Por José Tomás Morel, gerente de estudios del Consejo Minero

El anuncio y descripción de las modificaciones a la Ley de Transmisión que ha presentado el Ministerio de Energía nos motiva a hacer algunos comentarios desde la perspectiva del Consejo Minero como gremio representante de clientes libres.

En primer lugar debe destacarse la buena disposición del Ministerio de Energía a presentar un avance del futuro cambio de ley, que sumado a talleres y consultas públicas, sitúan a esta institución entre las más transparentes y participativas al momento de embarcarse en cambios normativos.

Entrando en materia, algo que no compartimos es la priorización de la agenda regulatoria. Junto con anunciar los cambios en transmisión, el Ministerio señaló que los cambios en flexibilidad se abordarían a través de una “estrategia” de más largo aliento y que incluye el trabajo de un grupo de expertos. Postergar los cambios en flexibilidad va a significar, en concreto, que los servicios complementarios comenzarán a remunerarse el 2020 “a prorrata de los retiros”, lo que deriva en un traspaso directo a los clientes sin una señal de eficiencia a quienes causan la necesidad de contar con esos servicios complementarios. Cabe notar que hace un par de años la Comisión Nacional de Energía convocó a un debate sobre la remuneración de los servicios complementarios y el consenso técnico mayoritario apuntaba a incorporar criterios de causalidad.  De este modo, nuestra lectura de la priorización de los cambios en transmisión por sobre los de flexibilidad es que las preocupaciones de transmisores y generadores tuvieron mayor ponderación que las preocupaciones de los clientes.

Entre los cambios planteados a la transmisión, un aspecto general que nos preocupa es la idea de crear mecanismos excepcionales de conexión y expansión, por fuera de los planes anuales. Más allá del impacto material que esto pueda tener –que se desconoce–, el problema es que debilita el rol de la planificación de la transmisión como instrumento que vela por la eficiencia de las expansiones. Hay que recordar que con el estampillado prácticamente se eliminaron las señales de precio para la localización eficiente de la generación, rol que debía pasar a cumplir la planificación. Se ha dicho que la transmisión pasaría a liderar a la generación. Desde el Consejo Minero siempre hemos puesto en duda ese cambio y ahora, con la propuesta de mecanismos excepcionales de conexión y expansión, vemos que siguen confirmándose nuestras aprensiones: sin señales de precio para la localización, los generadores van a pedir conexiones y expansiones sin importar el efecto sistémico, de modo que si la autoridad accede a esas peticiones terminaremos con una red de transmisión menos eficiente, con el consiguiente mayor costo para los clientes.

Finalmente, cambios a la transmisión que no han sido parte de los anuncios y que echamos de menos son: (a) formalizar legalmente que los cargos de transmisión zonal se fijen distinguiendo por nivel de tensión y que tengan como referencia el costo de conexión directa al sistema nacional; (b) cambios de procedimiento a los planes de expansión para permitir una participación más eficaz de los interesados; (c) eliminar para los clientes la obligación de constituir empresas de transmisión de giro único cuando sus instalaciones pasan a ser calificadas como nacionales y; (d) como hemos venido señalando desde la discusión de la Ley 20.936, su artículo 25 transitorio, que regula el traspaso desde el régimen antiguo de pago de la transmisión al nuevo, no es claro –de hecho la CNE después de varios intentos desistió de su reglamentación– lo que va a derivar en conflictos cuando el Coordinador Eléctrico Nacional aplique la norma a partir de enero 2020.

Ante la realidad del cambio climático y sus graves consecuencias, nuestro país ha decidido tomar un compromiso ambicioso pero a la vez responsable: alcanzar la carbono-neutralidad del sector energético al año 2050. Para lograr esta meta “es necesario implementar un conjunto de medidas que nos permitan avanzar hacia un sector seguro, eficiente y sostenible: una mayor integración de energías renovables y de medios energéticos distribuidos, el retiro de las centrales termoeléctricas basadas en carbón, la aplicación de medidas de eficiencia energética, una transición hacia un transporte eficiente y bajo en emisiones, y usos energéticos para el calor y frío a partir de fuentes sostenibles, entre otros”, comentó Francisco Martínez-Conde del Campo, Jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía.

Este conjunto de medidas implica a su vez importantes desafíos, entre los cuales se encuentra una mayor variabilidad e incertidumbre en el manejo de los sistemas, como también una descentralización y diversificación de los recursos energéticos. Estos desafíos nos permiten comprender que se requiere contar con un sistema eléctrico y una regulación flexibles.

Actualmente no existe un consenso internacional sobre la definición del concepto flexibilidad. En efecto, diversos académicos y organismos internacionales han adoptado su propia definición de este concepto. Sin embargo, dentro de las diversas definiciones es posible percibir ciertos elementos en común. El Ministerio de Energía ha elaborado una definición preliminar del concepto Flexibilidad que se ajusta a los requerimientos de nuestro sistema como la “capacidad de un sistema eléctrico para responder a la variabilidad e incertidumbre de la generación y demanda, de manera segura y económica, en toda escala de tiempo”.

Un elemento positivo es que esta flexibilidad puede ser aportada por diversas alternativas, desde las tecnologías de generación, transmisión, demanda y almacenamiento, como también desde el marco regulatorio a partir del diseño del mercado, de la normativa y de las prácticas operacionales.

Si se analiza la flexibilidad actual del sistema eléctrico chileno considerando distintas métricas, según Martínez-Conde del Campo, es posible identificar que el segmento de generación cuenta con un nivel relevante de flexibilidad proporcionado principalmente por las centrales hidroeléctricas. “No obstante, se debe tomar en consideración que la posibilidad de que estas centrales aporten su flexibilidad al sistema depende de la disponibilidad del recurso hidráulico. Por otro lado, la flexibilidad mirada desde el punto de vista de la demanda, de la integración con otros países o desde las prácticas operacionales del sistema, es un aspecto que no necesariamente se ha desarrollado en nuestro sistema en comparación con la experiencia internacional. En general, más allá de la flexibilidad existente en nuestro sistema, no es claro que la remuneración asociada a su utilización sea la adecuada actualmente”, señaló.

Para comprender entonces las alternativas que tiene nuestro país para desarrollar un sistema flexible surgen un conjunto de interrogantes, como por ejemplo si existen efectos intrahorarios que no están siendo reconocidos por nuestro diseño de mercado, si se requieren medidas y señales que permitan minimizar los requerimientos de flexibilidad en el sistema, si nuestro marco normativo y prácticas operacionales permiten tanto aprovechar la flexibilidad de las instalaciones como también la integración de nuevas alternativas que aporten flexibilidad como el almacenamiento.

Considerando entonces que la flexibilidad no es un desafío que deba abordarse a partir de una medida o tecnología específica, es que desde el Ministerio de Energía se ha propuesto diseñar una Estrategia de Flexibilidad que incorpore no sólo espacios de mejora en el marco regulatorio del mercado eléctrico chileno para el desarrollo de un sistema eléctrico flexible, sino también oportunidades en el diseño de la programación y operación del SEN, que permitan aprovechar de mejor manera la flexibilidad de dichas instalaciones.

Por Paola Hartung, directora asuntos regulatorios, AES GENER

Recientemente el Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, anunció durante el Seminario CIGRE “Avances en la Regulación de la Transmisión” que reemplazará el proyecto de Ley de Flexibilidad por una “Estrategia de Flexibilidad” que será liderada por un Comité de 4 asesores expertos. En esa misma ocasión, el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, José Venegas, mostraba 25 posibles herramientas regulatorias.

Esta decisión parece ser correcta en el sentido que existen muchos recursos ya disponibles, o bien modificaciones reglamentarias y normativas más simples, que podrían abordar las definiciones faltantes, permitiendo dar las señales económicas adecuadas para usar y remunerar la flexibilidad operativa que requiere el sistema eléctrico chileno durante los próximos años.

Restaurar la remuneración de los atributos de flexibilidad existentes está pendiente desde la implementación del Decreto Supremo N°130, actual régimen de Servicios Complementarios. Los Costos de Arranque y Detención, Operación en modo Ciclaje y optimización de Mínimos Técnicos y Rampas son elementos que ya están siendo requeridos por el Operador de Red, pero sin la recuperación de costos mínima y necesaria.

Por otra parte, la Ley 20.936 indicó que los Sistemas de Almacenamiento contribuyen con la seguridad, suficiencia y eficiencia económica del sistema eléctrico, por lo tanto, no se requerirían modificaciones legales para habilitar su incorporación al mercado chileno, sino más bien reglamentarias para definir la remuneración adecuada por servir aquellos tres atributos, ya sea como servicio complementario, complementando centrales renovables, arbitrando energía o bien como infraestructura de transmisión.

Sería importante incorporar la lección aprendida durante el disruptivo Boom Renovable conjugado con la Transmisión desadaptada, entre los años 2014 y 2019. Los desafíos de la descarbonización hacen que las definiciones regulatorias relativas a la flexibilidad deban tomarse ahora, y no esperar una caída más abrupta en los precios de nuevas tecnologías. Con esto alcanzaremos mejores niveles de seguridad y eficiencia económica, en una matriz energética cada vez más sustentable. En este sentido debemos trabajar por una regulación simple que esté lista para cuando la oportunidad se presente, y así optimizar el desarrollo y la innovación en el sector eléctrico chileno.