El panel “La visión estratégica de los grandes actores para la regulación primaria de frecuencia” abordó la evolución del marco regulatorio, las experiencias operativas de distintas tecnologías y el reciente levantamiento de la exoneración a las renovables no convencionales (RER).
Luis Flores, moderador, explicó que el modelo actual, implementado hace unos doce años, instauró la delegación del servicio dentro del portafolio del generador a través de sistemas de almacenamiento. Recordó que la regulación primaria de frecuencia (RPF) es obligatoria, sin remuneración, y que las RER fueron inicialmente exoneradas debido a incentivos de las subastas, aunque la lógica de “guardar capacidad” nunca fue coherente con los objetivos de maximizar producción. Con la creciente penetración renovable, subrayó que todas las tecnologías deberán cumplir con la RPF.
Rubén Milla, subgerente de Gestión Operacional de Fenix, la describió como “una suerte de servicio militar obligatorio”. Explicó que la empresa delega la RPF desde la turbina a vapor hacia las turbinas a gas, que deben reservar una franja adicional para cumplir con el requerimiento. Señaló que la reserva exigida –entre el 2% y 3% de la energía anual del sistema– representa cerca de 2 TWh y aproximadamente 60 millones de dólares.
Consideró que ese monto permitiría financiar entre 70 y 80 MW de baterías y que en pocos años podría cubrirse toda la reserva necesaria para integrar la creciente capacidad solar proyectada. Afirmó que las baterías son la solución más adecuada para el sistema y sostuvo que los servicios complementarios, incluida la RPF, deben desarrollarse en un mercado competitivo, eficiente y con retribución a la inversión.
Ricargo Aguilar, subgerente de Comercialización de Kallpa, detalló que su portafolio –hidroeléctrico, termoeléctrico y solar– permite diversas formas de cumplimiento. Mientras la generación hidroeléctrica brinda el servicio sin dificultades, las turbinas a vapor presentan retos por su falta de velocidad de respuesta.
Por ello, Kallpa ha recurrido al mecanismo de delegación dentro de sus propias centrales y ha incorporado almacenamiento sin baterías, siendo la segunda empresa en utilizar esta tecnología para la RPF. Indicó que ha sido un proceso de aprendizaje, pero que la solución permite mantener la calidad del servicio eléctrico y operar de forma óptima, combinando hidroeléctricas, turbinas a gas y baterías.
Diego Farfán, jefe de Análisis de Mercado de Statkraft, recordó que varios de sus activos hidroeléctricos fueron construidos hace más de 50 años, sin exigencias de regulación primaria. Esto los llevó a realizar inversiones en modernización de control, reguladores de velocidad y sistemas electromecánicos.
Aunque los activos recientes, como la central Cheves, ya fueron diseñados para brindar el servicio, persisten retos técnicos en unidades antiguas. Indicó que la delegación entre hidros puedes ser más compleja que en termoeléctricas y que el futuro mercado de servicios complementarios debería incluir la RPF, permitiendo asignarla competitivamente entre tecnologías sin discriminación.
Respecto al levantamiento de la exoneración a las RER, los tres panelistas coincidieron en que era un cambio necesario. Milla señaló que la medida se alinea con la neutralidad tecnológica, aunque cuestionó que aparezca en un régimen aún obligatorio y sin esperar el reglamento del mercado de servicios complementarios.
Aguilar destacó que todas las tecnologías deben asumir el servicio para garantizar la confiabilidad del sistema, especialmente considerando que parte de la necesidad de regulación proviene de la intermitencia renovable.
Farfán agregó que, aunque la eliminación era previsible, no debería exigirse que cada unidad brinde la RPF desde su propia instalación; los esquemas de delegación y el uso de tecnologías más eficientes, como baterías, podrías evitar ineficiencias y la concentración geográfica del servicio.
