El martes de esta semana, el Ministerio de Energía, encabezado por Juan Carlos Jobet, organizó la jornada virtual denominada ‘Estrategia de flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional’, en el que académicos y colaboradores de la cartera energética esgrimieron argumentos para modernizar la operación eléctrica.

Jobet destacó que hoy las energías renovables intermitentes alcanzan cerca del 25% de la matriz eléctrica chilena: casi 6.000 MW eólicos y solares instalados dentro de los 24.700 MW que constituyen la potencia total.

Pero el desafío estará en los años venideros. De los 129 proyectos de energía eléctrica en construcción por 7.000 MW, 5.500 MW corresponden a fuentes eólicas y solares fotovoltaicas.

Esto enciende luces de alarma sobre cómo deberá responder el sistema ante la variación caprichosa del viento y el sol.

Para ello, Chile mira a los países más avanzados en la incorporación de renovables intermitentes. Un caso es Alemania, que requirió de flexibilizar las centrales generadoras para una mayor respuesta de encendido y apagado. Así generó mayor estabilidad y redujo el desagrado de los empresarios: producir a valores igual a 0 pesos por MWh.

En virtud de ello, Chile ya creó su Estrategia de flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional (ver en línea). Durante el encuentro del martes, Francisco Martínez–Conde, Jefe de la Unidad Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía, explicó que la propuesta se para sobre tres ejes principales, dentro de cada uno se pueden destacar cuatro medidas.

El primer eje tiene que ver con diseñar el mercado para lograr un desarrollo del sistema flexible.

La primera medida apunta a perfeccionar el mecanismo de remuneración de suficiencia, ya que existen diferencias metodológicas del tratamiento que se le da a las distintas tecnologías.

La segunda, se orienta a cómo establecer medidas a largo plazo que incentiven la inversión en tecnologías flexibles. Para ello, habrá que establecer señales a largo plazo que estarán planteadas en el reglamento de potencia, adelantó Martínez–Conde.

La tercera medida tiene que ver con requerimientos asociados tanto a la inercia como al nivel de cortocircuito. Para ello, se requiere analizar soluciones tecnológicas y mecanismos regulatorios que aseguren que el sistema pueda responder a las variaciones de frecuencia y tensión de manera segura y económica.

La cuarta medida apunta a monitorear y evaluar el mercado de Servicios Complementarios para evaluar oportunidades de mejoras.

Como segundo eje Martínez–Conde ponderó al marco regulatorio para incorporar nuevas tecnologías, como el almacenamiento.

La primera de ese alcance busca reconocer el aporte del almacenamiento en las instalaciones a la suficiencia del sistema.

La segunda, mejorar el procesamiento para la programación de inyecciones y retiros de energía de los sistemas de almacenamiento, para que haya claridad de cómo se va a operar. Los resultados que se pretenden es lograr una operación a mínimo costo, aplicable por el Coordinador y dar los mecanismos para que los generadores puedan gestionar su riesgo.

La tercera medida, cómo perfeccionar el tratamiento de sistemas de almacenamiento en la planificación de la transmisión y su participación en mercados competitivos. Es decir, cómo se integra el sistema de almacenamiento en la transmisión de energía eléctrica.

La cuarta medida apunta a permitir la incorporación de proyectos piloto, implementando un procedimiento para otorgar permisos especiales para su desarrollo en distintos segmentos de mercado.

Finalmente, el tercer eje que mencionó el Jefe de la Unidad Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía tiene que ver con mejorar la operatividad flexible en el sistema.

La primera medida dentro de ese pilar, tiene que ver con perfeccionar la señal del costo marginal de energía, mejorando la señal de precios de energía en el mercado spot.

La segunda, perfeccionar el proceso de planificación de la operación, como programaciones diarias, intradiarias.

Tercera medida, perfeccionar la operación en tiempo real, siendo clara para que los agentes comprendan las señales y puedan reducir la incertidumbre de cómo opera el sistema.

La cuarta y última medida tiene que ver con el tratamiento de desvíos de generación y demanda entre la programación de la operación sobre lo que suceda en tiempo real.