marzo 10, 2022 | Industria
En webinar, organizado por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), los expertos analizaron las consecuencias de la modificación al Decreto Supremo N°1/2022, que establece modificaciones al actual decreto y crea el «Diésel de Seguridad», quienes coincidieron en señala que con ello se encarece los costos de generación y de producción que se traspasarán a clientes finales.
El director de Breves de Energía, Cristián Muñoz, expuso sobre el estudio que da cuenta de los impactos y costos de dicho mecanismo, donde entregó un contexto de la norma, cómo se realizaría el pago de los costos y realizó un análisis de las deficiencias del decreto.
El ejecutivo inició la exposición señalando que primero es importante contextualizar. “El Decreto 1, viene a ampliar la vigencia del Decreto 51 -de agosto del 2021-, que es un decreto preventivo de racionamiento, medidas donde el regulador impone medidas a modo de prevenir cualquier tipo de falla en el suministro. Ese decreto preventivo dura hasta el 31 de marzo y principalmente entre sus medidas, buscaba agilizar un poco la burocracia de los proyectos y le impone al Coordinador la misión de representar mejor las hidrologías y adicionalmente le dice que mantenga las cuotas, volúmenes y trate de subirlo a medida que a fines de marzo lleguemos con una mejor reserva, entendiendo que los embalses más relevantes están agotados.
«El decreto 1 empieza a circular en enero, y lo que hace es prolongar el decreto 51 hasta finales de septiembre, porque se ve un problema en el suministro, y también ve que el año hidrológico -que empieza en abril- se viene complicado, seco», explicó Muñoz.
Junto a eso, el ejecutivo añadió que «el decreto impone unas medidas novedosas y una de estas es sobre el suministro de petróleo, el tema de la restricción de petróleo es un tema conocido del mercado y llama la atención que este decreto impone que las unidades tengan un back up de petróleo, llamado diésel de seguridad. Esto se realizó porque el ente regulador realiza un estudio mensual donde ve el abastecimiento del sistema y ve cómo está el suministro».
En suma, «este estudio presenta varios casos donde intenta identificar la robustez del sistema eléctrico, se identifica el escenario crítico y ver de todos los casos que son casos complicados, elegir un escenario crítico que no está formalizado, entonces se identifica la cantidad de petróleo que se necesita en función a los metros cúbicos que se necesitan mensualmente y los m3 por día máximos que voy a necesitar. La energía que necesito mes a mes y la capacidad máxima que necesito asegurar, pero el decreto dice que compare el año 2021 y el diesel de seguridad que resulta, es el resultado de la comparación con el año 2021 y adicionalmente hace lo mismo con el máximo consumo», señaló.
Sumado a esto, explicó que «entonces, el diésel de seguridad se calcula con la comparación del año 2021 con el 2022 y resulta en los m3 cúbicos máximos, por mes y la capacidad máxima diaria. Con estos resultados, el Coordinador dice que necesita que envíen los costos activos y variables. Al recibir estas propuestas, los costos fijos los divide por la energía que le está asegurando la central termoeléctrica y ordena de menor a mayor la producción. Así es como se determina el diésel de seguridad».
Pago de los costos
En cuanto al pago de los costos -explicó Muñoz-, «lo asumen los generadores, es una política normal que se ha acostumbrado, el costo adicional se calcula el costo lo divido por la demanda y se lo traspasa a los clientes. Sin embargo, esto en la práctica no es así ya que el próximo paso de los generadores es decir que esto genera un cargo adicional, asumen que tiene una cláusula de traspaso y esto inmediatamente se traspasa a los clientes».
Agregó que «hay una reasignación de ingresos de suficiencia para aquellas centrales a petróleo que lograron ser asignadas con este diesel de seguridad, entonces el regulador le dice “gracias a lo que están aportando con este back up, te doy un adicional, un ingreso fijo de suficiencia”, y un artículo muy relevante es que reduce el costo falla de sistema, es la señal que tienen los modelos para decir cuánto le cuesta al sistema o cuánto valora la sociedad la energía, es una señal potente en la medida que tiene costos de falla más altos».
El ejecutivo detalló que, «primero, no considera las respuestas de los generadores. los generadores si tienen la señal adecuada de precios y de regulatoria, responden y lo hacen rápidamente. Adicionalmente, hay una escasez relevante en la industria transporte con respecto a las unidades de transporte que no están tomando en cuenta. Es decir, si uno necesita más tiene que salir a comprarlo y esto no es rápido, no es que uno pida una unidad de transporte hoy y llega mañana, sino que se demora varios meses. Hay falta de conductores especializados, no puede ser cualquiera porque son peligrosas, hay usos especiales».
Además, «no se hace cargo del problema de fondo, que las termoeléctricas a petróleo están acostumbradas a una curva de generación, es decir que están acostumbradas a que en caso crítico ellas generan solamente algunas horas de la punta. Esto es una curva convencional, la que se está dando hoy día es que las centrales van a generar que se produzca una deficiencia en el suministro de petróleo del cual hay que hacerse cargo», añadió.
Visión de Acenor
Por su parte, el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, explicó su posición ante el mecanismo de diésel de seguridad, donde destacó que “es importante dejar en claro que como clientes eléctricos o regulados estamos conscientes de la situación de estrechez energética actual. La situación de sequía no solo es evidente sino que también está afectando a los sectores productivos a lo largo de todo el país. Desde Acenor estamos de acuerdo en que se tomen medidas en el marco de una estrategia integral para evitar una situación de racionamiento, con medidas de corto y mediano plazo”.
Añadió que “El mecanismo denominado diésel de seguridad implica una serie de costos adicionales que mediante diferentes canales, terminarán siendo traspasados a clientes finales. De esta manera, se estaría traspasando un riesgo del mercado del diésel a los consumidores de energía, cuando normalmente este costo logístico lo absorbe el proveedor de diésel y lo recupera a través del margen por litro o m3 de combustible que vende”.
Además, explicó que “los clientes eléctricos ya pagan mensualmente por energía y por capacidad de suministro eléctrico que esté disponible para las horas de mayor demanda del sistema eléctrico. Lo que establece el mecanismo de diésel de seguridad contradice la regulación existente, donde los costos fijos del aprovisionamiento de combustible ya se pagan por el cargo con potencia”.
“Es un mecanismo que nunca ha sido implementado en la historia eléctrica del país, requiere que se financie una nuestra infraestructura de camiones, choferes, barcos que en algunos casos podría llegar al 30% de la capacidad actual de distribución. Puede generarse acciones que impacten en la libre competencia, dado que el decreto facilita que se de una negociación centralizada por el cargo fijo del diésel de seguridad”, agregó Bustos.
Además -según el ejecutivo- “nada asegura que este mecanismo vaya a reducir la probabilidad de ocurrencia de eventos de racionamiento, sino que a lo único que apunta es que las empresas generadoras a diésel no tengan que afrontar los costos de contratar suministro de combustible”.
Conclusiones
Considerando que lo más probable es que la escasa disponibilidad de agua para generación eléctrica sea algo permanente en el futuro, creemos que será tarea de las nuevas autoridades enfrentar la actual situación de estrechez energética con una estrategia integral y donde las medidas parciales, como las de mecanismo de diésel, claramente no son la solución.
El mecanismo de diésel de seguridad es una medida compleja de implementar, costosa y poco efectiva para la situación actual. Como Acenor no solo estamos preocupados del costo para los usuarios finales de electricidad, sino también de que se tomen las mejores medidas posibles para el conjunto de la sociedad.
marzo 7, 2022 | Industria
El Decreto N°1 del Ministerio de Energía, del 12 de enero del presente año, modifica y prorroga el decreto vigente (N° 51/2021) de medidas preventivas frente a un posible racionamiento eléctrico. Uno de los cambios significativos del nuevo decreto es la introducción de un esquema de adquisición y logística de diésel denominado “diésel de seguridad”.
Este mecanismo no ha sido acompañado por una evaluación de impacto en los informes de la Comisión Nacional de Energía (CNE), por lo que no hay proyecciones oficiales de lo que podría costarle al sistema eléctrico, ni a los usuarios de energía, que son los que finalmente lo terminarán pagando.
En este contexto, Cristián Muñoz, director de Breves de Energía y Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G. participarán en un webinar en el que darán a conocer los resultados de un estudio realizado por Breves de Energía que da cuenta de los impactos y costos de este mecanismo.
El webinar se realizará el jueves 10 de marzo a las 10:00 horas y pueden participar todos los interesados en saber más detalles del estudio y de los impactos que podría tener la medida.
Registro previo haciendo clic aquí.
diciembre 29, 2021 | Industria
La «urgente necesidad» de modificar los criterios con los que el Coordinador planifica la operación a mínimo costo del sistema del interconectado, enfocándose en la gestión de riesgo ante eventos extremos, planteó el reciente análisis de Breves de Energía (BdE), al abordar la situación actual del gas en los mercados internacionales, donde se registra una presión al alza en sus precios.
El diagnóstico, realizado por Cristián Muñoz, director de BdE y académico de la Universidad Católica, señala que el «índice Platt -que sigue las transacciones spot del GNL en Asia Pacífico, ha superado los US$40/MMBTU, unas tres veces el precio de comienzos del año. En buenas cuentas, si hay un barco disponible con GNL, un comprador racional de gas lo desviará y revenderá en Europa».
Ante esta situación, se recuerda la necesidad de poner atención con el suministro de este combustible en Chile, considerando la relevancia que está tomando en el sistema eléctrico, donde en las primeras semanas de diciembre el gas representó un 11% de la generación bruta, lo cual será cobrará mayor importancia en los próximos meses.
«El reciente pronóstico de caudales, usado por el Coordinador para la programación de la operación del sistema interconectado, advierte que los caudales afluentes a las centrales serán extremadamente secos en los meses que vienen. Por su parte, algunas centrales a carbón en el norte del país han informado problemas en el suministro de cal, un elemento usado en el abatimiento gases SOx altamente contaminantes. A lo anterior se suma una seria restricción en la disponibilidad de petróleo; la cual, en términos simples, significa que una buena parte de las unidades termoeléctricas no tienen combustible para operar de manera continua. Vale decir, todo parece indicar que el suministro de energía en los próximos meses será complicado», señala el análisis.
Sin embargo- según Muñoz- «el precio spot del sistema interconectado, también llamado costo marginal de la energía, y el valor del agua embalsada en el Laja, principal embalse del sistema interconectado, parecieran desconectados de la estrechez energética internacional y de la grave sequía que atraviesa el país. En efecto, el precio spot de la electricidad y el valor económico del agua del Laja están varias veces por debajo del precio del spot del GNL».
«La consecuencia práctica es que, en vez de priorizar el despacho de centrales a gas o petróleo, y con ello aprovechar de sumar la mayor cantidad de reservas en los embalses para enfrentar el suministro de los próximos meses, es más barato usar hoy parte de estas reservas. Una situación que también explica, al menos en parte, que importantes volúmenes de GNL regasificado no tengan colocación en el despacho, pero que luego deban ser programados obligadamente en calidad de inflexibles, impactando fuertemente en los precios spot que regulan las transacciones comerciales entre los generadores», agregó.
Ante este escenario, el especialista sostuvo «la urgente necesidad de modificar los criterios con los que el Coordinador planifica la operación a mínimo costo del sistema del interconectado, enfocándose en la gestión de riesgo ante eventos extremos -también conocido como gestión de riesgo de cola. Técnicas matemáticas, tales como el valor en riesgo, o el valor condicionado en riesgo ya existen desde hace décadas, y es tiempo de evaluar su aplicación».
«De este modo, se tendrá una operación más segura y con precios spot de la energía coherentes con la escasez de energía, los que al mismo tiempo actuarán como señal para atraer inversiones en los necesarios sistemas de almacenamiento», concluyó.
agosto 24, 2021 | Industria
La necesidad de considerar las oportunidades de flexibilidad que ofrece el mercado internacional de GNL, para minimizar los costos de las rigideces involucradas en el suministro de este combustible en el mercado local, fue uno de los puntos que se abordaron en la conferencia «Impacto del GNL inflexible en la generación renovable: Mitos y realidades», organizada por la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), y producido por B2B Media Group, donde se dieron a conocer tres estudios distintos en torno al tema.
En el conversatorio participó el director de Breves de Energía (BdE) y profesor adjunto de la Pontificia Universidad Católica, Cristián Muñoz, Marco Pourteau, socio de Energy Advisor, y el consultor Ignacio Alarcón, quienes expusieron los trabajos, los cuales posteriormente fueron comentados por el académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile e investigador del Instituto de Sistema Complejos de Ingeniería (ISCI), Rodrigo Moreno.
Primer estudio
El primer estudio «GNL inflexible: Precios spot y seguridad de suministro» fue presentado por Cristián Muñoz, el cual tenía como objetivo cuantificar el impacto de las declaraciones de inflexibilidad del año 2019 hasta marzo 2021. «Cuando nace la industria de GNL y explotación de los recursos no convencionales no había mucho dinamismo, los contratos eran punto a punto porque las inversiones eran muy altas. Me llamó la atención que los volúmenes de gas disponibles, los considerados inflexibles eran totalmente altos».
«Lo importante es tratar de medirlo, por lo tanto surgió este estudio, que se realizó con simulaciones semanales expost de la operación con diferentes volúmenes inflexibles de GNL. Referencias de usos anteriores de la metodología como el error Ornisc, Rm-29, y las liquidaciones de seguros por lucro cesante».
«Entre los principales resultados se advierte que, la decisión de usar un volumen inflexible de GNL es discreta, planta apagada o despachada. El costo no convexo con efectos similares al mínimo técnico de las termoeléctricas», explicó el académico.
Muñoz presentó su segundo estudio sobre seguridad de abastecimiento con descarbonización acelerada, el cual responde a la pregunta sobre si las restricciones en las compras de GNL podrían causar una falla en el abastecimiento. «En este estudio se usaron las bases de descarbonización del Coordinador y corridas Plexos. En la semana más crítica de 2026, las centrales a gas entran en base y aún con gas, no hay falla. El estudio asume disponibilidad de petróleo».
Entre los principales resultados, se encuentra que la decisión de declarar un volumen inflexible «es una restricción no convexa con efectos similares a las operaciones a Mínimo Técnico, es decir, deprime los precios spot de la energía. La opción de declarar GNL inflexible es una herramienta de manejo de riesgo, no hay garantías de que la optimización privada que realicen estos generadores sea coincidente con el óptimo social y finalmente, los generadores que compran GNL tienen una posición dominante en el spot, lo que justifica la intervención de la CNE”.
Segundo estudio
Por otra parte, Marco Porteau presentó el estudio «Oportunidades de flexibilidad en el mercado internacional de GNL», el cual expresa que la visión de un mercado pequeño, inmaduro y rígido es una visión distorsionada que existía hace décadas, por lo que indicó que el mercado actual de GNL «es dinámico, complejo y ofrece tremendas oportunidades».
El especialista sostuvo que «hay muchas oportunidades de donde buscar volcar GNL cuando haga falta. El mercado internacional de GNL ofrece hoy enormes oportunidades de flexibilidad para minimizar los costos de las rigideces involucradas en el suministro de GNL a Chile, pero se requiere modificar la actual visión que se tiene de los contratos de GNL por una más dinámica: los desvíos de buques sobre contratos son habituales, más de 20 operadores activos en trading de cargamentos, maximización de valor de cada cargamento de GNL».
Tercer estudio
Finalmente, Ignacio Alarcón presentó el estudio «Efectos del GNL Inflexible en el Plan de Expansión de Generación», basado en los supuestos de que cada nivel de GNL declarado inflexible se mantiene durante todo el horizonte del estudio de expansión de la generación en el sistema eléctrico. La modelación de su estudio consideró un horizonte de 10 años, de 2025 a 2034, abracando las zonas del norte grande, norte chico, centro y sur del Sistema Eléctrico Nacional.
«En el plan de expansión hay reducción importante en la instalación de nuevos proyectos de generación renovable. En todos los casos hay mayor penetración de energía eólica. En el caso con retiro acelerado (del carbón), aumenta muchísimo la penetración de energía renovable pero aumenta la eólica y no la solar. Esto se debe a que en años previos ha habido instalación importante de generación solar lo que hace que los precios en horas con sol bajen y no justifique la entrada de nuevos proyectos. En el caso de los combustibles que se mantienen constantes, la instalación de generación renovable es más parecida en los cuatro escenarios, el efecto es menor la caso base».
Por otra parte, Alarcón agregó que en las emisiones de c02, «es importante notar el efecto de los retiros de las centrales a carbón, que se empieza a notar más al final cuando empiezan a retirarse en su mayoría, pero en el caso del retiro acelerado al 2030, tenemos disminución importante en las emisiones de c02 y en todos los casos hay un cruce. Al comienzo, el gas inflexible reduce las emisiones pero hacia futuro las aumenta. Eso se debe a que se está desplazando el carbón y más adelante desplaza energías renovables».
Análisis
El académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de chile, Rodrigo Moreno, comentó las exposiciones, señalando que las declaraciones de GNL inflexible que realiza la industria sí pueden «mover los precios del mercado spot y eso es un indicio para seguir invirtiendo, lo más difícil es hablar sobre las competencias, pero este es un tema que hay que seguir trabajando, por ejemplo es necesario estudiar en detalle las sensibilidades finas de cada una de las firmas en distintas circunstancias».
«Estos mecanismos deben considerar el timing, lo que para mí es muy crítico porque el tiempo en que se toman las decisiones obviamente va a afectar y se debería tener en consideración para dirigir a la industria del gas a su punto deseado», culminó el académico.
agosto 13, 2021 | Industria
El martes 24 de agosto, entre las 9 y 11:05 horas, la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) realizará el webinar «Impacto del GNL Inflexible en la generación renovable: Mitos y realidades», el cual será transmitido por el portal de ELECTRICIDAD, donde se presentarán tres estudios en torno a esta discusión que se ha tomado el sector energético durante este año.
El conversatorio, producido por B2B Media Group, contará con la participación de Cristián Muñoz, director de Breves de Energía (BdE) y profesor adjunto de la Universidad Católica, quien presentará el estudio «GNL Inflexible: Precios Spot y seguridad de suministro».
Posteriormente vendrá la exposición de Marco Pourteau, de Energy Advisor, sobre «Oportunidades de flexibilidad en el mercado internacional de GNL», para finalizar con la presentación del estudio «Efectos del GNL Inflexible en el Plan de Expansión de Generación», a cargo del consultor Ignacio Alarcón.
Las presentaciones después serán comentadas por Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), para cerrar con las preguntas del público.
