenos Juan Ricardo Inostroza y Cristian Muñoz, quienes en el seminario “Camino a la Flexibilidad”, realizado el 10 de enero de 2020, expusieron las principales conclusiones del estudio. Las presentaciones de este seminario pueden ser obtenidas en http://generadoras.cl/documentos/presentaciones/seminario-camino-a-la-flexibilidad