Actualidad

Para los actores del sector, el nuevo régimen puede seguir perfeccionándose para así adaptarse a los actuales requerimientos de la transición energética, como la participación de nuevas tecnologías para su prestación, además de ver cómo se inserta la competencia en este mercado.

EN ENERO DEL AÑO PASADO entró en vigencia el nuevo régimen de Servicios Complementarios, al cual se le han realizado una serie de cambios en los últimos 12 meses, especialmente en el mecanismo de las subastas, siendo consideradas como un avance por parte de la autoridad y de gremios del sector.

Sin embargo, a juicio de los actores consultados por ELECTRICIDAD, todavía se advierten espacios de mejora, para darle cabida a los distintos agentes del mercado, en vista a la mayor participación que están teniendo los desarrolladores de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico Nacional.

En el último tiempo el Panel de Expertos también se ha pronunciado en este tema, recogiendo solicitudes de empresas en torno al impacto que provoca el nuevo régimen. Y es que, de acuerdo con un estudio de Systep Ingeniería, durante el año pasado se anotó un aumento de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones en 2019 a $47.516 millones, en 2020.

Evaluación

José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), tiene una evaluación positiva del actual régimen, señalando que “como todo nuevo mercado, requiere de tiempo para su madurez, lo cual depende de las gestiones de todos los agentes y de las adecuaciones regulatorias que se han ido introduciendo gracias al monitoreo de la propia CNE y del Coordinador Eléctrico Nacional”.

“Creemos que la industria se ha ido adaptando adecuadamente, y ha acogido bien las adecuaciones hechas a fines del año pasado a la estructura de la remuneración de los servicios asociados al control de frecuencia”, afirma.

Según la autoridad, el Coordinador Eléctrico “ha estado permanentemente monitoreando las condiciones de competencia de este mercado. Prueba de ello es que durante septiembre de 2020 incluso tomó la decisión de suspender las subastas del servicio de control secundario y terciario de frecuencia, lo cual, entre otros elementos, contribuyó a modificar los aspectos remuneracionales, de tal forma de asignar adecuadamente los riesgos que los agentes enfrentan al participar de las subastas, con la consecuente baja esperada de precio de las ofertas”.
“Adicionalmente, el Coordinador se encuentra actualmente en el proceso de verificación de instalaciones para la prestación de los Servicios Complementarios y se espera que mientras más agentes se verifiquen, mayor será la profundidad de la competencia en este mercado”, precisa.

Gremios

En el sector privado reconocen los avances llevados a cabo por el Coordinador Eléctrico con las medidas implementadas a fines del año pasado, aunque plantean la necesidad de seguir copando los espacios de perfeccionamiento en el mercado.

Para Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G., es imperativo apuntar hacia un mercado de ofertas de SSCC que consideren el análisis sobre el nivel y condiciones de competencia internas que existen. “En el intertanto se deben mejorar las condiciones para la realización de subastas, el Coordinador ya dio algunos pasos en ese camino durante este año. Aun así, mientras no existan las condiciones deberían suspenderse las subastas”.

A su juicio, “la posibilidad de usar las subastas de SSCC y así influir en la determinación del costo marginal es lo que se debe desterrar del procedimiento: cualquier alteración que se pueda hacer del mercado de energía impacta de sobremanera a las tecnologías renovables y aquellas que tienen como principal ingreso el costo marginal. Como pequeños y medianos generadores, velamos porque la competencia sea el principal driver en el diseño y operación de mercados energéticos, y así tener la cancha pareja para poder competir en igualdad de condiciones”.

De acuerdo con el representante de los pequeños y medianos generadores, los cambios hechos por el organismo coordinador “apuntan a disminuir el poder de los agentes, pero no garantizan la operación al mínimo costo, así que mientras eso no pase, nuestro mensaje es la detención de las subastas, y así impedir que el mercado de SSCC pueda usarse como plataforma de alteración de los costos marginales”.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), también recalca los espacios de mejora para el régimen de SSCC, especialmente desde el punto de vista de la participación de los desarrolladores ERNC, la cual califica como “prácticamente nula” en la actualidad.

“Pensamos que se debe hacer un esfuerzo regulatorio con el fin de que estas fuentes sean atraídas para participar de él. Las centrales renovables son muy competitivas y tienen márgenes muy estrechos. El de SSCC es un mercado en el cual tienen muy baja participación por una serie de condiciones y, por lo tanto, es una oportunidad perdida de recibir flujos de pagos adicionales”, asegura.

En su opinión, “es totalmente factible que las ERNC, como la solar fotovoltaica o la eólica, proporcionen servicios complementarios al Sistema Eléctrico Nacional y, en muchos casos, lo pueden hacer con significativas ventajas técnicas por sobre las tecnologías de generación termoeléctrica a carbón o gas e hidroeléctricas”.

Para ello, menciona la importancia que tiene el uso de la electrónica de potencia: “Al no haber elementos como las válvulas y actuadores electromecánicos, que usan las centrales convencionales, y no tener las limitaciones de respuesta propias de los sistemas termoeléctricos, los elevados tiempos de respuesta y la precisión
de esta tecnología es una ventaja significativa en la velocidad de respuesta frente a perturbaciones en el sistema”.
Finat plantea la necesidad de que el Coordinador Eléctrico profundice el desarrollo de un proyecto de “incorporación acelerada de SSCC proporcionados por centrales solares y eólicas y sistemas de almacenamiento”, argumentando que esto responde “al alto nivel de penetración de energía solar y eólica que tiene Chile, en que tenemos la oportunidad de ser de los primeros sistemas eléctricos en utilizar masivamente servicios complementarios provistos por centrales ERNC fotovoltaicas y eólicas”.

Clientes libres

En el sector de clientes libres industriales es donde se ha hecho un seguimiento más sistemático al actual régimen de SSCC, como comenta el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos: “Estamos monitoreando de cerca la evaluación de este mercado, debido a que los pagos para remunerarlos se efectúan por la demanda, o bien por los generadores a prorrata de la demanda, lo que facilita su traspaso directo a ésta”.

El representante gremial concuerda con los otros actores en que existen espacios de mejora “dado que los costos han ido al alza, sin que veamos que por ello el sistema eléctrico sea más seguro o eficiente, ni se hayan efectuado inversiones que justifiquen mayores costos o que hayan ingresado nuevos prestadores de SSCC”.

Según el ejecutivo, en este sector, desde enero de 2020 a agosto de 2021, los pagos han pasado de USS5 millones a cerca de US$35 millones mensuales por SSCC, principalmente por control de frecuencia. -De esta manera. el pago de SSCC se ha convertido en una carga cada vez más pesada para los clientes, sin que puedan hacer nada al respecto ya que no participan en el mercado de proveedores de control de frecuencia, por ejemplo, ni tampoco pueden anticipar cuál será el cargo mensual que deberán abonar periódicamente. Los clientes contratan suministro a largo plazo, por lo que, si una fracción relevante de su facturación se vuelve muy incierta, esto les genera problemas relevantes en sus operaciones y en sus decisiones de planificación. Todo esto termina impactando negativamente en la competitividad de la industria nacional”, explica.

Bajo su análisis, “existen factores estructurales que hay que tener en cuenta, ya que estos aumentos significativos se dan en un escenario donde los SSCC son prestados, casi completamente, por las mismas centrales convencionales que estaban presentes antes del inicio del mercado de SSCC en enero de 2020, con un reducido número de empresas oferentes y la mayor parte de las subastas que terminan desiertas. Por lo tanto, hay razones de corto plazo para el alza, pero más nos preocupa el diseño del mercado de SSCC”.

Para el representante gremial, una de las soluciones es avanzar hacia la implementación de mecanismos “para compatibilizar adecuadamente la mayor demanda de SSCC con el costo que representan para el sistema mediante la incorporación de mercados day ahead o del día anterior”.

“En el mercado day ahead se asumen compromisos financieros firmes para todas las unidades de generación y la demanda durante las 24 horas del día siguiente, en que los proveedores envían las curvas de oferta de energía y reservas para SSCC de cada unidad de generación a cada hora del día siguiente y los comercializadores de electricidad presentan curvas de demanda para cada hora del día siguiente. Estos compromisos diarios no requieren que una unidad degeneración suministre la cantidad vendida en el mercado diario. Sólo se requiere comprar cualquier déficit de suministro de energía en el mercado en tiempo real en ese mismo lugar”, explica.

Para el ejecutivo, de esta manera, “se recompensan a los recursos por la previsibilidad de su producción, por ejemplo, incentivando la incorporación de almacenamiento. Adicionalmente. para la operación del sistema, el Coordinador probablemente necesite menos SSCC para mantener el equilibrio entre el suministro y la demanda de energía en una hora”.

Futuro

Las perspectivas a futuro con el régimen de SSCC es que exista una mayor participación de todas las tecnologías generadoras en el sistema eléctrico. José Venegas sostiene que la expectativa de la CN E es que el proceso de verificación se realice de acuerdo con el cronograma establecido por el Coordinador, pues “ciertamente esperamos que cada vez más energías renovables puedan competir por los servicios complementarios en base a sus ventajas tecnológicas”.

Desde la vereda privada. tanto Carlos Finat como Danilo Zurita coinciden en la necesidad de mirar el desarrollo de este tema desde un punto de vista sistémico y no aislado. Y es que, a juicio del director ejecutivo de GPM, “la creciente necesidad por esos servicios, es consecuencia de una nueva realidad operacional que enfrenta tanto Chile como muchos otros países”.

“El diseño de mercado no está mirando hoy la transición energética, ya que fue diseñado para otra realidad operacional, por eso la solución debe tender a verse a nivel sistémico con análisis profundo de un nuevo diseño de mercado, tendiente a reconocer los atributos de flexibilidad”, asevera.

Similar postura tiene Javier Bustos: “La energía renovable variable obliga a disponer de mayor cantidad de SSCC que nos permitan complementar el suministro de energía y potencia. Por ello es tan relevante que se diseñe un mercado que funcione eficientemente. Por una parte, que incorpore nuevos oferentes, aumentando la competencia. Por otra parte, que recompense a aquellos recursos que tienen mayor previsibilidad, de manera de no aumentar innecesariamente la demanda por SSCC”.

Fuente: Electricidad