En la Región de Atacama se generará una sobreoferta de ERNC que llevará los costos marginales a cero. Esto, pese a que puede sonar como algo positivo, tendrá negativas consecuencias para la industria y podría traer paralización de inversiones y eventualmente cierre de algunas plantas.
Es uno de los objetivos declarados -y más ambiciosos- de la Agenda de Energía de la Presidenta Bachelet: reducir los altos costos marginales a los que se viene transando en los últimos años la energía entre empresas en el país.
Esto se ha ido cumpliendo principalmente gracias a la entrada de nueva capacidad en base a ERNC intermitente -solar, fotovoltaica y eólica- que informan costo marginal cero a los CDEC pues tanto el viento como el sol son “gratis”. Eso significa que tienen prioridad en el despacho pues éste se ordena con un criterio estrictamente económico.
Pero a pesar de lo beneficioso que resulta para el país contar con polos de generación a precios bajos, actualmente se están generando algunos problemas sobre todo en el norte del país. ¿La razón? El déficit de transmisión existente en el Sistema Interconectado Central (SIC), lo que a su vez obedece a la demora en la toma de decisiones que arrastra el sector eléctrico y al rezago en la construcción de nuevas líneas.
Esto es precisamente lo que ocurre en la región de Atacama. El principal inconveniente es que hoy en la industria, a pesar de generarse polos de producción eléctrica a bajo costo, no es posible transmitir esos bajos precios al resto del SIC debido a que las líneas existentes no están dando abasto. Así, las eléctricas están obligadas a comercializar su energía en determinadas zonas y no a todo el SIC, lo que crea mercados aislados del resto. Es lo que ya está ocurriendo en la zona norte del Sistema Interconectado Central.
De acuerdo con un informe del CDECSIC, a contar de noviembre de este año y en un escenario de demanda alta, el costo marginal será cero en la barra Diego de Almagro 220 kV, lo que se mantendrá al menos hasta que esté operativa la línea Polpaico Cardones 2×500 kV, la que se espera ocurra y recién hacia 2018-
En otras palabras, a fines de año, una vez que estén completados los proyectos solares en construcción, al no poder comercializarse esa energía fuera de la región de Atacama las eléctricas estarán obligadas a transarla dentro de la región, donde no existe la demanda es acotada. Y esa abundancia arrastrará a cero el costo marginal.
Si bien, esto puede sonar positivo, desde la industria hay voces que advierten que se retrasará en varios años la concreción de centrales solares y, por consiguiente, el aprovechamiento del potencial solar de Atacama. A esto se suma un potencial postergamiento de inversiones en otras fuentes como, por ejemplo, la termoelectricidad. La demanda en Atacama se empina levemente sobre 1.200 MW incluyendo lo que se puede transmitir hacia la zona central, mientras que la capacidad instalada será cercana a 2.500 MW hacia 2017.
Mucho sol, pocos clientes
La zona de Atacama cuenta con una de las mayores radiaciones solares del mundo, lo que ha empujado la inversión en plantas fotovoltaicas, las que ya suman 546 MW a nivel nacional, de los que gran parte están instalados en esa zona e inyectan en la barra Diego de Almagro 220 kV. Esta cifra se disparará sobre los 2.000 MW apenas se complete la instalación de los proyectos que están hoy en construcción, que suman otros 1.647 MW según datos del Centro Nacional para la Innovación y Fomento de las Energías Sustentables (Cifes), organismo dependiente del ministerio de Energía.
A las altas cantidades de radiación solar en la región de Atacama se suman dos factores: la baja mundial del costo de los paneles solares, que ha hecho muy competitiva esta energía y la rapidez con que se desarrollan estas centrales, tanto en materia de obtención de permisos como montaje y construcción.
A grandes rasgos, Atacama albergará 1.500 MW del total, lo que se suma a la producción térmica que existe en la región (Guacolda), que alcanza los 608 MW y que llegará a 760 MW una vez que esté operativa su unidad V, lo que ocurrirá a fines de año.
Un ejecutivo eléctrico plantea que en el llamado SIC Norte se esperaba que se materializara una serie de proyectos mineros como Pascua Lama, El Morro, Relincho y otros industriales como la planta Freirina de Agrosuper. Por diversos motivos -principalmente ambientales y económicos- esto no han podido materializarse.
La fuente plantea que es un tema paradójico, porque la razón esgrimida por algunos mineros para ralentizar el desarrollo de sus proyectos era, precisamente, el alto costo de la energía. Hoy es al revés: energía hay y abundante, pero lo que no hay es demanda.
“Esto pone de manifiesto de la necesidad de Cardones-Polpaico. Si no tenemos esa línea no vamos a transmitir buenos precios, no vamos a facilitar la competencia y nuestra interconexión no va a poder evacuar la energía que requerimos desde el norte hacia el sur. Cardones-Polpaico es un proyecto muy clave para los objetivos que estamos teniendo en términos de precios”, plantea el secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero.
Andrés Salgado: “Esa energía a costo cero podría tener un efecto notable en la zona central”
El mensaje del CDEC SIC es claro: contar con esa energía en la zona central -lo que implicaría que las restricciones de capacidad estén superadas- tendría efectos muy positivos en la zona central, pues ayudaría a nivelar los precios independientemente de la hidrología. Así lo explica el director técnico del CDEC SIC, Andrés Salgado.
¿Cómo se llega a esta proyección de costo marginal cero en la barra Diego de Almagro 220 kV?
A nuestro Programa de Generación de 12 meses le añadimos información un poco más detallada, con modelos horarios, y el resultado son cosas interesantes. Para simplificar dividimos los día de trabajo, domingos y sábados. Trabajamos en cuatro barras seleccionadas: Diego de Almagro, Maitencillo, Quillota y Charrúa.
¿Qué ocurre en el norte?
Ese es un centro de atención hoy, porque hay mucha energía renovable que no puede ser evacuada por las restricciones de transmisión en el tramo Polpaico-Cardones. Esa es la limitante.
¿Se está produciendo una especie de mercado isla?
Hoy, sólo en pruebas tenemos 309 MW que están generando pero que no han sido entregadas a generación comercial. Según el último catastro de la CNE tenemos en construcción proyectos por 2.090 MW y de ese total, 1.416 MW son en el norte, en las regiones de Atacama y Coquimbo. No todo es solar, también está Guacolda V.
¿Qué pasa con los desarrolladores convencionales y con las consecuencias para el mercado eléctrico? Imagino que el ideal no es que el costo marginal tienda a cero…
Eso depende del nivel de contratación que desee cada empresa. Hay una decisión comercial. Uno puede decidir vender todo a marginal, todo a contrato o establecer un mix. Eso depende del riesgo que se quiera asumir. Si estás contratado al 100% y tu planta falla debes salir a comprar al sistema. Y si hay sequía u otra contingencia, el costo marginal se dispara. Las empresas hacen una evaluación de riesgo y deciden. En estas empresas que han decidido volcarse al mercado spot, alguno podría decir “acá tengo más antecedentes que debo meter a mi evaluación”. Entonces vemos un interés notorio de desarrolladores que quieren echar a andar sus proyectos y que eso está produciendo una sobre oferta. En el norte tenemos cerca de 1.200 MW instalados, una demanda de 800 MW y otros 1.400 que vienen. La demanda total de la zona, la capacidad de transmisión actual, son 1.100 MW y hay instalados casi 1.500 y vienen 1.500 MW más en camino. Entonces, yo creo que puede ser relevante esta información para los desarrolladores.
¿Qué rol tiene en este tema la línea Polpaico-Cardones y el proyecto de ISA?
Es importante darle importancia al desarrollo de la línea. Esto refuerza que tiene razón el ministerio en apoyar fuertemente ese proyecto. Toda esa energía a costo variable cero si tú la tienes en el centro podría tener un efecto en las tarifas que es notable.
¿Esa sobre oferta puede abrir oportunidades para clientes que necesiten energía barata?
Los clientes no tienen acceso al mercado spot, las únicas que pueden operar en ese mercado son las generadoras. Lo que podría hacer un minero es acordar una compra de energía más barata, que para un generador que no ha podido colocar su energía le puede significar vender a un valor distinto de cero. Puede haber oportunidades, pero nosotros como CDEC no nos metemos en el tema comercial. No nos informan los precios, sino que la cantidad a la que se transa de energía. Pero sí como operador me encantaría poder contar con esta energía en el centro.
¿Cuáles serían los costos?
Nos bajaría notoriamente el costo marginal, a precios muy distintos a los que estamos acostumbrados en la zona central. En materia de transmisión, a partir de 2018, cuando esté esta línea construida, la interconexión SIC-SING, etc. vamos a tener un sistema de transmisión bastante robusto. Y a eso se le sumará la nueva legislación de transmisión.
Una empresa podría pensar, me instalo en Copiapó, pero la energía solar no es 24/7.
Podrías tener un mix que signifique pagar en algunas horas US$150 por MWh y el resto mucho más barato. Podría ser atractivo, pero hay muchas más consideraciones que sólo el costo de la energía eléctrica.
Fuente: Revista EI
