Desde hace quince años Chile ha promovido la entrada de centrales de energía renovable (ER). Con este fin, desde 2004 se han aprobado leyes, que en base a diferentes mecanismos, han impulsado la entrada de este tipo de fuentes.
Entre estos mecanismos destacan las leyes explícitas que fijan cuotas de energía renovable, la exención del pago por uso de los sistemas de transmisión, la opción para que los pequeños generadores puedan acceder a un precio estabilizado, y la definición de bloques horarios en las licitaciones de las distribuidoras.
Si bien todos estos mecanismos fomentan la entrada de fuentes renovables, estos no son similares entre sí, pues pueden conllevar ciertas preferencias. Por ejemplo, la exención del pago de peajes por el uso del sistema de transmisión, favorece más bien a las fuentes de ER lejanas de los centros de consumo. Al traspasarse directamente a los clientes el costo de las nuevas líneas, estos generadores no perciben el costo asociado a la solución de transmisión asociada a su proyecto.
La opción de acceder a un precio estabilizado (PE), por su parte, es un estímulo a los pequeños generadores, los que normalmente están sumergidos en las redes eléctricas. El efecto del PE es similar al de vender su energía en un contrato financiero de suministro, permitiéndoles acceder a financiamiento para sus proyectos que de otro modo difícilmente podrían lograr.
Si bien en la actualidad los pequeños generadores suman cerca de 1.000 MW, 4% del total de la capacidad en el sistema, sólo poco menos de la mitad ha tomado la opción de vender su energía a un PE. Las centrales solares fotovoltaicas (FV) representan el 74% de esta capacidad, el 21% son pequeñas hidroeléctricas, y el restante 6% proviene de centrales eólicas y térmicas. Más del 60% de esta capacidad se ha sumado al sistema desde enero de 2017, principalmente, centrales solares fotovoltaicas. El explosivo aumento de centrales solares se debe al bajo precio de los paneles solares de procedencia China, y no es sólo novedad en Chile.
Entre enero de 2017 y febrero de 2019, prácticamente el 90% de la energía generada bajo la opción del PE provino de centrales solares FV y pequeñas hidroeléctricas, casi en partes iguales. En ese período, el costo de mantener un PE alcanzó a US$8 millones en valor presente, 0,06% de las ventas totales de electricidad del sistema. En perspectiva, este costo equivale a un cargo de US$0,05 por cada megavatio-hora — 0,03 pesos por cada kilowatt-hora — consumido en el sistema, un 5% del cargo asociado a la operación de las centrales termoeléctricas en sus mínimos técnicos operacionales y sólo un 3,5% del cargo asociado a la línea que interconectó los sistemas Norte y Central.
El mayor costo de esta política se explica porque el PE ha estado en promedio por encima del precio mayorista del sistema, costo marginal de la energía. Sin embargo, debido a la mecánica del cálculo de este precio, que da cuenta con cierto retardo de la dinámica de los contratos de suministro existentes en el mercado debería esperarse que en la próxima década ambos precios converjan.
Puesto que los generadores, en su condición de comercializadores de energía, asumen el costo o beneficio de las diferencias entre el PE y el precio del mercado mayorista, en este período, el 70% del costo de la política fue absorbido, en diferentes proporciones, por Enel, AES Gener, Colbún y Engie. Sin embargo, el traspaso de este cargo al cliente final dependerá de la política contractual que tenga cada generador.
Por otra parte, en los dos últimos años, la energía generada por estas centrales habría desplazado un millón de toneladas de CO 2 a un costo de 6 dólares por cada tonelada de CO 2 reducida, por encima del costo que habría implicado abatir estas emisiones con centrales renovables de gran escala.
Como sea, si bien, las ER contribuyen a que Chile pueda cumplir con las reducciones de CO2 comprometidas en París, éstas deben ser las de menor costo para el país. Así, el costo de las reducciones de CO2 asociadas al PE debe compararse con el costo de otras políticas de fomento a las ER.
Sin embargo, una comparación correcta requiere precisar los costos asociados a la incorporación de cada una de las fuentes de ER. Por ejemplo, los grandes generadores eólicos y solares FV que se conectan en la zona norte del país, podrían ser menos costosos, por unidad de potencia instalada, que la generación con esas mismas tecnologías pero distribuida en las redes eléctricas, sin embargo, requieren de importantes inversiones en líneas de transmisión. Por otro lado, debido a su volatilidad, estas centrales requieren de costosos respaldos termoeléctricos, mientras que la generación hidroeléctrica, solar de concentración, y geotérmica, podría requerirla en menor medida.
Sólo al considerar en una evaluación todos estos costos se podrá identificar cuál es la ER que permite lograr las reducciones más eficientes para el sistema, y en consecuencia la política de fomento más apropiada para el país.
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