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Estrechez energética: Generadoras de Chile propone crear Comité de Contingencia

Generadoras de Chile planteó la creación de un Comité de Contingencia para enfrentar la actual situación de estrechez energética que afecta al país y que tiene impactos sobre la operación del Sistema Eléctrico Nacional, dados los menores niveles de hidrología, junto al stock de combustibles y al incremento de los costos de piezas e insumos para la construcción de centrales de energía renovable.

Así lo indica el análisis gremial del último boletín del Mercado Eléctrico, donde se propone que este comité sea creado «para coordinar las acciones urgentes y específicas».

Detalles

«Entre las medidas prioritarias, que consideramos se pueden implementar desde ya, están aquellas que permitan mejorar y asegurar la logística de combustibles, dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez», señala el boletín.

Según indica el gremio, este último punto e»s de vital importancia tomando en cuenta que las proyecciones de consumo diésel de los estudios de seguridad de abastecimiento del Coordinador son muy superiores a la capacidad máxima de reposición de combustibles informada por las propias empresas distribuidoras de combustibles en varios de los escenarios analizados».

«Otra acción que creemos relevante es extender el decreto de racionamiento preventivo hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema. Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía», se añade.

También se propone «explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, de manera análoga a la instalación de puentes tipo mecano en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo».

«Vemos ante este desafío una importante oportunidad de trabajo público-privada, liderada por el Gobierno, y que junto al Coordinador y las empresas del sector eléctrico y sus cadenas de suministro permita planificar adecuadamente y anticiparse a los peores escenarios que eventualmente puedan ocurrir, y que además puedan dar continuidad a esta coordinación en un periodo de transición al nuevo Gobierno que deberá enfrentar este gran desafío de liderar la necesaria adaptación del sistema eléctrico ante la nueva realidad», concluye el documento gremial.

Eficiencia hídrica: plantean la opción de reconvertir centrales térmicas a plantas desalinizadoras

La reconversión de algunas centrales termoeléctricas a plantas desaladoras es una de las opciones que menciona Mauricio Utreras, gerente de RODA Energía y consultor de la Plataforma de Regulación Energética del BID, ante la necesidad de avanzar en materia de eficiencia hídrica en el país, en el contexto del déficit hidrológico y a la situación de estrechez energética que afecta al Sistema Eléctrico Nacional.

En opinión del especialista, este tema también es de especial relevancia para el sector minero, por lo que plantea la urgencia de una gestión eficiente de este recurso.

Futuro

¿Cuáles son los principales desafíos en eficiencia hídrica en el país y en la minería?

En épocas de extraordinaria sequía como el ciclo de 10 años que estamos viviendo, ya no es solo un factor de riesgo, sino una realidad con la que estamos conviviendo y que lamentablemente se ve reflejado con el aumento de las declaraciones de zona de escasez hídrica en nuestro país, las cuales a marzo del presente año llegan a 188 comunas, donde habitan más de 8,3 millones de personas abarcando 9 de las 16 regiones, que en su totalidad tienen ubicadas faenas mineras.

Si analizamos al sector en específico, el 25% del consumo de agua de la industria minera proviene del agua de mar, a este dato debemos sumar que el 76% de las fuentes de agua que actualmente abastecen a la minería en Chile están expuestas al riesgo climático, un porcentaje relevante si consideramos que nuestro país vive una situación crítica al ser uno de los 30 países del mundo con mayor riesgo hídrico.  Es por esto que uno de los principales desafíos que se vislumbran desde la minería es acelerar el desarrollo de plantas desaldoras ya que a la fecha en Chile operan para la actividad minera, solo 8 plantas.

Observando los objetivos que a planteado el sector minero, este busca que el 90% del agua usada en la minería venga del mar o sea reutilizada para el año 2025 y así no  afectar el consumo humano,  pero para alcanzar este ambicioso objetivo y lograr  masificar de manera acelerada esta tecnología no solo esta el desafío de los altos costos para su desarrollo, sino que también la  necesidad de una regulación clara para crear la urgencia, incentivos y las señales de precio que lo impulsen, para lo cual se puede tomar como como ejemplo el caso del sector eléctrico que a partir del año 2014, mediante un nuevo marco regulatorio y la participación activa de todos los actores del mercado, se logro acelerar el despegue las energías renovables, siendo  necesario en la desalinización un compromiso similar por parte de los actores públicos y privados.

¿Como se relaciona esto con el contexto de sequía y estrechez energética del país?

Hace dos semanas una de las primeras iniciativas del actual gobierno fue modificar el decreto preventivo de racionamiento, extendiéndolo desde marzo hasta septiembre, junto con entregar herramientas a las autoridades relacionadas para administrar mejor el agua y la logística de los combustibles, mediante la  creación de una reserva hídrica ( consiste en acumular agua en los embalses para ser usada en los períodos más críticos de los meses de invierno) como instrumento  de gestión que permitirá reducir el riesgo de racionamiento eléctrico durante los meses de invierno. Lo anterior debido a que prácticamente todas las proyecciones indican que seguiremos en un patrón hidrológico seco, pero si este es más extremo que el del año 2021, una  condición hidrológica que solo conoceremos con mayor claridad de aquí al mes de agosto, es probable que estemos muy cerca de un racionamiento eléctrico  y será necesario como  en el caso de los declaraciones de escacez hídrica, tomar medidas para reducir la demanda eléctrica desde todos los sectores.

Lamentablemente se sumo a la sequía la falta de planificación sistémica por parte de la autoridad saliente, ya que en la evaluación de los retiros de las carboneras, no se  considero los factor de la sequía que ya se viene repitiendo por varios años, sumándose así un segundo factor de riesgo en importancia, porque para este año quedo planificado la salida de 850 MW de carbón del sistema, las cuales con ajustes de meses en sus fechas de salida podrían haber evitado presionar aún más al sistema, que se une a otra serie de elementos como las probables fallas de centrales o las mismas marejadas que cada año se incrementan y que podrían afectar los desembarques de hidrocarburos esenciales para los meses más críticos del sistema eléctrico.

¿Considera que la solución es la desalinización o que alternativas considera viables?

Si vemos el desarrollo de las plantas de desalinización en Chile y el costo aproximado de desalar agua de mar, este bordea un dólar por 1.000 litros de agua, y si lo unimos al incremento de los costos de la energía donde representan entre el 30% y el 50% del costo operacional de una planta desalinizadora (ya que en específico para el sector minero el agua no se consume a nivel de mar sino que se debe sumar gran cantidad de energía para bombearla a las zonas de altitud).

Considero necesario que contemplemos como una medida paralela, pero urgente, la gestión eficiente del agua, ya que el agua más barata, con menor impacto ambiental y social es la que no se consume, por lo que promover  en el corto plazo la implementación de sistemas de gestión eficientes es altamente viable, más aún si ya están disponibles herramientas como la Norma ISO 46.001 creada el 2019 para la implementación de sistemas de gestión eficiente del agua y que a la fecha ninguna empresa de nuestro país a implementado, perdiendo la oportunidad de contar con un marco claro y una guía que proporcione a las industria métodos y herramientas para evaluar y calcular el consumo de agua, así como formas de identificar e implementar medidas de optimización de esta.

Otra oportunidad con una importante arista de innovación y particularidad para nuestro país que se visualiza, esta en aprovechar el proceso de descarbonización que estamos viviendo y consensuar la reconversión de algunas centrales térmicas a plantas de desalinización, lo cual involucraría un potencial de 18 unidades al año 2025. Esto se viabiliza debido a que todas las termoeléctricas tienen una desaladora integrada para desalar el agua de refrigeración, contando con los permiso ambientales para captar agua. Por lo anterior es viable reconvertirlas, adaptar su capacidad y aprovecharlas ya que los costos serán probablemente menores a los que tiene una desaladora desde cero.

¿Queéproyecciones existen para el tema de eficiencia energética e hídrica en el sector minero?

La ley 21.301 de eficiencia energética, aprobada en febrero del año 2021,  exigirá a las principales empresas consumidoras de energía (empresas con consumo total igual o mayor a 50[Tcal/año] = 58,1 [GWh/año]), donde se incluye prácticamente al 100% de la gran minería, implementar un sistema de gestión de energía basado en la norma ISO 50.001, con el objetivo de reportar sus consumos energéticos, medidas de eficiencia energética a implementar y planes de acción anuales, para su fiscalización por parte de la autoridad, lo cual busca alcanzar un 4% de reducción promedio de la intensidad energética  y emisiones. Por lo anterior es viable que de manera paralela se desarrolle o complemente al marco regulatorio existente la obligatoriedad de los sistemas de gestión eficiente del agua (ISO 46.001) para las empresas intensivas en este recurso y que se encuentren ubicadas en zonas con decreto de racionamiento hídrico, permitiéndoles  desarrollar medidas particulares, junto con crear  la infraestructura para conseguir y gestionar indicadores y planes hídricos para optimizar de manera temprana el uso del agua, mediante la búsqueda de medidas sistemáticas en el tiempo para reemplazar, reutilizar y reducir el consumo de agua. 

Sistema eléctrico: uso del diésel aumentó costos de operación en más de US$2.000 millones entre 2019 y 2021

Sistema eléctrico: uso del diésel aumentó costos de operación en más de US$2.000 millones entre 2019 y 2021

A más de US$2.000 millones aumentaron los costos de operación en el Sistema Eléctrico Nacional, debido al uso del diésel en la generación y el consiguiente incremento del costo marginal, en el contexto de las restricciones que se han experimentado por la baja disponibilidad de agua, sumado a los límites en la transmisión, por lo que se requiere mantener un nivel de inversiones en tecnologías propias de la actual transición energética.

Así lo plantea el análisis de Generadoras de Chile, publicado en su boletín mensual del mercado eléctrico, donde se indica la importancia de contar con condiciones adecuadas para seguir con la inversión de proyectos en el sector.

Según el diagnóstico del gremio, esto es una prioridad, considerando el contexto en que se está desenvolviendo el segmento de generación: «Una de las primeras dificultades que la industria de generación está viviendo tiene relación con los impactos económicos que han causado las significativas alza de los precios de los combustibles importados desde 2019 a la fecha. Por ejemplo, en este periodo el precio del carbón térmico API4 aumentó en un 242%, el del petróleo Brent en un 53% y el del gas dutch TTF en un 600%. Todas estas alzas han sido consecuencia de los impactos de la pandemia en las cadenas de producción y logística de transporte, a lo que se ha sumado con mucha fuerza la disrupción generada por la invasión de Rusia a Ucrania».

«Dadas las condiciones de escasez hídrica, los crecientes niveles de congestión en el sistema por falta de capacidad de transmisión eléctrica y la dificultad para desarrollar nueva infraestructura, ha sido necesario utilizar de manera extraordinaria unidades de respaldo en base a diésel, lo que se ha visto directamente reflejado en alzas significativas en los costos marginales del sistema eléctrico. Por ejemplo, de 2019 a fines de 2021 el costo marginal promedio anual aumentó en 26 USD/MWh, resultando en un incremento de los costos de operación del sistema eléctrico de más de 2.000 millones de dólares al año», señala el reporte.

Y se agrega: «Si bien estas alzas en los costos de operación del sistema eléctrico no afectan directamente al cliente final, son las empresas de generación eléctrica las que deben absorber esos aumentos de costos, y continúan cumpliendo sus compromisos contractuales y protegiendo a los clientes de las diferencias entre los costos de la energía eléctrica en el mercado mayorista y las tarifas finales».

De acuerdo con Generadoras, la creación de la figura de reserva hídrica en la última modificación del decreto de racionamiento, si bien es considerada como «un buen mecanismo para enfrentar la estrechez de energía del sistema eléctrico, la conformación de esta reserva también significa un costo adicional para las empresas de generación».

Como conclusión el gremio sostiene que para aprovechar el potencial que tiene el país, en el contexto de transición energética, es necesario escuchar «a la ciudadanía, comunidades, naturaleza y a la ciencia, con políticas de largo plazo y regulación que den certeza jurídica a las inversiones para acción climática de largo plazo, con metas concretas como la carbono neutralidad y con las herramientas disponibles y mejoras tecnológicas actuales, podemos dar un paso enorme en la dirección correcta».

Decreto de racionamiento: Ministerio de Energía establece figura de «Reserva Hídrica»

Se publicó en el Diario Oficial un nuevo cambio al Decreto Supremo 51, de 2021, que contiene medidas preventivas frente a la estrechez energética que vive el Sistema Eléctrico Nacional, el cual establece la implementación de una «reserva hídrica», para «evitar y, en su caso, manejar, disminuir o superar un eventual déficit de generación, en conformidad a las disposiciones legales y reglamentarias vigentes».

La medida fue destacada por el ministro de Energía, Claudio Huepe: “Estamos trabajando para asegurar el suministro eléctrico en lo que queda del año, integrando todos los mecanismos que tenemos a nuestra disposición, siendo esta una herramienta muy importante para este proceso”.

Esto fue recomendado a inicios de marzo por parte de la Comisión Nacional de Energía. Es así como en el cambio al DS 51 se define a la Reserva Hídrica: «Con el objeto de disminuir, manejar o superar el déficit de generación eléctrica, el Coordinador deberá coordinar la operación de las centrales hidroeléctricas de embalse de tal forma que se garantice la existencia en todo momento de una reserva hídrica efectivamente disponible, equivalente a 650 GWh, a ser dispuestos para paliar el déficit proyectado, considerando las restricciones técnicas y operacionales de cada embalse y procurando que la acumulación de la reserva hídrica minimice la probabilidad de vertimientos futuros en embalses estacionales y que no comprometa la seguridad de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional».

«El procedimiento de acumulación de la reserva hídrica, así como los términos generales para su uso y recuperación, deberán ser elaborados por el Coordinador y comunicados a la Comisión», se agrega.

También se establece que el organismo coordinador «deberá elaborar un procedimiento de valorización de los efectos económicos producidos por la formación y mantención de la reserva hídrica».

Otra modificación legal se refiere al uso de diésel, indicándose que el Coordinador «deberá realizar una proyección de la cantidad de diésel promedio mensual en m³/día, para cada mes, que requerirá el SEN durante la vigencia del presente decreto, para minimizar la probabilidad de racionamiento eléctrico. La cantidad de diésel indicado anteriormente se denominará «Diésel Mensual Requerido por el Sistema».

Racionamiento: Estas son las tareas del Coordinador en esquema de adquisición y logística del diésel

Racionamiento: Estas son las tareas del Coordinador en esquema de adquisición y logística del diésel

Se publicó en el Diario Oficial el decreto del Ministerio de Energía que modifica las medidas preventivas para hacer frente a situaciones de estrechez energética en el Sistema Eléctrico Nacional, donde se fortalece el rol del Coordinador Eléctrico Nacional en lo que se refiere al diseño e implementación de un esquema de adquisición y logística del diésel para las unidades generadoras que operan en el sistema.

En el decreto se establece que «el Coordinador deberá determinar para cada unidad generadora térmica que opere con diésel, el consumo histórico promedio mensual del insumo primario en m3/día, para cada uno de los meses entre marzo y septiembre, ambos incluidos, para cuyo efecto utilizará el monto despachado promedio mensual del mes respectivo en el año 2021».

También se indica que este organismo «deberá realizar una proyección de la cantidad de diésel promedio mensual en m³/día, para cada mes, que requerirá el SEN durante la vigencia del presente decreto, para minimizar la probabilidad de racionamiento eléctrico».

Otra tarea es que el Coordinador, «para efectos de determinar el Diésel Mensual Requerido por el Sistema, podrá realizar desagregaciones por zona considerando restricciones de logística o almacenamiento del diésel, informadas por las empresas o a través de otras fuentes de información, y además deberá considerar las restricciones propias del SEN u otras restricciones que pudiesen afectar el diésel requerido en cada zona, con el objetivo de asegurar el abastecimiento y seguridad del suministro eléctrico».

Diésel de seguridad

Además, se estipula que se deberá llevar a cabo un proceso de provisión de Diésel de Seguridad (en adelante, “Proceso de Provisión de Combustible”), cuyo objetivo es proveer un mecanismo para que las unidades generadoras que lo requieran, y operen con combustible diésel, presenten disponibilidad de combustible hasta el término del presente decreto.

Para participar en este proceso los Potenciales Participantes deberán informar al Coordinador, por cada unidad generadora que utilice como insumo el combustible diésel, en los plazos y formatos que éste establezca en el Proceso de Provisión de Combustible, al menos, la siguiente información:

-El precio del diésel comprometido. Este precio deberá tener tanto un componente fijo como un componente variable.

-Componente Fijo: deberá considerar, al menos, los costos fijos de los recursos utilizados para almacenar, disponer y transportar el Diésel de Seguridad a la respectiva unidad generadora, según corresponda. Los costos deberán ser identificados en el Proceso de Provisión de Combustible.

-Componente Variable: componente de costo variable, de acuerdo con la normativa vigente, del Diésel de Seguridad, para cada unidad generadora, que deberá informarse en el Proceso de Provisión de Combustible.

Otro punto relevante del decreto es que el organismo coordinador «deberá establecer un reconocimiento diferenciado de la disponibilidad de combustible, a que hace referencia el artículo 29 del decreto supremo Nº 62, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, para efectos de determinar la Potencia de Suficiencia de Unidades Generadoras Térmicas para los meses del año 2022 en que se encuentre vigente el presente decreto. En particular, deberá diferenciar el cálculo considerando el Periodo con Disponibilidad de Diésel de Seguridad respecto del resto del año 2022».