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¿Qué hacer para superar la estrechez energética e incentivar el ingreso de las energías renovables?: Dejar que el sistema funcione reflejando la señal económica de escasez

¿Qué hacer para superar la estrechez energética e incentivar el ingreso de las energías renovables?: Dejar que el sistema funcione reflejando la señal económica de escasez

Recientemente, la opinión pública ha podido ser testigo de las advertencias de los diversos actores vinculados al mundo de la generación, transporte, distribución y consumo de la energía eléctrica referida a la situación de estrechez en que se encuentra la industria de la generación en Chile, ello debido principalmente al déficit acumulado de lluvias, ya que nuestra matriz depende en un grado importante de la generación hidroeléctrica.

Las recientes lluvias en la zona centro sur han contribuido a bajar temporalmente la presión, pero cabe preguntarse, más allá de las medidas coyunturales planteadas en las mesas gubernamentales, esencialmente centradas en la gestión del diésel y GNL, ¿qué se puede hacer para incentivar la entrada de más energía renovable de forma de superar la estrechez? La respuesta, tal como nuestro sistema ha respondido en el pasado, pasa por reflejar la estrechez en la operación del sistema.

Lamentablemente, el precio spot de la energía se ha venido distorsionado y deprimiendo por una serie de factores que le impiden reflejar la escasez energética. Resulta paradójico que ante una sequía y un decreto de racionamiento, el precio spot refleje un valor nulo varias horas al día, habiendo un despacho término de casi 4000 MW a esas misma horas. ¿Cuáles son estas distorsiones? Entre otras: a) despachos forzados de centrales térmicas en el sistema que operan fuera de la operación económica y desplazan generación renovable, como por ejemplo, los excesivos mínimos técnicos de las centrales térmicas y el gas en calidad de “inflexible”; b) la programación que realiza el propio Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en donde, a pesar de existir un decreto preventivo de racionamiento desde agosto de 2021, que busca resguardar los recursos energéticos, ha mantenido por mucho tiempo el costo del agua embalsada en valores que no dan cuenta de la escasez del recurso. Esto lo ha logrado manteniendo los costos proyectados de los combustibles deprimidos. Solo a partir de marzo de 2022 corrigió sus proyecciones, habiendo estado sustancialmente deprimidos antes de esta fecha; c) la reserva hídrica: finalmente, con la reciente implementación de la llamada “reserva hídrica”, el CEN optó por mantener un precio deprimido del agua en sus modelos y forzar una reserva por medio de un costo lateral del sistema con despacho diésel, costo que asumen los generadores que efectúan retiros y los clientes finales que terminan recibiendo este sobrecosto en sus contratos.

La  vía de deprimir artificialmente el precio spot, que corresponde al precio en que transan los generadores y que no afecta a los precios de energía contratada por los clientes finales, termina repercutiendo en sobrecostos hacia los clientes finales y dando incentivos errados a los generadores y a las nuevas inversiones renovables que requiere la industria, pues le otorga a los generadores que se han sobrecontratado un seguro o blindaje que es financiado por los generadores renovables del sistema vía una depresión del valor de su energía y por los clientes finales vía sobrecostos. Estas acciones solo harán permanente el problema del déficit de energía eléctrica y retrasaran la transición enegética, por lo que es de esperar que la autoridad ponga el foco donde se necesita, es decir, dar las señales adecuadas para que el sistema funcione y entren los proyectos renovables que están a la espera de poder aportar su energía.

Clientes libres industriales: destacan baja de US$27,2 millones en pago de Servicios Complementarios

Clientes libres industriales: destacan baja de US$27,2 millones en pago de Servicios Complementarios

Como parte de la renovación del gremio que agrupa a los clientes libres, por primera vez la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) lanzó su memoria anual.

Dentro de los hitos más relevantes de 2021 la memoria resume les gestiones que hizo la asociación ante distintas autoridades nacionales contabilizando más de 40 reuniones. En esta sección destaca la preparación y apoyo que dio el gremio a la presentación de dos discrepancias ante el Panel de Expertos Eléctrico, las que resultaron de manera favorables para los clientes libres. La primera fue el dictamen sobre aplicación de factor de desempeño, el que permitió una disminución de US$27,2 millones por pago de Servicios Complementarios en 2021 y la segunda fue la discrepancia presentada por Acenor en el plan de expansión de la transmisión 2020 la que se acogió en forma unánime.

La Memoria releva también las exposiciones que realizó el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y en el Senado y la participación en el Consejo de la Sociedad Civil tanto de la Comisión Nacional de Energía como de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Según indica la asociación gremial, en la publicación adicionalmente se pueden encontrar las principales estadísticas del sector eléctrico que tienen relación con los clientes libres, las cuales se basan en cifras oficiales que publica la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional.

Entre estas se encuentra el precio medio de los contratos libres que tuvo el sistema eléctrico el año pasado, los cargos laterales o sistémicos y la demanda eléctrica de los clientes no regulados durante 2021.

Grupo Ibereólica Renovables y EDF Renewables Chile inician operación comercial de extensión de Cabo Leones

Grupo Ibereólica Renovables y EDF Renewables Chile inician operación comercial de extensión de Cabo Leones

Con el objetivo de continuar avanzando en la transición energética del país y seguir aportando al desarrollo regional, la empresa de generación francesa EDF Renewables Chile y el grupo español Ibereólica Renovables informaron la entrada en operación comercial de la extensión del parque eólico Cabo Leones I, tras recibir la autorización del Coordinador Eléctrico Nacional.

El proyecto que se encuentra ubicado en Freirina, Región de Atacama, completó su extensión tras la incorporación de 12 nuevos aerogeneradores SG-145 de 5 MW a los 55 existentes en el parque, sumando una capacidad de 60 MW y alcanzando una capacidad instalada total de 175,5 MW de energía limpia y renovable. Con la entrada en operación de dicha extensión, Cabo Leones I permitirá la inyección de más de 500 GWh al año al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación eléctrica Maitencillo, un volumen de energía que permitirá abastecer las necesidades energéticas de más de 150.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de 275.000 toneladas de CO2.

Gregorio Álvarez Cabreros manifestó que “la entrada en operación de la extensión del Parque eólico Cabo Leones I supone reforzar el compromiso de Grupo Ibereólica Renovables con la transformación de la matriz energética en Chile, al sumar 60 MW de nueva potencia de generación renovable a los 553 MW que el Grupo Ibereólica explota ya en operación en Chile”. Destacó también Gregorio Álvarez que “la instalación de los 12 aerogeneradores de la plataforma de última generación SG-145 de 5 MW del fabricante Siemens Gamesa, es una manifestación más del compromiso de nuestro Grupo con la innovación”.

Por su parte, Jean-Christophe Puech, CEO de EDF Renewables Chile, señaló que “la entrada en operación comercial de la extensión de Cabo Leones I significa un orgullo para EDF Renewables Chile, no sólo porque lo convierte en el proyecto en operación de mayor tamaño de la empresa en el país, sino porque se logró llevar adelante exitosamente a pesar de las múltiples dificultades causadas por la pandemia, gracias al compromiso y trabajo de los equipos”.

Puech agregó que, a través de este proyecto, “continuamos reforzando nuestra presencia a lo largo de Chile a través de una cartera de proyectos de generación renovable solar y eólica que busca aportar a la transición de la matriz energética, a la reactivación económica y, lo más importante, al desarrollo local a través de proyectos asociados al Fondo de Inversión Social que han beneficiado a diversas comunidades vecinas, como Caleta Los Burros y La Reina, Caleta Chañaral de Aceituno, Carrizalillo y la Comunidad Indígena Diaguita.”

La extensión del parque eólico Cabo Leones I se inició en agosto de 2020 y ha permitido mejorar el mix energético de la región a través de la generación de energía renovable y limpia.

Descarbonización: esta es la nueva fecha de cese de operaciones para Bocamina II

Descarbonización: esta es la nueva fecha de cese de operaciones para Bocamina II

A través de un hecho esencial, Enel Generación Chile informó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) ordenó el retiro final, desconexión y cese de operaciones de la unidad generadora Bocamina II, a partir del 30 de septiembre de 2022, con lo cual se posterga esta decisión que estaba prevista para el 31 de mayo.

De acuerdo con lo indicado por la compañía generadora, la fecha ordenada por el organismo regulador «podría ser reevaluada en atención a la disponibilidad de recursos energéticos que presente el Sistema Eléctrico Nacional».

«Respecto a la prórroga del retiro la central Bocamina II desde fines de mayo a fines de septiembre de 2022 no es posible determinar a esta fecha el efecto financiero del mayor plazo de operación, el cual dependerá, entre otros, del precio futuro del costo marginal, del aporte de energía renovable al sistema, del precio de los contratos vigentes, la demanda de energía y potencia, la mantención y despacho por el Coordinador Eléctrico Nacional de otras unidades del sistema, el tipo de cambio y el precio de combustibles», indicó el gerente general de la empresa, James Lee Stancampiano.

La unidad II de Bocamina tiene una capacidad instalada de 350 MW, con un factor de carga de 90% y una generación promedio anual de 2.772,2 GWh (estimada en 2012).

Daniela González por nuevas medidas energéticas: «Permitirá proyectar con cierta estabilidad los precios al consumidor final»

Daniela González por nuevas medidas energéticas: «Permitirá proyectar con cierta estabilidad los precios al consumidor final»

El gobierno dio a conocer el nuevo paquete de medidas energéticas, entre las cuales se encuentran tres proyectos de ley: uno que busca inyectar recursos al Fondo de Estabilización de Precios del Petróleo (FEPP), además de otras iniciativas vinculadas a la Ley de Estabilización de las Cuentas de Electricidad (PEC2), y al incremento de la competencia en el mercado del gas, especialmente del gas licuado del petróleo.

La experta en derecho administrativo y regulación económica, del sector eléctrico y de telecomunicaciones y socia directora de Domo Legal, Daniela González, señala a ELECTRICIDAD los pormenores de esta inciativa presentada por el gobierno, donde destaca que «es muy relevante lo señalado acerca de la estabilización de las cuentas eléctricas, lo que se conoce como PEC 2″.

Esto, porque -en palabras de la ejecutiva- «es muy relevante que se despeje rápidamente la incertidumbre respecto de este tema pues el diseño del mecanismo podría tener mucho impacto en las empresas generadoras que contribuyen al fondo».

Análisis

¿Qué le parece el paquete de medidas energéticas dado a conocer por el gobierno?

Al finalizar la administración anterior, era claro que habría la necesidad y urgencia de abordar una serie de problemáticas de corto plazo relacionada con el congelamiento de tarifas realizada a partir del estallido social y la pandemia. Esta situación sólo empeoró dada la situación de precios y abastecimiento de los combustibles y el alza del dólar, provocada por la guerra en Ucrania. En esa coyuntura me parece adecuado que el gobierno responda rápidamente a las preocupaciones y demandas ciudadanas y políticas en esta materia, de manera que estos desafíos no le resten dedicación y foco en los desafíos de mediano y largo plazo. Es bueno además. que sea el ejecutivo y no, por ejemplo, el congreso, el que presente un paquete de medidas. Esperamos que en este se integren los objetivos de política del gobierno pero también la visión técnica de la autoridad sectorial. Debemos reconciliar esas miradas porque ambas son absolutamente necesarias.

Respecto de las medidas propiamente tales, lo anunciado no profundiza mucho más en lo que el Ministro Huepe había anunciado en el Senado en la semana anterior. Resta entonces aun conocer  el detalle de las iniciativas para formarse una opìnión cabal.

En el ámbito de los combustibles destaco que la inyección de 40 millones de dólares al fondo de estabilización será un alivio, pero existe un riesgo de que se agote rápidamente. En lo que concierne a la iniciativa que persigue fortalecer la competencia en el mercado del gas, se había anunciado antes que la inyección de recursos sería acompañada del proyecto de ley que aborde el mercado del gas licuado, lo que parece razonable a la luz de las recomendaciones realizadas por la Fiscalía Nacional Económica.  Un aspecto innovador es la creación una unidad de monitoreo de la competencia en la CNE. Creo que este sería un primer paso respecto de situar en la CNE este rol, lo que deberá ser ampliado al monitoreo del sector eléctrico, hoy radicado en el Coordinador Eléctrico Nacional. No tendría sentido asignar estas funciones a dos organismos diversos.

A su juicio, ¿cuál es la más relevante y por qué?

Creo que es muy relevante lo señalado acerca de la estabilización de las cuentas eléctricas, lo que se conoce como PEC 2. Se ha ido entregando creciente información de cómo sería este nuevo mecanismo. Me parece muy relevante que se despeje rápidamente la incertidumbre respecto de este tema pues el diseño del mecanismo podría tener mucho impacto en las empresas generadoras que contribuyen al fondo.

En este caso, falta aún conocer el detalle pero las señales acerca de establecer un mecanismo con algún grado de focalización que cuente con financiamiento o garantía del Estado es muy positivo. De igual forma destaco que este mecanismo permitirá por un lado proyectar con cierta estabilidad los precios al consumidor final y al mismo tiempo permitirá ajustes que reflejen los factores de mercado que inciden en los precios de manera que no se introduzcan distorsiones al desarrollo del mercado de generación, el que sabemos requiere de certidumbre en un escenario de descarbonización que requerirá un crecimiento enorme de la generación renovable junto a otras tecnologías como el almacenamiento.