¿Qué grandes retos tendrá el Negociado de Energía en 2024? Hay dos casos bien importantes que deberá tratar el Negociado: uno es la actualización del Plan Integrado de Recursos y otro realizar la revisión tarifaria. En el caso del Plan Integrado de Recursos, sería el tercer plan que se radica; el primero se hizo entre el 2015 y 2016, el segundo culminó en el 2020 y el tercero lo iniciamos en 2024, ya que es un plan que se espera que se revise cada tres años. El segundo reto grande que va a tener el Negociado, va a ser la revisión tarifaria.
Yo participé en la última revisión tarifaria, comenzó en el 2016 y culminó en enero 10 del 2017.
O sea que las tarifas eléctricas no se han revisado prácticamente en casi siete años.
Anterior a eso, no se habían modificado desde hace unos 29 años atrás. Así que estamos hablando de que van a ser dos casos medulares que Negociado estaría atendiendo durante el 2024 y tendrá un impacto significativo para el mercado y costos energéticos del país luego de que culminen ambos casos. Otro de los temas medulares para el sector energético son los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) de energías renovables y almacenamiento, ¿considera que, pese a los atrasos, se podrán lograr los objetivos de contratación previstos? Al itinerario de los tranches el Negociado lo hizo dividido en tramos para una mayor organización, pero no había ningún tipo de disposición de ley que forzara que se hiciera de esa manera; simplemente el Negociado quería primero que se dé una señal de mercado en esos tranches iniciales para poder inyectar la mayor cantidad de energía al sistema.
Lamentablemente, como usted bien dijo, hubo un atraso por haber sido el primer proceso de procurement que se hizo dentro de nuestro sistema energético, por lo que todavía estamos lidiando con los primeros tranches. Ahora bien, lo que el Negociado hizo para recuperar el tiempo perdido fue que en lugar de hacer los seis pues juntó algunos de los tranches, para que en vez de dos tranches de 500 se convoque a uno de 1000; entonces, el enfoque sigue siendo la cantidad sugerida en el Plan Integrado.
Así que, en términos generales, a pesar de que el itinerario se ha atrasado, se ha estado tratando de ganar tiempo a través de esa estrategia. Mi opinión es que va a ser un poco retador poder cumplir con los 3750 MW que se supone es lo que deberíamos tener operativos para finales del 2025 y principios de 2026.
Sin embargo, yo creo que se debe hacer un esfuerzo por maximizar la cantidad que se pueda inyectar de manera segura a las redes, porque también tenemos que velar por la estabilidad del sistema que nos permita ser sostenibles, dar margen al cumplimiento de las próximas metas de energía renovable que establece la ley y poder continuar la evolución en esa dirección. Ante el advenimiento de un volumen de energías renovables variables con y sin sistemas de acumulación en baterías, ¿un detalle adicional a evaluar deberá ser la remuneración para sistemas stand alone que puedan brindar servicios complementarios tales como regulación de frecuencia? Sí, pero la definición de la remuneración es parte de los procesos de adquisición de los activos.
En términos de planificación, se planifica que para poder inyectar determinada cantidad de energías renovables como nos exige la ley, tenemos que tener estos componentes dentro del sistema para hacerlo lo suficientemente flexible para acomodar la intermitencia de esa fuente de generación variable. Los sistemas de almacenaje son gran parte de la solución que se tiene que atraer; sin embargo, la economía de esa batería se ve dentro del proceso competitivo de adquisición; o sea, el primer paso sería determinar cuánto necesitamos y en dónde para poder entonces actuar con el acumulador que es el que va a reponer esa pérdida momentánea de la energía renovable.
Así que, insisto, el primer paso es cuánto necesitamos y en dónde, y el segundo sería esa remuneración. Si bien, tenemos una aspiración de un sistema 100% renovable tenemos que también estar conscientes de que no puede ser renovable a cualquier precio, porque si tenemos un sistema 100% renovable a $ 0,75 kWh, qué bien que sea renovable; sin embargo, el costo para el sistema y para la economía del país no lo va a poder aguantar, así que ¿cómo se hace esa remuneración? Eso es parte de los procesos de contratación. Ya han habido ya uno, dos y tres tranches, que están corriendo del plan integrado de recurso anterior y uno de los retos grandes que hubo especialmente en el primer tranche fue precisamente es la compensación que se le da a los dueños de sistemas de baterías específicamente a los stand alone, que no están colocalizados con fuentes de generación. Fue un reto y recuerdo que había mucha preocupación de que los precios no estaban tan acordes con la realidad de reducir los costos energéticos. Entre los primeros proyectos calificados abundan tecnologías solares fotovoltaicas y cada vez más se escucha la advertencia de no colocar todos los huevos en una misma canasta, ¿como se pudiera apostar a una mayor diversificación en el nuevo Plan Integrado de Recursos? Yo comparto la expresión y comparto el pensamiento.
Hay muchos grupos que tienen intereses particulares y tienen una idea de lo que debería ser la transformación del mercado energético. Como exregulador y como persona privada ahora digo que no hay una solución única a nuestra situación energética, la solución va a venir de una combinación de soluciones más pequeñas, armonizando y optimizando esas alternativas para obtener un sistema eléctrico que cumpla con toda la regulación, que cumpla con la política pública energética, pero que al mismo tiempo sea un sistema confiable y que sea un sistema a bajo costo. Mucha gente dice tiene que ser todo renovable y dentro de la renovables, tiene que ser este tipo de renovable; yo digo que no deberíamos centrarnos en cuál es la solución, si no empezar a mirar y optimizar dentro de las opciones que tenemos cuál es la combinación que mejor le sirve al país.
Esta discusión debería ser bien importante dentro del análisis del nuevo plan integrado de recursos.
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