Cuando se inició esta serie relacionada con el Decreto 93-96, se mencionó
que dos críticas frecuentes relacionadas con la generación eran las siguientes:
1)Nuestra matriz energética no es aún suficientemente “renovable”.
2)Nuestro modelo ha atraído demasiada oferta en generación, por lo que existe capacidad instalada operativa que no está siendo remunerada.
En las últimas cuatro entregas revisamos la operación real del parque generador, en condiciones de año seco contra las condiciones de año húmedo lo que, en relación a las críticas, nos permite concluir lo siguiente:
a)La condición de ser “suficientemente renovable” tiene como límite el riesgo de desabastecimiento implícito a las tecnologías renovables, riesgo que hace necesario implementar una reserva térmica para respaldar su operación.
Este cambio estructural, por ser mayor, nunca debiera darse sin una planificación y discusión cuidadosas.
b)En el caso ya indicado, la operación real durante el año seco 2019 resultó en el despacho de casi la totalidad de las centrales térmicas de base entregando energía en sustitución de las hidroeléctricas con déficit de recurso. Eso significa que el recurso térmico instalado era en ese momento el necesario para la seguridad de suministro del sistema. El anterior análisis se hizo con relación al balance energético de un año completo, sin considerar ninguna revisión de la operación en tiempo real, la cual incrementa la necesidad de reserva para las variaciones no programadas en la generación renovable. Si algún lector tiene interés en profundizar este tema, puede consultar el registro histórico de estas variaciones en la página web de la CNEE, monitor semanal, el cual brinda esta información.
c)En función de lo anterior, podemos afirmar que no es cierto que exista generación instalada en exceso, no al menos en los años 2019-2020. Lo que sí es cierto es que la oferta no se encuentra totalmente contratada, lo que se convierte en un riesgo para el sistema pues es un contrato el que asegura las condiciones de entrega al contratante de parte del contratado. Esa es una condición necesaria de mejora para nuestro modelo, y antes fueron citadas formas en las que dicha contratación podría ser efectuada.
Las medidas a tomar son por lo menos dos y ninguna es de implementación en el corto plazo, lo que hace necesario empezar desde ya a tomar acción al respecto:
1)Seguir creciendo y actualizando la matriz energética, en función de las necesidades de aseguramiento del suministro durante un año muy seco, así como para la obtención de un costo de suministro lo más estable posible en las actuales situaciones de volatilidad inflacionaria en los precios de las commodities. Este aseguramiento, si se plantea dentro de las licitaciones PEG, está orientado al suministro de la demanda regulada, pero no incluye a la demanda no regulada ni a las empresas eléctricas municipales.
La responsabilidad de esta medida recae en las distribuidoras en coordinación con la CNEE, previa definición del plan indicativo de generación y de política energética por parte del MEM.
2)Modificar la normativa para asegurar la contratación y pago de las reservas, bajo un criterio económico de optimización de recursos. Las mismas caen bajo la esfera de responsabilidad del AMM, y su posterior aprobación toca a la CNEE.
Por último, cuando las dos acciones anteriores hayan sido cumplidas, se debe continuar evaluando los resultados y con ello a nuestro modelo de mercado, basado en costos para establecer la necesidad de nuevos ajustes, sean estos menores o mayores, incluyendo en este último caso la evolución gradual a un modelo basado en precios. Este cambio estructural, por ser mayor, nunca debiera darse sin una planificación y discusión cuidadosa, participando todos los agentes involucrados, quienes resultan ser los verdaderos expertos y conocedores del mismo.
