Columna: Implosión del mercado eléctrico de Chile 2022
Por: Patricia Darez, Directora de 350renewables y Vicepresidenta del Directorio de ACERA
Desde 2014, con los cambios regulatorios que abrieron el mercado y mejoraron la competencia, los procesos de licitación eléctrica en Chile han sido aclamados como un gran éxito (quizás con excepción del último, en el que se adjudicó poco menos del 15% de la energía).
El 29 de septiembre de 2022, Maria Elena Solar S.A informó al CEN que ya no podía cumplir con sus obligaciones contractuales. Solo una semana después, el 6 de octubre, Ibereólica Cabo Leones II, un parque eólico de 206MW ubicado en la región de Atacama envió una carta similar.
Una explicación detallada de lo que está pasando, necesitaría discutir las condiciones del mercado y las distorsiones que afectan específicamente a las plantas de energía renovable (y las pone en desventaja): Gas inflexible, ERE, remuneración de potencia, falta de un impuesto al carbono bien diseñado (que afecte el orden de mérito de despacho, y que tenga un valor relevante), despacho de centrales a mínimos técnicos o la regulación de servicios complementarios entre otras.
El mercado eléctrico en Chile fue diseñado hace 40 años para un sistema hidrotérmico y no para una alta penetración de renovables. En un mercado marginalista los costos de la electricidad están fijados por el costo variable de la planta más cara que se requiere para atender la demanda. La generación térmica, tiene costos marginales (el carbón, el gas o el diésel no son gratuitos) a diferencia de la generación renovable. Un alto porcentaje de energías renovables eventualmente lleva los costos marginales a cero; el diseño original no consideró que este podría llegar a ser el escenario normal. Y para la descarbonización de la matriz eléctrica un gran número de proyectos renovables adicionales deben conectarse.
Adicionalmente, (a diferencia de las plantas de gas, carbón o diésel), la energía eólica y fotovoltaica casi no reciben pagos por capacidad y también se supone que sus costos operativos variables son cercanos a cero. Por eso, en un mercado de precios marginales, solo pueden recuperar su inversión y costos cuando les pagan por su energía (no hay pagos laterales para las renovables, como los hay para los combustibles fósiles cuando se producen distorsiones en el mercado, por ejemplo, cuando tienen que operar a mínimos técnicos).
En las licitaciones, las ofertas debían estar respaldadas por proyectos de generación, pero son contratos de suministro, lo que significa que incluso si la planta asociada a la oferta no está generando por cualquier motivo o si el proyecto no se construyó, igualmente se debe suministrar la energía.
Por otro lado, los precios son muy distintos en diferentes partes de la red. Esto significa que a una planta renovable en el norte del país la mayor parte del tiempo en el balance de energía le pagarán cero por la energía que inyecte, especialmente durante el peak de generación fotovoltaica. Muchas veces, ni siquiera podrá inyectar la energía, porque las líneas se saturan y no tienen capacidad para llevar esta energía a ningún otro lado, hay vertimiento de energía. En Uruguay, por ejemplo, el estado indemniza a los generadores cuando no pueden inyectar por falta de capacidad de la red; en Chile no, esto es un riesgo del generador. Además, no se protege a los proyectos que llegaron primero a un punto de conexión. Al ser un sistema de acceso abierto, cualquier proyecto puede solicitar conectarse en una subestación. El vertimiento se comparte independientemente de qué proyecto llegó primero (y la cantidad de proyectos que se pueden conectar en el futuro no es exactamente algo que se pueda planificar).
Los proyectos tienen que vender su energía en su punto de conexión (y al precio del mercado spot en ese nodo, en el punto de inyección) pero necesitan suministrar energía en el punto de conexión de la empresa distribuidora (punto de retiros) que podría estar en Santiago. Ambos puntos tienen precios diferentes (en general en el norte muy bajos durante las horas de generación FV y en la zona central mucho más elevados). Esto es lo que se conoce como “desacoples”.
En el 2021 se vertieron 100GWh de renovables. En el 2022 la cantidad es casi 10 veces mayor. Para el mediados del 2029, en 6 años, llega la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, que conectará a la Región de Antofagasta con la Metropolitana, capacidad de 3.000 MW en 600 kV y con una longitud de 1.500 kilómetros. Y si nos importa la transición energética, tendremos que ser creativos con un mejor uso de la infraestructura disponible, por ejemplo, optimizar la cargabilidad de las líneas y la implementación de automatismos, promover el almacenamiento o mejorar las bases de las licitaciones de suministro, en las que el precio siempre ha sido el principal criterio de adjudicación, dejando fuera cualquier tipo de almacenamiento, o renovables 24/7.
Para poner las cosas más interesantes, en los últimos años, una serie de políticas públicas han hecho que los generadores asuman la carga de equilibrar las tarifas eléctricas para los consumidores (para evitar que los precios de la electricidad suban, a través de los mecanismos PEC1 y PEC2). Una persona desinformada podría pensar que “está bien, son grandes empresas”. Pero les estaría faltando el matiz de que no todas las generadoras son utilities ni tienen grandes márgenes para usar como les plazca (de hecho, varias empresas tuvieron que renegociar su deuda tras el anuncio del PEC).
Esta podría ser la mayor crisis por la que atraviesa el mercado eléctrico en Chile en mucho tiempo. Pero al mismo tiempo, es una oportunidad para rediseñar el mercado y hacerlo más adaptado a la transición energética, eliminando distorsiones y manteniendo al mismo tiempo un alto nivel de competencia.
Es probable que, si no hay soluciones urgentes, esto podría llevar a diversas consecuencias: que se genere un efecto dominó, ya que se les pide a los proyectos no afectados que cumplan con los contratos dejados sin efecto; que aumenten los precios de la electricidad para los consumidores finales; inversionistas preocupados y cautelosos (menos Project Finance, más Corporate Finance al que pocas empresas tienen acceso); un mercado más concentrado y con menos competencia e impulso para una transición energética acelerada.
Me atrevo a decir que, en un mercado mucho más concentrado, los grandes actores pedirán rápidamente un rediseño (con un periodo de transición para salvaguardar la estabilidad regulatoria). Esperemos que las autoridades se den cuenta de que una transición energética ordenada, requiere de una vigilancia activa y de una intervención oportuna y adecuada.
