noviembre 16, 2021 | Industria
Valgesta Nueva Energía, en su boletín mensual analizó el tema del déficit de suministro de energía, considerando el estudio del Coordinador Eléctrico Nacional sobre seguridad de abastecimiento para el periodo de octubre de este año y septiembre de 2022, bajo el supuesto de la baja disponibilidad hídrica e indisponibilidades de grandes unidades generadoras, en que se prevé un déficit de energía para la zona sur del sistema, desde Valdivia a Chiloé.
Según la consultora, «el escenario que se presenta para el corto plazo (2022 y los siguientes años) es complejo. Debemos asumir como hipótesis para planificar que los años serán secos, por lo que el aporte hidroeléctrico será cada día más escaso; nos encontramos ante el cierre progresivo de centrales a carbón, lo que implica que en ciertas horas, días e incluso semanas, donde el aporte renovable solar y eólico no alcanza a sustituir esta energía dada su variabilidad; contamos con un sistema de transmisión que durante toda la década presentará congestiones, desacoplándose la zona norte con el centro sur del país (donde se concentra el consumo de electricidad), lo que también ocurre en la zona sur desde el sur de Valdivia hasta Chiloé, por lo menos hasta fines de 2023; y finalmente, la importación de GNL se ha hecho más riesgosa dada la norma emitida por la CNE, junto con existir condiciones comerciales en Asia que podrían significar que parte de los barcos comprometidos para el mercado chileno, se pueden desviar hacia ese mercado por los valores a que está llegando el combustible».
Es así como se reiteró la idea de se requiere definir una agenda de corto plazo, «que tenga por objeto cumplir al máximo nuestros objetivos de mitigación, adaptando nuestro sistema eléctrico a los cambios del entorno, asegurando un suministro eléctrico eficiente».
Entre las medidas medidas que debería contemplar esta estrategia, de acuerdo con Valgesta, está el impulso de la transmisión y la aceleración del almacenamiento de energía, además de revisar y mejorar la logística del diésel y el stock de gas natural, junto a los reglamentos vigentes.
«Esta Agenda debe ser liderada por la autoridad y acompañada por todos los segmentos del sistema eléctrico. Ciertamente este no es un problema privado, ya que no contar con suministro eléctrico es un problema político, social y económico, por lo que el Ministerio de Energía no puede dejar entregada la solución de un problema complejo, que requiere articular una serie de actores, cambios regulatorios y sentido de urgencia, simplemente a que de manera individual las empresas solucionen un problema público», planteó la consultora.
octubre 6, 2021 | Industria
La necesidad de que las iniciativas que se toman en torno a la descarbonización sean realizadas con un análisis detallado de los impactos asociados planteó un análisis de Valgesta Nueva Energía, a propósito de la crisis energética que afecta a algunos países europeos, donde se ha registrado la mayor alza de precios en más de una década, especialmente en el gas natural.
«Una situación similar a la europea fue la vivida en Chile entre julio y agosto de este año, periodo en que la condición hidrológica seca y la indisponibilidad de centrales de generación incrementó la volatilidad en los costos marginales, con máximos en torno a 250 USD/MWh, en algunas barras, y puso a prueba la seguridad de suministro en el sistema», señala el documento.
Ante este escenario se indica que «situaciones como estas deberían encender las alarmas, o al menos tomar atención, sobre iniciativas de transición energética hacia la descarbonización de los sistemas eléctricos que no cuentan con un análisis detallado de los impactos asociados a su implementación ni de cómo estos impactos se ven influenciados por la situación energética global»
«Un ejemplo de lo anterior es el proyecto de ley de cierre de centrales a carbón 2025 que se está discutiendo actualmente en Chile. Si bien no existen dudas de la necesidad de avanzar en el cierre de las plantas a carbón, no se puede poner en riesgo la seguridad del sistema como tampoco los costos asociados a estas medidas que, producto de una mala implementación, podrían conducir a elevados precios y riesgos en el suministro de energía. Esto último no solo generará impactos económicos en los consumidores, sino también podría afectar la implementación de acciones en favor del cambio climático que tanto se necesitan», sostiene el análisis.
También se aclara que esto no supone desacelerar el actual proceso de incorporación de energías renovables, sino que lo importante «es avanzar en que las modelaciones, basadas en modelos teóricos que se fundamentan en una planificación óptima de los sistemas eléctricos, permitan evaluar de mejor manera la realidad que enfrentan estos sistemas».
«En consecuencia, probablemente la transición energética en Chile será el desafío más importante del sector energía en los próximos diez años, por lo que se requiere hacer los análisis y ajustes necesarios para no estresar al sistema innecesariamente. En conclusión, para salvaguardar tanto la economía como la transición hacia una energía limpia y un país carbono neutral, se deben formular políticas públicas para anticipar y gestionar las oscilaciones del mercado energético, y llevar a cabo el proceso de transición de manera responsable, segura y que no genere impactos sociales ni ambientales negativos», concluye el informe.
septiembre 15, 2021 | Industria
Valgesta Nueva Energía, en su reporte mensual, advierte una serie de consideraciones en torno a los resultados de las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados, precisando que se aprecian riesgos comerciales, considerando algunas condiciones que se están dando en el sistema eléctrico, como el desacople de costos marginales y la estrechez de la transmisión en ciertas zonas.
«Además de los costos de desarrollo de la tecnología, un ofertante debe considerar el riesgo comercial que enfrenta su proyecto en el mercado eléctrico chileno (considerando el contrato de suministro). Este riesgo comercial está asociado a la variación en los ingresos y costos esperados de la ejecución del contrato considerando la participación del proyecto en el mercado físico o mercado spot. Lo anterior, debido especialmente a los riesgos asociados al nivel y perfil de generación y a los desacoples de los costos marginales. Como consecuencia de ello, en los precios de los contratos se suele agregar una prima asociada a este riesgo comercial», señala el documento.
Factores
Según el análisis de la consultora, es necesario considerar la posibilidad de riesgos ante la posibilidad de que la unidad de generación «aumente o disminuya su generación con respecto al valor esperado (por ejemplo, por vertimiento de ERV), convirtiendo al suministrador en excedentario o deficitario y obligándolo a hacer frente a la variabilidad del costo marginal».
Otro punto de atención es de que el perfil de generación se puede diferenciar considerablemente con el de consumo de manera horaria, lo que podría dejar al «expuesto a la variabilidad de los costos marginales para aquellas horas en que presenta un déficit (o exceso) de generación. De manera adicional, es de esperar que el perfil diario de generación (y el de demanda probablemente) varíe durante el año, aumentando aún más el riesgo asociado».
También menciona que pueden darse riesgos si es que se producen diferencias en costos marginales, especialmente entre los puntos de inyección y de retiro, debido a problemas de congestión en la transmisión, por lo que se indica que las proyecciones de los oferentes consideren que el desarrollo de líneas de alta tensión sea el óptimo, «eliminando futuros desacoples entre los costos marginales y la posibilidad de vertimientos debido a congestiones».
«Como Valgesta no compartimos esta percepción de bajo riesgo comercial, especialmente antes del año 2030. Se proyectan claros desacoples de los costos marginales entre la zona norte y sur del país debido a las congestiones, por lo menos hasta la entrada de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre 500 kV, lo que se traduce en un impacto en el balance de inyección y retiro, y se espera que este tipo de desacoples sigan existiendo en alguna medida en el futuro. Debido a estos problemas de transmisión proyectados, tampoco existe certeza de poder generar la energía esperada. De esta manera consideramos relevante el riesgo de producción y el riesgo asociado a la localización de los puntos de retiro, no siendo esto consistente con considerar una baja prima por riesgo comercial», sostiene el reporte.
Como conclusión, el análisis de la consultora señala que «algunas de las ofertas adjudicadas son muy arriesgadas, lo que podría implicar un complejo panorama a la hora de buscar financiamiento y por ende concretar la inversión comprometida. Sin perjuicio de ello, la tendencia a la reducción de los precios de largo plazo del suministro eléctrico es una buena noticia para los consumidores».
«Lamentablemente, los clientes regulados no veremos esta tendencia por lo menos hasta el año 2028, al momento en que se termine de pagar la deuda originada por la ley de estabilización de tarifas eléctricas presentada por el Gobierno en noviembre de 2019», se agrega.
agosto 23, 2021 | Industria
Un aumento en las tarifas eléctricas para los clientes residenciales, de entre 2,6% y 8,9% pronostica un análisis de Valgesta Nueva Energía, titulado «Dólar al alza, preludio de tormentas y truenos», a partir de dos escenarios modelados que consideran que el fondo de estabilización de precios de la energía llegue a su límite, de US$1.350 millones, durante el próximo año o en 2023.
Según el análisis el actual aumento que experimenta el tipo de cambio se ha vuelto otro factor de preocupación en el sector, pues presiona al Fondo de Estabilización de Precios de la Energía para que llegue a su límite de US$1.350 millones.
El documento indica que, si este nivel se alcanza antes de junio de 2023, «obligará a ajustar el precio de la energía (PEC), para no seguir acumulando más saldos», traduciéndose en un alza en el precio estabilizado y, por ende, en las tarifas finales para clientes regulados.
«Adicionalmente, la ley dispone que los saldos deben ser pagados en su totalidad a fines de diciembre de 2027 y, en caso de que esto no suceda, el PEC debe ser ajustado de tal forma de lograr dicha meta. Lo anterior también se traduce en aumentos en las cuentas finales», se precisa.
Si los actuales niveles del dólar se mantienen, la consultora sostiene que se modelaron dos escenarios: «El primero con un tipo de cambio de 775 CLP/USD desde agosto de 2021 en adelante, cercano al promedio actual del tipo de cambio de agosto a la fecha; y el segundo escenario fue definido con un tipo de cambio que tiene un valor de 775 CLP/USD en agosto de 2021 y llega a 800 en noviembre de 2021, valor que se mantiene hasta finales de 2027».
«En base a estos escenarios, el límite de 1.350 MM USD podría ser alcanzado entre finales de 2022 y principios de 2023. Específicamente, el primer escenario muestra que el límite del fondo es alcanzado en febrero de 2023, mientras que el segundo escenario alcanzaría el límite en septiembre de 2022», se agrega.
En el primer escenario modelado, Valgesta pronostica un aumento en el precio de la energía de $3,72 por kWh para el segundo semestre de 2023, «lo que significa un aumento del 5,6% sobre el precio de la energía de energía ajustado por IPC», mientras que en otro escenario presenta un incremento de $9,45/kWh para el primer semestre de 2023, «lo que significa un aumento de 14,4% sobre el precio de la energía.
«En estos casos, los ajustes que se produzcan en el precio de la energía tendrán un efecto directo en las cuentas finales de los clientes regulados, entre ellos los clientes residenciales. El primer escenario representaría un alza en las cuentas finales de los clientes residenciales en torno al 2,6 – 3,5%, mientras que, para el segundo escenario el alza estaría en torno al 6,6 – 8,9%. Este porcentaje variará dependiendo de la comuna que se estudie, ya que estas presentan diferentes valores en sus tarifas. Sólo a modo de referencia, para los clientes residenciales (BT1) de la comuna de Santiago, el alza significaría un 3,4% de la cuenta final para el primer escenario y de un 8,8% para el segundo», indica el análisis.
Como conclusión, la consultora señala que el próximo gobierno deberá anticiparse a este escenario, «definiendo políticas públicas que por una parte sinceren los precios de la electricidad a los clientes finales, pero también construyendo mecanismos que apoyen a las familias que no pueden pagar las cuentas eléctricas».
agosto 16, 2021 | Industria
La definición urgente de una agenda de corto plazo para enfrentar los desafíos del cambio climático, fue uno de los planteamientos de Valgesta Nueva Energía en su reporte mensual, donde sostiene una medida de este tipo debe permitir «hacer una transición energética completa, que mitigue la emisión de contaminantes y se adapte a los cambios del entorno».
«En efecto, si nuestra matriz eléctrica tendrá progresivamente menos agua, menos carbón y más energías renovables variables, tendremos que definir cómo aseguramos a todos los chilenos y chilenas en los próximos años energía segura, eficiente y cada día más limpia. Ciertamente sería un contra sentido ambiental y económico que la operación del sistema eléctrico de los próximos años repita el mismo patrón de uso intensivo de diésel que hemos tenido en 2021», señala el documento de la consultora.
Según el análisis, se requiere impulsar «una agenda de acciones públicas y privadas para desarrollar con fuerza la eficiencia energética, el almacenamiento de energía (electricidad y gas), el desarrollo de recursos descentralizados de energía y una gestión activa de la demanda. En otras palabras, se requiere de políticas públicas y regulaciones que se adapten a esta nueva realidad».
«Todos estos desafíos demandan, también, de una modernización y fortalecimiento de nuestra institucionalidad. Ciertamente, existe un consenso transversal en la industria, consumidores, consultores y académicos que parte de la fragilidad de la operación del sistema eléctrico de las últimas semanas, ha sido profundizada por una deficiente planificación del Coordinador Eléctrico Nacional, el que en sus previsiones de generación diarias, semanales, mensuales y anuales no parece atender completamente la realidad», se indica.
Y se añade: «En cuanto a la regulación y adaptación de nuestros mercados, la discusión sobre la nueva normativa de potencia y de despacho de centrales en base a GNL, aparecen como discusiones sin una base de diagnóstico robusta (¿aún se seguirá afirmando que existe sobre instalación de centrales de respaldo?; ¿asegurar la provisión de GNL no es un asunto estratégico para garantizar el suministro eléctrico de manera eficiente?) ni una mirada global y con perspectiva de los desafíos futuros. Sin una institucionalidad robusta, confiable y de calidad, no podremos transitar adecuadamente en un panorama que tiene más preguntas que certezas, por lo que el rol que jugarán instituciones como la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional aparecen como claves en el desafío de permanente adaptación del sector energético».
