El efecto Asch, la transición energética y los bloques horarios

En los años cincuenta se realizó un experimento de psicología social que demostraba que el comportamiento de las personas se modifica bajo presión social. Por el nombre de quien lo condujo fue denominado “experimento de Asch”, y demostró que las personas tienden a cambiar sus decisiones a partir del parecer del entorno. Este experimento demostró que dejarse persuadir por la opinión de la mayoría es más común de lo que se cree, inclusive en casos en los que la decisión es muy objetiva.

Algo de ello ocurre en el ámbito de la regulación eléctrica. Desde hace un tiempo se ha hecho común la idea de que la transición energética supone simplemente agregar mayores fuentes de energía renovable no convencional (ERNC) a la matriz eléctrica del país. Sin embargo, esta visión oculta bajo la falda del sector eléctrico a los reales responsables de las emisiones de GEI en el Perú: el uso de suelos, la agricultura y el transporte.

Se culpa al sector eléctrico de algo que le concierne solo en menor grado, pues únicamente representa el 7% de las emisiones totales del país (las cuales, a su vez, representan el 0,3% de las emisiones mundiales). El 93% restante de las emisiones nacionales pasa por debajo del radar.

Además de ello, se ha instaurado en el mundo la idea de que una mayor entrada de ERNC tiene por efecto inmediato una reducción de precios en favor de los usuarios, y bajo el influjo de esa opinión mayoritaria, las autoridades, seguramente bajo el efecto Asch, aseguran que así ocurrirá en nuestro caso.

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Existe un proyecto de ley que promueve, entre otras cosas, que las distribuidoras adquieran solo energía (sin requerir potencia de respaldo) y, además, que aquella no tenga que ser provista 24/7 sino solo en determinados bloques horarios (en algunas horas del día).

Para nadie es un secreto que este nuevo esquema de contratación tiene como único propósito favorecer la incorporación de fuentes renovables, y en especial la tecnología solar, la cual no cuenta con potencia por restricciones regulatorias y únicamente puede producir electricidad durante una parte del día.

En origen, el sustento del proyecto fue la reducción de emisiones, pero en el tiempo ha ido ganando fuerza el argumento de que es un mecanismo para bajar tarifas. Y aquí comienza la confusión, porque el proyecto de ley sí contiene otras disposiciones que tendrán injerencia -aunque menor-, en una eventual reducción de tarifas, pero la realidad es que ello no se debe a la entada de ERNC ni a la contratación por bloques horarios. Primero porque nada asegura que los precios a los que se compre este tipo de energía de nuevos proyectos serán menores a los de los jugadores instalados y, segundo, porque nada asegura que los bloques horarios que queden libres de ofertas de proyectos solares harán que el usuario, en el agregado 24/7, pague menos.

El caso chileno es aleccionador. En Chile la contratación por bloques horarios fue presentada como un mecanismo para introducir competencia y reducir precios, pero los resultados no han sido los que se esperaban. En la última licitación por bloques horarios en la que se adjudicaron 3.600 GWh-año (casi el 10% de la demanda anual del mercado regulado) hubo muy pocas ofertas a precio competitivo (varias fueron descartadas por superar el límite máximo establecido por la autoridad) obteniéndose un precio promedio de adjudicación de US$56 MWh y, con los denominados “costos laterales” del sistema, el precio total se acerca a los US$70 MWh (solo para tener una idea, los precios en el mercado de contratos en el Perú en este momento rondan los US$45 MWh).

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La agresiva promoción de renovables en Chile vía bloques horarios, en cuanto a reducción de precios, ha sido un desencanto.

Aquí las cosas comienzan a pintar igual y las razones son básicamente las mismas: se intenta ir, por ley, hacia una fuerte presencia de renovables sin haber cuantificado los denominados costos laterales (los servicios que hacen que la energía se entregue en condiciones adecuadas de seguridad y calidad) ni haber definido el mejor esquema de asignación de estos costos. Tampoco se ha dimensionado el costo adicional que los usuarios han de pagar debido a la necesidad de nuevas líneas de transmisión para hacer frente a la variabilidad característica de las ERNC.

Nadie habla tampoco de la necesaria reforma del esquema de despacho basado en costos variables que generará que en determinados puntos del sistema eléctrico el costo marginal sea igual a cero.

Así, el proyecto de ley parece representar más un apetito por “aparecer en la foto” del lado de la promoción de energías de bajas emisiones, que una preocupación real por el futuro del sistema eléctrico.

Ahora bien, la entrada de ERNC será un hecho con o sin proyecto de ley. Hoy el ‘pipeline’ de proyectos del COES está compuesto al 90% por proyectos renovables (no se observan proyectos térmicos o hidroeléctricos en el futuro cercano). Pero no solo eso. Existen proyectos solares y eólicos que ya están en construcción a partir de decisiones voluntarias, espontáneas y en condiciones de mercado. Entonces, el enfoque de sobrepromoción de energías renovables debe complementarse con el análisis del costo que tendrán que asumir los usuarios por ello.

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Hace 15 años nos apresuramos en un proceso de promoción de ERNC que viene costando, a la fecha, más de US$1.500 millones en subsidios pagados por los usuarios eléctricos, dinero que habría sido ahorrado si en aquel momento el análisis costo-beneficio y la prudencia hubiera sido la regla (el “apuro” de las autoridades por promover ERNC impidió que los usuarios se beneficien de la reducción de costos que experimentaron estas tecnologías en el tiempo).

Esto demuestra que las buenas intenciones no son suficientes y que es necesario repensar los modelos de fomento según criterios económicos y de seguridad, pero, sobre todo, poniendo al usuario eléctrico en el centro del propósito de la regulación energética.

Nuestro país no puede darse el lujo de abandonar la senda de la competitividad. Para ello es crucial procurar precios de mercado y, sobre todo, asegurar la confiabilidad del sistema eléctrico en el largo plazo. La sola entrada de renovables, sin energía convencional de respaldo, no solucionará el problema de precios que viene advirtiendo el COES por el posible uso del diésel a partir del año 2025. Aunque suene contracorriente, en el sector eléctrico la preocupación por las emisiones es necesaria pero no suficiente para definir una política de transición razonable hacia el 2030.