Acerca de una decisión de UTE sobre el mercado eléctrico
Implicancias de la reciente asignación de potencia firme a las nuevas tecnologías en el mercado mayorista de energía eléctrica.El sector eléctrico a nivel global se vio recientemente revolucionado por nuevas tecnologías como las fuentes eólica y solar fotovoltaica y las baterías a gran escala, entre otros recursos distribuidos. El marco regulatorio promovido en Uruguay a comienzos de siglo, avanzado en su momento, había quedado desactualizado al no incorporar estos cambios ya presentes en la realidad del sector.
En ese sentido, el Poder Ejecutivo emitió un decreto hace unas semanas [No. 242/03] reconociendo a las nuevas tecnologías potencia firme en el mercado mayorista de energía eléctrica, luego de una década de discusiones. En esta columna comentamos qué se hizo, por qué se hizo, qué impacto puede esperarse, y el camino por delante.
Contexto: reforma de los sectores eléctricos y el caso uruguayo
Hacia fines de la década de los ‘80 y a lo largo de los años ‘90 del siglo pasado, diversos países del mundo reformaron la estructura de sus sectores eléctricos, argumentando que la planificación centralizada a través de una empresa verticalmente integrada no presentaba incentivos a la eficiencia, podía resultar en problemas fiscales debido a fijación de precios con criterios no técnicos, y cargaba los riesgos de las inversiones a los consumidores, entre otros.
Se introdujo, de esta forma, competencia en la generación de energía eléctrica (las reformas más ambiciosas también en la comercialización) con el objetivo de abastecer la demanda de energía eléctrica al menor costo posible, generar eficiencias, y mantener altos estándares de calidad de servicio y seguridad de suministro.
En Uruguay, la reforma se dio mediante la ley marco del sector energético de 1997 [Ley Nº 16832 “Ley Reguladora del Marco Energético”], luego reglamentada mediante los decretos reglamentarios de 2002 [Decreto Nº 276/002 “Reglamento General del Marco Regulatorio del Sistema Eléctrico Nacional”, Decreto Nº 277/002 “Reglamento de Distribución del Energía Eléctrica”, Decreto Nº 278/002 “Reglamento de Trasmisión del Energía Eléctrica”, y Decreto Nº 360/002 “Reglamento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica”]. El marco normativo creó el mercado mayorista de energía eléctrica, creó la figura de un operador y administrador de mercado independiente (ADME) y un regulador independiente (la actual Ursea), permitió competencia en la generación, otorgó libre acceso a la red de trasmisión, manteniendo las actividades de trasmisión y distribución como servicio público regulado (práctica usual, al ser considerados “monopolios naturales”).
Por qué son necesarios los mecanismos de garantía de suministro, y qué hizo el decreto en cuestión
Los diversos mercados mayoristas a nivel mundial han incluido formas de remunerar la capacidad puesta a disposición por centrales de generación, más allá de que sean despachadas o no, a modo de incentivar la expansión de la generación a un nivel que asegure el suministro en todo momento.
En ese sentido, se diseñaron para el mercado uruguayo los denominados mecanismos de garantía de suministro, que incluyen el requerimiento previsto de garantía de suministro, seguro de garantía de suministro, requerimiento de contratar, reserva nacional, y reserva anual, entre otros.
La interacción entre estos mecanismos es un tanto compleja, pero en síntesis el punto central es que si un agente quiere comprar energía en el mercado a través de un contrato, deberá a su vez contratar un seguro a modo de asegurar que un generador podría proveer parte de esa energía en momentos futuros de emergencia del sistema.
Se entiende que el decreto buscó una doble finalidad: cubrir un vacío regulatorio, e implementar el marco vigente
En cuanto al vacío regulatorio, los Informes de Garantía de Suministro de ADME mostraban desde 2016 que con la metodología vigente al momento había un faltante de potencia firme de lar o plazo, y por tanto se debían realizar licitaciones para la instalación de nuevas centrales, cuando el sistema estaba bien respaldado, y esto no era necesario en los años venideros [2016. Propuesta de cálculo de la Potencia Firme de Largo Plazo].
El problema es que se reconocía potencia firme sólo a las centrales térmicas, en base a su disponibilidad histórica, y a las hidroeléctricas, en base a simulaciones de la energía que podrían generar en años secos. Pero luego de la instalación de más de 1500 MW de energía eólica y 270 MW de energía solar fotovoltaica, los períodos de sequía ya no son tan críticos [UCU, 2023. Costo de Abastecimiento de la Demanda (CAD) bajo escenario fáctico y contrafáctico - Actualización 2020, 2021 y 2022.], debido principalmente a la sinergia entre las fuentes renovables tanto a nivel diario como estacional. Otros eventos pueden ser de mayor estrés para el sistema actual, como una salida inesperada de la central de ciclo combinado.
Respecto a la implementación del marco vigente, el mencionado mercado mayorista es prácticamente inexistente en Uruguay, habiéndose implementado un esquema de comprador único. Los roles institucionales creados para el esquema de mercado, y por ende los mecanismos de incentivo a la eficiencia, tampoco fueron implementados en su totalidad. No ha sido el operador del sistema el que ha decidido la expansión de la trasmisión, no han sido los productores quienes han decidido cuando y como expandir la capacidad de generación, no ha sido el regulador el que ha determinado el nivel y la estructura tarifaria con los criterios técnicos estipulados en los reglamentos, y no ha habido una separación regulatoria de los diversos roles de la empresa eléctrica.
La falta de reconocimiento de potencia firme a las nuevas tecnologías presentaba a su vez una traba artificial en la implementación del esquema reglamentado. Al reconocerse firmeza sólo a las centrales hidroeléctricas y térmicas, operadas por UTE, terceras partes hubiesen tenido que instalar respaldo térmico (que no iba a ser utilizado), en vez de darse uso (y remuneración) a la potencia firme existente.
Qué impactos se espera del reconocimiento de potencia firme a las nuevas tecnologías
La nueva metodología define los mencionados momentos de emergencia (“horas críticas”) como el 1% de las horas de cada mes con mayor costo marginal en base a simulaciones realizadas por ADME, reconociéndose como potencia firme la que se espera que cualquier tecnología sujeta a despacho pueda aportar en esos momentos.
En base a cálculos realizados en los últimos años por ADME, se espera que el reconocimiento de potencia firme a las fuentes eólica y solar fotovoltaica ronde entre 10% y 15%, dependiendo del resultado de las nuevas simulaciones.
Si bien se espera que comiencen a concretarse contratos entre terceras partes, no se espera que esto resulte en una migración masiva de grandes consumidores de UTE al mercado, dado que la empresa también puede realizar contratos con estos. Considerando su portafolio de fuentes de generación, y la disposición de prácticamente la totalidad de la potencia firme actual, se espera que en muchas ocasiones la empresa pueda ofrecer condiciones más competitivas que las de un desarrollador privado. Es de esperarse entonces una migración gradual, focalizada y paulatina, que dependerá del comportamiento de la empresa y del mercado en general.
Por otro lado, por cada gran consumidor que migre, UTE percibirá ingresos por los peajes correspondientes por uso de red, el pago de la potencia firme de sus centrales que requiera el mercado, e ingresos eventuales en el mercado spot (faltantes de energía de corto plazo).
El camino por delante
Si bien actualizar el reconocimiento de potencia firme en el marco vigente era imperante, el camino por delante es aún extenso. Existe un potencial enorme para el sector eléctrico nacional, impensado unos pocos años atrás, impulsado por proyectos electro-intensivos (hidrógeno verde y data centers, entre otros).
Los mecanismos vigentes en la regulación fueron pensados para demandas firmes, pero en el futuro, la flexibilidad será uno de los atributos más importantes de la red eléctrica, a medida que las energías intermitentes continúen expandiéndose. Si existen demandas flexibles dispuestas a apagar su consumo ante fallas de sistema o durante periodos prolongados de escasez o precio spot elevado, ¿hace sentido exigirles asegurar para del consumo futuro en momentos de emergencia? Similarmente, ¿hace sentido exigirle a este tipo de demandas el mismo peaje por uso de red que a una demanda firme, si utilizan capacidad ociosa que no dispare mecanismos de expansión? [Presentación de Mario Vignolo, PhD - Director – Clerk, en el IX Congreso LATAM Renovables organizado por AUDER]
Muchas normativas a nivel mundial han permitido a las demandas flexibles ofertar ser desconectadas, difiriendo inversiones en la expansión de la capacidad de generación y trasmisión. A su vez, otros mercados en Uruguay, como el del gas natural, ya han incursionado en esta discriminación entre demandas interrumpibles y no interrumpibles, y pueden servir de ejemplo para estas consideraciones. Éstas determinarán si los proyectos electro-intensivos serán parte del sistema u operarán de forma aislada, lo que sería ineficiente dadas las inversiones ya materializadas.
Conceptualmente, el fin de la política pública debe estar centrado en el bienestar de los consumidores y el desarrollo económico, y no en garantizar los resultados de las empresas, sean estas públicas o privadas. Las empresas deberán adaptarse a las condiciones de mercado (regulatorias, tecnológicas y de comportamiento de los consumidores) para poder competir en base a la permanente mejora de sus niveles de eficiencia,