noviembre 27, 2023
En una columna titulada Don’t Look Up, el Director Ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Mediana Centrales Hidroeléctricas hace una serie de afirmaciones, tanto sobre el proceso de discusión que modificó el DS N°244 que rige a los PMG y PMGDs como de otros procesos institucionales, que creo imprescindible comentar.
La primera afirmación que quisiera analizar, es tal vez, la más preocupante: “La institucionalidad hizo algunos esfuerzos por contener esta distorsión en 2019, pero la enorme presión sobre las autoridades de la época terminó extendiendo este régimen mediante un artículo transitorio de 14 años”. Esta frase es preocupante porque desliza la idea de que si la institucionalidad del sector decide iniciar la modificación del mecanismo de precio estabilizado (que ha sido una vieja pretensión de Apemec), está procediendo correctamente, pero que cuando actúa en contra de dicha postura, entonces es debido a la existencia de enormes presiones que la autoridad, tanto del Poder Ejecutivo como del Poder Judicial, fueron incapaces de resistir.
A mi juicio, esta afirmación raya en lo temerario. Durante la discusión de las modificaciones al DS N°244 la autoridad efectúo innumerables reuniones, tanto individuales como colectivas, recibió información y estudios de todas las asociaciones gremiales y empresas que quisieron participar del proceso y realizó sus propios análisis tanto con personal interno como con consultores externos.
A pesar de que Acesol no estuvo de acuerdo con la modificación que finalmente resultó de la metodología de cálculo del precio estabilizado y de los plazos para acogerse a él, ya que estimamos que esto produciría un freno a las inversiones en el sector (lo que se hará evidente a partir de 2024); estamos convencidos de que el proceso cumplió con los estándares de debate y reflexión que el sector requiere. No hay que olvidar que el periodo transitorio, propuesto inicialmente por la banca local para mantener el precio estabilizado calculado según la metodología del DS N°244, tuvo por objeto dar estabilidad regulatoria a inversiones que son intensivas en el uso de capital.
Para reflexionar sobre este tema, es importante tener presente que la regulación de los medios de generación distribuidos tiene su origen a mediados de los años 2000. En aquella época nace la inquietud mayormente desde un grupo de empresas y personas de alto patrimonio que tenían derechos de agua en el sur de Chile y que querían aprovechar su contenido energético para participar del negocio eléctrico. Para lo anterior, la ley eléctrica estableció las condiciones para que dichos medios de generación se conectaran a las redes de distribución, que deberían asumir los costos de expansión de dichas redes y que podrían optar entre vender su energía al costo marginal o a un precio estabilizado. Es decir, se sentaron las bases para el actual diseño regulatorio de los PMG/PMGDs.
Durante los diez primeros años, fueron las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas las que se desarrollaron amparados en esta nueva y visionaria regulación. En los primeros años de funcionamiento del mecanismo, el costo marginal superaba los 350 US/MWh y el precio nudo de corto plazo estaba cerca de los 100 US/MWh. Por lo anterior, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos se acogieron al régimen de venta al costo marginal.
No fue sino hasta el año 2015 cuando se comenzaron a dar algunos episodios donde el precio de nudo de corto plazo era mayor que el costo marginal. Fue precisamente durante estos años en que la significativa reducción del costo de inversión de las energías renovables no convencionales se comenzó a capitalizar en nuestro país con especial foco en la energía solar fotovoltaica. Otro elemento importante a tener en cuenta es que, desde el año 2009 a la fecha, el precio de nudo de corto plazo ha estado siempre por debajo del precio promedio de toda la energía tranzada mediante contratos de energía en el mercado eléctrico, también denominado como Precio Medio de Mercado (PMM).
Con respecto a la afirmación sobre que esto implicaría para las centrales fotovoltaicas poseer “un estatuto económico propio” no es correcto por cuanto el mecanismo de precios es neutro tecnológicamente y el aumento de la participación fotovoltaica se debe exclusivamente a la competitividad de esta tecnología. Así también, la afirmación “garantiza un precio a su energía” tampoco es correcta por cuanto se trata de un precio estabilizado por períodos de 6 meses, no garantizado, tal como se estableció en diversas instancias legales, que incluyen un pronunciamiento del Tribunal de Libre Competencia.
En este sentido referirse a una “proliferación sin control” tampoco sería correcto, por cuanto el DS N°88 clarificó las reglas para la conexión y operación de este tipo de centrales e incorporó limitaciones al otorgamiento de conexiones de este tipo de proyectos cuando sus inyecciones generasen congestiones aguas arriba en la transmisión zonal y/o dedicada. Además, se reemplazó el régimen de precio al que podían acceder estos proyectos por un nuevo precio estabilizado que recoge la oferta de energía solar durante el día distinguiendo 6 bloques horarios para su régimen tarifario.
Por otro lado, afirmar que no hay “una base legal expresa, que ha servido a ciertos generadores para funcionar fuera de las reglas del mercado eléctrico.”, es incorrecto , ya que el artículo 149° inciso quinto de la LGSE mandata al Ejecutivo a establecer vía reglamento la metodología de cálculo del precio estabilizado. Finalmente, en relación con el dictamen del panel de expertos sobre los “vertimientos” (sic), tampoco es correcto decir que los PMGD/PMGDs no estarán sujetos a ellos, de hecho lo están. Lo que establece el dictamen del Panel de Expertos es que los recortes a esos medios de generación se deben hacer de acuerdo a consideraciones de seguridad ya que operan en modalidad de autodespacho.
Creemos que vale la pena aclarar que los recortes de energía y los costos marginales cercanos a cero no se deben solamente a la oferta de energía solar durante el día, sino que a otras decisiones de operación del sistema que generan distorsiones mucho más significativas en la operación del sistema, como por ejemplo la operación de centrales de gas bajo la condición de gas inflexible, la operación a mínimo técnico de las centrales térmicas a carbón y la rigidez del sistema de transmisión.
Todas ellas son condiciones que además de restringir el despacho de las centrales de generación renovable no convencional, reducen artificialmente el costo marginal en ciertas zonas del sistema. Son estas la situaciones que están afectando al sector en el corto plazo y por consiguiente tenemos que hacernos cargo.
Desde Acesol queremos contribuir a elevar el nivel del debate, teniendo una mirada amplia de los problemas y oportunidades que nos ofrece la transición energética. Hemos insistido en diversos foros en la necesidad de que nuestro país cuente con una política de medios distribuidos, tanto de generación como de almacenamiento, y que estos deben ser considerados al momento de pensar en las reformas que nuestro mercado eléctrico requiere. De lo contrario, seguiremos buscando soluciones bajo el viejo paradigma de que los medios descentralizados no son complementarios, sino que compiten con los medios centralizados, lo que está totalmente ajeno y alejado de la realidad.
noviembre 27, 2023 | Medio Ambiente
La Superintendencia del Medio Ambiente (SMA) sancionó con una multa de 885 Unidades Tributarias Anuales -equivalentes a casi $680 millones- a ENAP Refinerías, titular del proyecto “Terminal Marítimo de Quintero ENAP”.
En detalle, se debió por incumplimientos a las obligaciones establecidas en su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), en materia de tratamiento de Riles, y a la Norma de Emisión para la Regulación de Contaminantes asociados a las Descargas de Residuos Líquidos a Aguas marinas y Continentales Superficiales.
Cabe mencionar que en agosto de 2018, en el marco de la emergencia ambiental en las comunas de Quintero y Puchuncaví, la SMA inició un procedimiento sancionatorio que dio origen a distintas diligencias en terreno, entre ellas, inspecciones y exámenes de información.
Tras la investigación, el organismo determinó sancionar al titular por la operación de su sistema de tratamiento de residuos industriales líquidos en condiciones distintas a lo aprobado, en el marco de la mantención de dos estanques, lo cual fue constatado por el vertimiento de fluidos con una caracterización distinta a la aprobada; en que la eficiencia de remoción fue inferior a la comprometida; y por el vertimiento de fluidos en un lugar distinto al estanque de distribución, entre otros.
Asimismo, se aplicó una sanción debido a que, en julio de 2017, la unidad superó el límite permitido por la norma para el parámetro hidrocarburos volátiles, en la descarga al mar proveniente del sistema de tratamiento de Riles.
En el marco de este procedimiento sancionatorio, en el año 2020 la SMA realizó una reformulación de los cargos en contra de ENAP en base a nuevos antecedentes obtenidos mediante diversas actividades de fiscalización y elaboración de estudios especializados y estudios. Dicha reformulación de cargos fue impugnada por la estatal ante el Segundo Tribunal Ambiental, el cual, con fecha 12 de agosto de 2021, acogió la reclamación ordenando retrotraer el procedimiento sancionatorio, manteniéndose los cargos en los términos originalmente formulados.
De esta forma, la multa debe ser pagada directamente en la Tesorería General de la República. En caso de que el titular resuelva impugnar la resolución sancionatoria, puede presentar un recurso de reposición ante la propia SMA en el plazo de 5 días hábiles, o bien, tiene 15 días hábiles para interponer un reclamo de ilegalidad ante el Segundo Tribunal Ambiental.
noviembre 22, 2023
No requirió mucho esfuerzo titular esta columna, porque la semejanza entre la trama en que se basa la película satírica homónima de 2021 y la situación de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) solares en Chile es bastante evidente: muy pocos alertando de una situación que finalmente va a afectar gravemente al mercado y a todos los consumidores de energía, pese a las señales inequívocas sobre el evento en cuestión.
Nos referimos a la proliferación sin control de las centrales fotovoltaicas en régimen de PMGD. La base del problema consiste en que estas unidades tienen, en la práctica, un estatuto económico propio que les garantiza un precio a su energía, estructurado sin una base legal expresa, que ha servido a ciertos generadores para funcionar fuera de las reglas del mercado eléctrico.
En efecto, el precio que reciben los PMGD está por sobre los 80 dólares por cada megawatt-hora (MWh) generado, pero dado que hoy existe una enorme oferta renovable en horarios solares, el precio de mercado spot es cercano a cero, lo que es una clara señal de exceso de energía en esos horarios.
El diferencial de precio es asumido por el resto de los generadores del sistema a prorrata de sus retiros, implicando un subsidio cruzado de sus competidores renovables que se rigen por las reglas normales de mercado, que además de tener que pagar caro por esta energía deben vender la propia a cero y botar una parte importante de la misma, debido a que el Coordinador Eléctrico y el Panel de Expertos determinaron recientemente, en fallo dividido (discrepancias 44 y 45/2023), que a estos generadores privilegiados no les afecta el vertimiento.
¿Quién paga la cuenta de los PMGD solares? Todos los demás generadores que tienen contratos, pero también los clientes industriales y, a partir de lo establecido en las Bases de Licitación de este año (Licitación 1/2023), también lo pagarán los clientes residenciales y Pymes. La institucionalidad hizo algunos esfuerzos por contener esta distorsión en 2019, pero la enorme presión sobre las autoridades de la época terminó extendiendo este régimen mediante un artículo transitorio de 14 años.
Es decir, todo cambió para quedar igual. En ese momento se argumentó que el costo de los PMGD era muy bajo y que había relativamente pocos proyectos. Pero la puerta quedó abierta. Producto del enorme incentivo económico, este año existen 2.500 MW instalados de proyectos PMGD solares y el próximo año van a entrar 2.000 MW adicionales, con una demanda máxima total del sistema en torno a los 11.000 MW. Así, la oferta provocada por este subsidio, además de toda la cartera renovable competitiva que está por entrar en los años venideros, solo agravará la situación para estas últimas.
Durante años, empresas renovables que no están sujetas al régimen de PMGD han formulado presentaciones ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, Panel de Expertos e incluso Contraloría, sin resultados positivos. Lo anterior no ha hecho más que acrecentar las inversiones de este segmento de generación, al punto de que la primera gestora de fondos del mundo, la estadounidense Black Rock, entró recientemente al negocio.
Al respecto, cabe destacar que en julio de este año el Coordinador Eléctrico despachó al Ministro de Energía un oficio (CD61-23), basado en sus facultades de monitoreo de la libre competencia en el mercado eléctrico. En el documento, el organismo técnico advirtió al Ministerio de Energía de los graves efectos del subsidio que reciben las unidades de pequeños medios de generación distribuida, el cual “distorsiona el proceso competitivo al generar sobreinversiones en el segmento de PMGD”. Esto, además de causar “el aumento significativo de episodios de congestiones y recortes de energía” y la “ineficiencia generada por la eliminación de precios nulos a la hora solar”, recomendando por ende modificar el decreto respectivo y su transitorio.
Asimismo, los últimos dos informes semestrales de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador son lapidarios respecto de esta situación. Pese a ello, en el Ministerio de Energía no se ha iniciado ningún proceso de revisión de la norma.
En virtud de lo anterior, podría pensarse que tanta resistencia sistémica a abordar el problema radica en que este tipo de generación contribuiría a los logros en términos de metas por el cambio climático. No obstante, la realidad es que el nivel de vertimientos de energía renovable hoy es tal, que los PMGD solares solo reemplazan, a un alto costo para el sistema y los consumidores, energía renovable que otros tienen que verter por la congestión que ellos mismos contribuyen a producir.
En octubre de 2023 se alcanzó el récord de transferencias mensual hacia los PMGD: USD36 MM, lo que a futuro seguirá aumentando el costo del suministro eléctrico y poniendo en serio riesgo la viabilidad de la generación renovable competitiva. Don´t look up.
noviembre 10, 2023 | Proveedores
Dos jornadas completas en Santiago, además de un evento en Concepción y otro en Antofagasta, fue lo que la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), organizó para celebrar sus 20 años. La empresa internacional Atlas Renewable Energy quiso ser parte del aniversario participando en todas las instancias disponibles de discusión técnica y vinculación con la ciudadanía.
En este contexto, Atlas organizó -con gran convocatoria y éxito- un side event denominado: “¿Sigue siendo Chile un país atractivo para invertir en energías limpias? Proyecciones sobre el financiamiento de los PPA’s regulados y los sistemas de almacenamiento”, el cual contó con una charla introductoria del general manager en Chile de Atlas, Alfredo Solar, para luego dar paso a un panel de expertos y expertas, moderado por la country manager de Vector Renewables, Patricia Darez, donde participaron la socia en Morales y Besa, Myriam Barahona; el socio en Carey, José Miguel Bustamante; el senior vice president de DNB, Stanislaw Malek; y el Commercial Director en Atlas Renewable Energy, Cristian Thomsen, como panelistas.
Posteriormente, Solar realizó una charla introductoria poniendo sobre la mesa el escenario que enfrentan los PPA’s regulados en Chile, en el marco de los altos costos sistémicos, junto a los problemas de vertimientos y desacoples que desafía al sector. Por ello, reforzó que el panorama futuro de los contratos regulados es incierto.
El atractivo de Chile para los inversionistas es una de las preocupación del ejecutivo, quien agregó que “tenemos claro que no habrá nuevos proyectos con combustibles fósiles, el presente y futuro es renovable, pero lo importante es tener claro cómo van a financiarse las energías renovables en los años que vienen, como también implementar las regulaciones necesarias para atraer la atención de los inversionistas y que tengan mayores certezas para que los proyectos energéticos próximos, especialmente los sistemas de almacenamiento, cuenten con financiamiento para que se desarrollen al ritmo que se requiere. Lo clave es contar con contratos estables para que la banca tenga la confianza de financiar nuevamente proyectos energéticos».
Contextualización
El proceso de Licitación de Suministro 2015/01, con la apertura de los bloques horarios, marcó un hito para Chile, siendo la puerta de entrada para las Energías Renovables No Convencionales, comenzando así una nueva era para la transición energética del país, habilitando el desarrollo de una alta cantidad de proyectos ERNC, junto con ampliar el número de actores y así también la competencia. La apertura de las renovables se basó en el atractivo que tenía Chile en términos de inversión, por su gran cantidad de recursos, pero también por la certidumbre regulatoria que ofrecía el país.
Casi una década después, el escenario es diferente. Tras una acelerada penetración de estas tecnologías en la matriz energética, ha quedado en evidencia la falta de infraestructura de transmisión que -entre otros factores- está generando desacoples y vertimientos que tienen a la industria en un complejo escenario y donde el ingreso acelerado del almacenamiento de energía toma especial relevancia como parte de la solución.
Desde la mirada del financiamiento, Stanislaw Malek destacó que la banca mantiene un fuerte interés en financiar las tecnologías de la transición energética, pero se requiere de algunos cambios regulatorios en muy corto tiempo que deben trabajarse. “Desde la banca sí hay un interés para invertir en sistemas de almacenamiento, pero hay temas regulatorios, -como lo son los pagos por capacidad- que se deben aclarar para tener proyecciones más efectivas. Todavía existe incertidumbre regulatoria en nuestra visión, que no está resuelta, y por eso estamos un poco en modo de espera”, señaló.
No obstante, José Miguel Bustamante hizo hincapié en cómo están establecidos actualmente los contratos, indicando que “creo que la injerencia de la autoridad política en este tipo de contratos no hace bien, y lo hemos visto en el último tiempo con cambios y retrasos de proyectos, por circunstancias completamente ajenas al desarrollador, fuera de su control, que pueden llevar al descalabro de la compañía”.
Finalmente, Christian Thomsen puso el foco en las proyecciones del almacenamiento de energía, destacando que “creo que coincidimos en que esta tecnología es clave para continuar potenciando la penetración renovable, como también estamos alineados en la necesidad de definir algunos temas pendientes desde el punto de vista regulatorio. Independiente de eso, creo que las empresas están comprometidas en ir avanzando en este camino. Particularmente, en Atlas tenemos una proyección de ampliar nuestra capacidad instalada en Chile en a lo menos 1 GW y eso considera diversificar nuestro portafolio también con sistemas de almacenamiento”.
octubre 26, 2023 | Industria
Engie Chile dio un paso más en su plan de transformación al obtener la aprobación ambiental del proyecto Parque Fotovoltaico Libélula. Esto tras la votación favorable unánime por parte de la Comisión de Evaluación Ambiental (Coeva) al Estudio de Impacto Ambiental (EIA) presentado por la compañía.
Esta iniciativa se convierte en la primera en generación a gran escala que desarrolla la compañía en la región Metropolitana y se implementará en un área de 265 hectáreas aprox. ubicadas en las comunas de Colina y Til-Til.
Gracias a sus 233.430 módulos fotovoltaicos bifaciales montados sobre seguidores de estructura metálica, la futura planta solar tendrá una potencia nominal estimada de 199,2 MWac y capacidad de producción anual estimada de 423 GWh.
Al respecto, el gerente corporativo de Asuntos Corporativos de Engie Chile, Pablo Villarino, afirmó que «estamos muy contentos de haber obtenido una calificación favorable de nuestro proyecto Parque Fotovoltaico Libélula. Éste tiene varias características para resaltar. Una de ellas es su localización, la cual fue elegida precisamente por la cercanía a las subestaciones y redes de transmisión troncal y las zonas de gran consumo, lo cual facilita su conexión al Sistema Eléctrico Nacional».
Y añadió que «a esto se suma la instalación de un sistema de almacenamiento de energía en base a BESS (Battery Energy Storage System) que evita el vertimiento y lo hace altamente eficiente aprovechando la energía que nos entrega el sol para inyectarla durante la noche».
El proyecto también considera la construcción de una Subestación Elevadora y para la evacuación de la energía que generará se contempla una Línea de Transmisión de Alta Tensión (LAT) de 1×220 [kV] y 16,0 [km] de longitud aproximadamente, la que se conectará a la Subestación El Manzano (existente), para su conexión e inyección al SEN.
