Obligación legal de Energías Renovables no Convencionales

R. Fischer

Una de las buenas noticias en el sector eléctrico (han habido bastante en los últimos meses luego de varios años de malas noticias) es que el ingreso de ERNC ha sido natural, en base a costos, a diferencia de muchos países en que ese ingreso responde a los subsidios, lo que eleva los costos del sector para la sociedad. Podemos verlo en la figura siguiente, proveniente del Informe Systep del Sector Eléctrico de Enero 2015:

GeneraciónERNCyObligación legal

La obligación legal es la línea negra, y es esa la que gatilla un subsidio implícito, pues las generadoras deben pagar USD30 por MWh de energía por debajo de  ese límite. Claramente el límite se ha sobrepasado con creces, y la entrada de ERNC se debe en gran parte a que son rentables sin subsidios.

También es notable la entrada de solares, la que aumentará rápidamente con el gran número de proyectos en construcción. Otra sorpresa son las centrales a biomasa, que podrían transformar a Celulosa Arauco en el tercer generador del pais. Es posible que la regla de 20/25, que se veía ajustada, pueda convertirse en 20/20 sin intervención legal.

Algunas fuentes ERNC, como la solar o eólica, son intermitentes o discontinuas, lo que es una desventaja. Pero si se dispone de un sistema de transmisión robusto (que tiene, además, ventajas de competencia al facilitar la entrada), es posible usar las centrales de embalse de la zona centro sur para acomodar estas variaciones.

Más aún, se podría exigir que futuras centrales de pasada tengan  pequeños embalses (con capacidad para generar desde algunas horas a un día)  de manera de poder contribuir a amortiguar las variaciones diarias de la generación solar, además de las  variaciones de más corto plazo de la generación eólica.

Tal vez esto tranquilice a los que se oponen a la intervención de ríos, pues no solo generarían energía renovable y limpia, sino que complementarían generación solar y eólica.

 

Una propuesta en transmisión eléctrica

R. Fischer

Hoy hubo un Panel de trabajo en transmisión eléctrica. La reunión fue en el antiguo Congreso Pleno, y estaba lleno de especialistas del sector eléctrico y supongo también de representantes del mundo ambiental.1 Esto demuestra la importancia que se le da a los problemas de transmisión eléctrica, ya que estamos en un estado crítico. Era imposible avanzar en el análisis de propuestas con tanta gente, así que me arranqué de vuelta a la oficina en el intermedio.

SalaCongresoChile
Esta sala del Congreso estaba llena y había gente parada.

Sin embargo, mientas caminaba al Congreso se me ocurrió una idea que completa una propuesta inconclusa de la época del CADE, en 2011. La idea, que partió con una sugerencia de Alejandro Jadresic, es extender el mecanismo de Valor Presente de los Ingresos, que se ha utilizado para concesionar casi US$ 3.000 MM de carreteras, al sector de transmisión.

El problema en transmisión

Hay varios problemas en nuestro esquema de planificación y remuneración de la transmisión, pero uno de los principales es el conflicto que se produce entre inversiones que aprovechan las economías de escala y que dejan holguras para acomodar a entrantes al sector, con el costo que esto tiene para los actores ya instalados. Los generadores pagan la mayor parte de los costos de la transmisión troncal, por lo que aquellos generadores situados cerca de sus consumos no quieren ampliar un sistema que facilita la vida de sus competidores. Peor aún, deben pagar el costo total de la obra, hasta que la competencia se instale. Se entiende que, bajo al presión de las empresas instaladas, las expansiones del troncal hayan sido poco generosas.

Una alternativa con muchos proponentes, es estampillar el troncal, lo que simplifica el problema, pues es transparente que el costo lo pagan los usuarios, independientemente de a que generador le compran la energía y de la distancia entre generador y consumidor.2

El problema, según los que se oponen, es que se pierde la señal de distancia aumentando los costos de la red. Además, bajo ese esquema nadie se opone a que el troncal se expanda, porque el costo lo pagan consumidores que tienen dificultades para organizarse. Actualmente, generadores cuyas unidades están cerca de los centros de consumo representan un freno a la sobreinversión en el sector, porque eso les da ventaja contra las demás firmas. Por lo tanto con estampillado es fácil sobreinvertir, y terminar con una red cara y con holguras excesivas.

SubestacionlCharruaVecindad
La vecindad de la subestación Charrúa. Se observan varias líneas adicionales. Acaso la propuesta podría haber reducido el número de estas líneas (aunque no van a ERNC).

En el caso de las líneas adicionales, especialmente aquellas asociadas a proyectos de tipo ERNC (especialmente minihidro y geotermia), aparece un problema similar. Una posibilidad es que esos proyectos se conecten directamente al troncal,pero eso colmaría el paisaje de líneas ineficientes.

Sobreabundancialineas
¿Queremos que todo Chile se vea así? Es necesario pensar mejor las líneas adicionales.

Para evitar esto, se debe seguir la idea de la carretera eléctrica que definía líneas transversales con acceso abierto desde el troncal hacia las cuencas o valles donde se encuentran estas fuentes de energía.  Las unidades ERNC se conectarían con pequeñas líneas de inyección hacia estas líneas transversales. Una mayor capacidad de esas líneas transversales aprovecha las economías de escala, mejora el paisaje y reduce el costo y riesgo de invertir en ERNC. Pero ¿quién se hace cargo de los costos de la línea mientras aún no se ocupa toda su capacidad?

En el caso de las líneas transversales, me parece que el mecanismo de VPI usado en carreteras puede resolver el problema de holguras sin traspasarle el costo a los usuarios iniciales.

Un VPI para transmisión.

La idea es la siguiente. Se planifican las líneas de inyección transversales que mencioné más arriba tal como se haría ahora (o incluso de manera mejorada, si hay algún mejor esquema de planificación), e incluyendo las holguras para enfrentar las demandas futuras de capacidad.

Luego se hace una licitación de tipo valor presente de los ingresos (VPI) por la obra. En estas licitaciones, la empresa que hace la línea solicita un monto en valor presente (el VPI) que desea obtener a cambio de construir, operar y mantener la línea durante la concesión. Además, se establece un largo máximo de la concesión, por ejemplo 50 años. Además, se calculan los ingresos con los que se pagaría el VPI solicitado en, por ejemplo, 20 años. si la línea estuviera siendo usada a capacidad plena  (un valor predefinido menor a la capacidad máxima de transmisión).3

Es importante notar que los usuarios deben amortizar la línea y no solo una anualidad (pero ver más abajo). Las empresas que usan la línea pagarían a prorrata de su participación en esa capacidad plena. Esto significa que, en el caso de una línea transversal, la primera empresa que se conecta, solo paga una fracción del valor total anual y es solo a medida que se conectan más proyectos que la línea comienza a recibir el ingreso total anual. Una vez completado el VPI, el concesionario pierde la línea, que pasa a ser de los usuarios, en proporción a la fracción del valor total que han pagado.

Se relicita la línea (podría ser luego de una ampliación, si ello se cree necesario), para mantener la separación de la transmisión de la generación. Los ingresos que puede generar la relicitación los recibirían los generadores de acuerdo a su proporción de la propiedad. Los nuevos ingresos que genera la línea serían propiedad del ganador de la licitación, y el ciclo se repetiría.

Ventajas

El esquema tiene varias ventajas. Primero, se podrían diseñar las líneas transversales en forma eficiente, aprovechando las economías de escala y con holguras. Los primeros usuarios no tendrían que cargar con el costo de las holguras. El retraso en la entrada de otra generación que usaría la línea se acomodaría automáticamente, porque el largo de la concesión se extendería.

Segundo, al tener un plazo máximo de concesión, si el proyecto es demasiado holgado, nadie se presentaría a la licitación debido al temor de no poder recuperar todos los costos en el plazo máximo.

Tercero, si por algún motivo es necesario recomprar la línea, por ejemplo, por que es necesario ampliarla antes que se recupere todo el VPI, es posible calcular una compensación justa al propietario de la línea: es el monto que le falta por recibir, menos los costos de operación y mantención esperados. Se puede relicitar la línea, incluyendo la ampliación, y el nuevo licitante compensaría al licitante anterior con e valor de recompra definido.

Conclusión

Son estas ventajas las que han hecho que VPI sea usado en las licitaciones recientes de  infraestructura vial bajo concesiones. Ya hay más de USD 3.000MM de carreteras licitadas bajo este esquema.Parece razonable explorar esta idea en transmisión, ya que comparte varias características con la infraestructura vial (es una gran inversión hundida de larga duración, y se paga mediante un cobro a los usuarios).

Ruta 68
La Ruta 68 se licitó usando VPI.

He reflexionado si algo similar puede hacerse para las ampliaciones del troncal, y el problema en ese caso es que no hay una manera clara de asignar el uso de una línea o un elemento de la red de transmisión a ciertos usuarios. Esto lo diferencia de las líneas de inyección transversales, cuyos usuarios están totalmente identificados. Tal vez sea posible adaptar estas ideas al troncal, pero hay que encontrar una forma de asignar los costos a los usuarios que genere los incentivos económicos correctos .

Notas

1. Fue agradable reconocer tantas caras que no había visto desde mi tiempo en el Panel Eléctrico y el CADE.

2. Con estampillado se cobra a los usuarios una prorrata de los costos del sistema troncal de acuerdo a su uso de éste.

3. La tasa de interés utilizada para descontar los valores debería ser similar a la tasa libre de riesgo más un factor que de cuneta del riesgo del proyecto.

Licitación de suministro a distribuidores

R. Fischer

Eduardo Bitran está muy preocupado por el mal diseño de  las licitaciones de suministro eléctrico de las distribuidoras. Aparentemente la Comisión Nacional de Energía (CNE) ha decidido no continuar con  licitaciones de corto plazo (5 años). Su objetivo era  para salvar el mal rato de nuestro desadaptado sistema eléctrico. La CNE propone volver a licitaciones de largo plazo,, en este caso de once años, con el peregrino argumento de que esto podría aumentar le interés de las empresas por participar en licitaciones, dado que dos primeros llamados han sido declarados desiertos. Pero también les garantiza precios elevadísimos que se mantendrían por un largo período, y como no hay entrada de nuevas firmas con generación convencional,, esto no produce ningún beneficio en términos de inversiones.

Bitran tiene una idea que originalmente me pareció exótica, pero que luego de pensarla más, podría ser razonable. A los precios actuales, las ERNC son competitivas. El problema es que no pueden participar en las licitaciones porque se les pide que garanticen la generación eléctrica en todas las horas. Esto es algo que no pueden entregar: las centrales ERNC eólicas y solares porque no son despachables.  La idea de Bitran es tener licitaciones de suministro en que solo se comprometa energía (y no potencia). Es decir, lo que prometen es que durante  el período de medición van a generar energía, pero no se comprometen hacerlo en forma continua, o según la demanda de los consumidores.

Ralco
Embalse Ralco

Normalmente, esto sería un error, porque dejaría al sistema frágil frente a fallas de potencia. Pero actualmente tenemos potencia excedentaria, debido a las numerosas centrales diésel del SIC. Además, se tienen los embalses de la zona central que también pueden aportar potencia en caso de necesidad. Los estudios muestran que hasta un 10% de energía no despachable la puede absorber el sistema sin que se eleven los costos globales (en el Norte esto no es posible sin una interconexión con el SING). Además, los problemas producidos por las sequías son por fallas de energía (que estaría asegurada con esta licitación) y no de potencia.

PlantaSolar
Primera planta fotovoltaica en Chile

Esto significa que, dado que estas licitaciones de suministro son por alrededor de un 10% de la demanda del SIC,  sería viable tener este tipo de licitaciones. El costo marginal de la energía caería, porque durante las horas que producen estas ERNC, su costo marginal es cero y desplazan la producción de centrales más caras. Esta alternativa tendría efectos negativos sobre la rentabilidad de las empresas de generación convencionales, pero estoy seguro que pocas personas van a lamentarse por ello.

Lo mejor es que las unidades fotovoltaicas se pueden instalar en plazos muy cortos y ya tienen aprobados sus estudios de impacto ambiental. ¡Además, se cumplirían temprano las metas de participación de ERNC!

La CNE debería recapacitar, volver a licitaciones cortas, y pensar en una licitación de suministro de energía y sin potencia.