A través de su cuenta twitter, el gremio que representa a los empresarios del rubro solar, manifestó públicamente que un "estudio muestra una mejor alternativa de fórmula al Precio Estabilizado.
El post en la red social, que rápidamente tomó vuelo entre los referentes de la industria, se refiere al informe que realizó Valgesta Energía (Descargar Informe), realizado bajo encargo de las dos instituciones más importantes del sector de las energías limpias en Chile: ACERA y ACESOL.
En síntesis, el estudio técnico apunta principalmente a analizar el cálculo del precio estabilizado, vital para el desarrollo de los parques de energía renovable, en función de distintos escenarios.
Estudio muestra una mejor alternativa de fórmula al PE, propuesta por #ACESOL y #ACERA, al Ministerio de Energía a https://t.co/nn7PD8XbCm vía @@acesol ACESOL (@acesol) September 24, 2019
Esta propuesta está muy equilibrada entre la certidumbre del actual sistema y las inquietudes planteadas por terceros, así como las expresadas por el minsitro @JCJobet.
Esperamos puedan ser incorporadas al mecanismo definitivo y sigamos teniendo un próspero sector PMGD @ACERAAG https://t.co/7PmgOk0BzY Jose Ignacio Escobar (@joseolico) 24 de septiembre de 2019
De acuerdo al texto publicado en la web de ACESOL, los lineamientos generales que estimularon su evaluación fueron:
- Dar una señal espacio y temporal para reflejar la realidad de cada nodo y bloque horario.
Este punto es compartido con el Ministerio.
- Mantener el lineamiento con las políticas públicas definidas desde la Ley Corta I, en la cual se fomenta el desarrollo de generación distribuida por sus múltiples beneficios.
- Asegurar estabilidad en las inversiones, de modo que los proyectos ya construidos no sean afectados de manera significativa en relación a las inversiones que ya han realizado.
- Caso 1 base: Corresponde al caso base propuesto por el Ministerio de Energía.
Es una evaluación fiel del contenido del borrador con ajuste único aditivo y fijado una vez al año aplicable a seis bloques horarios en cada nodo del sistema.
- Caso 2: Corresponde a una variación menor del caso base propuesto por el Ministerio de Energía.
Solo modifica que la fijación se mantiene en abril y octubre de cada año al igual que como se ha hecho previo a la propuesta del Ministerio.
- Caso 3 (Propuesta de ACERA-ACESOL): Corresponde a una variación en la determinación del factor de ajuste, aplicando la misma fórmula de banda existente, pero aplicándola a cada nodo y cada bloque horario del sistema.
Se calcula ancho de banda y el factor de ajuste correspondiente cada nodo y bloque horario con las bandas del PMM sistémico.
Las fijaciones se realizan en abril y octubre de cada año.
- Caso 4: Esta alternativa propone que se apliquen factores de ajuste al precio nudo de corto plazo de cada nodo que buscan mantener la señal horaria de los seis bloques propuestos por el Ministerio, al cual se agrega un análisis de piso mínimo: Se analiza una modificación simple a la propuesta del borrador del Ministerio, al aplicar un piso mínimo a los ajustes de precio estabilizado que permitan viabilizar las inversiones a través del financiamiento bancario y así no contradecir los lineamientos de política pública que buscan incentivar la generación distribuida.
Así fue que los expertos se hicieron dos preguntas vitales: ¿Cómo es la correlación del resultado de cada caso con la señal de costo marginal? ¿Qué tan distante es el resultado de cada caso con la señal de costo marginal? Puntos centrales del informe Respecto a las alternativas analizadas, el objetivo del estudio buscó desprender ciertas conclusiones que permitan comparar la propuesta del Ministerio a través de su borrador para observaciones, en términos de las señales que se entregan a los desarrolladores de proyectos PMGD/PMG.
De esta manera, las propuestas revisadas en conjunto con el Cliente buscan estar en línea con el objetivo de que la estabilización de precios contenga una señal de localización y temporal dada por el costo marginal proyectado, siempre y cuando no se contraponga a los objetivos de política pública que promueven el desarrollo de generación distribuida. Conclusiones
- El análisis de señal temporal con distancias entre precio básico y precio estabilizado horario muestra los offsets producto del ajuste.
Para cada bloque horario se obtienen distintos resultados y se desprende lo siguiente:
- El caso 1 y 2 por sus esquemas aditivos tienen un offset equitativo para todos los bloques horarios.
Esto tiene el riesgo de que no se cumpla con el objetivo de mantener un piso mínimo para el desarrollo de las inversiones de generación distribuida y por ende contraponerse con el objetivo de política pública.
- El caso 3 (Propuesta ACERA ACESOL) tiene distancias variadas para cada bloque porque mantiene el piso mínimo del PMM 30%.
La separación por bloques hace que haya diferencias entre los precios estabilizados por bloques, pero se suavizan y mantiene el piso mínimo proveniente de la comparación con la referencia de mercado.
- El análisis de señal de localización se desprende de un nodo simulado con costos marginales desacoplados en el bloque horario D.
Se miden los mismos indicadores para visualizar el comportamiento de las distintas alternativas de ajuste aplicados a este nodo.
Las conclusiones son las siguientes:
- El caso 3 sigue de mejor manera las variaciones en un nodo desacoplado que no es el de referencia.
Esto es de esperar, ya que el caso 3 hace un ajuste personalizado por nodo y bloque sin tomar en cuenta la referencia, lo que entrega una mejor señal de localización en relación al indicador R cuadrado.
- El caso 4 tiene variaciones que son explicadas en menos de un 50% por las variaciones de la señal de costo marginal de acuerdo al índice R cuadrado.
Y en este sentido, valoró que "el análisis de piso mínimo con precio básico de 24 horas entrega un resultado similar al del caso 3, en el sentido que también da cumplimiento a los objetivos definidos.
Sin embargo, al analizar los coeficientes de determinación (R cuadrado), el caso 3 tiene mejor correlación con la señal marginal para el nodo referencia.