Es indudable que la incorporación de energía renovable no convencional (ERNC, hoy ERV) al sistema eléctrico ha sido exitosa. Tenemos una capacidad instalada de 8.118 MW en energía solar y 4.582 MW en energía eólica. El año 2022 un 17,0% de la generación fue solar y 10,7% fue eólica y se espera que su participación se incremente.
En un escenario donde nuestro país carece de combustibles fósiles propios y donde los costos de las tecnologías ERV son muy competitivas con las tecnologías convencionales, estas son muy buenas noticias.
Junto a lo anterior, se desarrolla un intensivo plan de retiro de centrales a carbón y se proyecta instalar en la zona norte condensadores síncronos para incorporar flexibilidad al sistema.
Toda esta expansión de las ERV se ha viabilizado con el soporte de las unidades rotatorias convencionales -inercia, nivel de cortocircuito y regulación de tensión eficiente-. El desafío técnico es eliminar esta dependencia y dotar al sistema de los atributos que le permitan operar sin centrales térmicas.
No obstante estos grandes números, la transición vertiginosa ha traído efectos secundarios no deseados. Una excesiva concentración de capacidad de generación ERV en el Norte Grande que se traduce en vertimientos por falta de capacidad de transmisión y muchas horas de costos marginales cero; un excesivo despacho de centrales diésel y como consecuencia costos marginales que no reflejan la disminución del costo medio de generación; empresas ERV que no pueden cubrir sus créditos y un aumento explosivo del costo de los servicios complementarios.
Muchas de estas consecuencias eran previsibles, pero al mismo tiempo difíciles de contener. La transmisión está en desarrollo, pero su implementación toma tiempo. También era previsible que el retiro de unidades a carbón en zonas con balance de generación estrecho iba a provocar un incremento sostenido de los costos marginales.
Los cambios regulatorios que hoy se implementan favorecen el almacenamiento eléctrico. Se les permite intermediar energía en el mercado spot y participar del mercado de servicios complementarios, se les reconoce potencia de suficiencia y se impulsa una ley que obliga a respaldar contratos con energía ERV por bloques horarios.
Se ha abierto una discusión para resolver los problemas que han afectado a algunos actores interviniendo la regulación, en particular la inyección a costos marginales cero y las restricciones de la transmisión.
La regulación eléctrica replica un mercado competitivo en un sistema cerrado, donde todos los actores toman decisiones de inversión siguiendo estas definiciones y donde todas estas señales afectan en sentido positivo o negativo la operación exitosa de este mercado.
Los cambios regulatorios que se resuelvan a futuro deben preservar la esencia de este mercado. Lo que se defina respecto de los costos marginales afectará las decisiones de inversión en almacenamiento y los costos de los contratos de suministro a clientes.