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.
octubre 24, 2023 | Industria
Este martes se realizó el seminario «Vertimiento de ERNC: ¿Peligran las metas de descarbonización?«, organizado por SERC Chile en las dependencias del Hotel Nodo, comuna de Providencia, donde expertos dieron a conocer ideas para avanzar en la transición energética.
Uno de ellos fue el jefe de Estudios y Planificación de Grupo Cerro (Cerro Dominador), Fernando Flatow, quien expuso acerca de las propuestas para el mercado de corto plazo, en que aseguró que se debía volver a la señal marginalista.
Estas consisten en la variabilización de costos no convexos (uplifting), que reemplaza parcialmente la asignación directa a retiros vía pagos laterales y costos marginales de energía que se calculan considerando que el MMTT y costos de partida son lineales.
En tanto, la otra propuesta apunta a transferencias entre generadoras bajo sistema adaptado, donde el Coordinador Eléctrico Nacional calcula el «balance real» y corre el modelo Plexos, relajando las capacidades de los tramos que presentan congestión de transmisión.
Beneficios que traerían las propuestas
Para el caso de costos no convexos, estas son:
– Baja el costo de pagos laterales
– Tratamiento de costos es de aplicación permanente (no es necesario reemplazarlo por otro método)
Mientras que en el sistema de transmisión adaptado, se basan en:
– Volver a tener un mercado eléctrico común
– Alivia situación financiera crítica del mercado hasta la llegada de soluciones de mediano y largo plazo.
Caso de ambas propuestas
En su exposición, el representante del Grupo Cerro afirmó que se rescata una señal limpia de precios de largo plazo (tal como se espera en el mercado marginalista), y son de rápida ejecución.
Asimismo, son complementarias a soluciones operativas de corto plazo, tales como:
– Flexibilidad en la operación (revisión MMTT, otros)
– Flexibilidad en la transmisión (implementación de automatismos)
– Almacenamiento (BESS en transmisión y renovables variables con capacidad de almacenamiento)
septiembre 12, 2023 | Industria
La Corte Suprema ordenó al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) reiniciar el juicio en contra de la Comisión Nacional de Energía (CNE), así como de Colbún, Enel y Generadora Metropolitana –en carácter de terceros coadyudantes–, en el cual se acusa al organismo regulador de atentar contra la libre competencia al dejar en una posición preferente a las empresas dominantes de generadoras de GNL en desmedro de las de energías renovables.
De esta forma, el máximo tribunal acogió el recurso de reclamación interpuesto por las compañías Eléctrica Puntilla e Hidromaule, cuyo objetivo es lograr el pronunciamiento del TDLC sobre la compatibilidad o incompatibilidad de la llamada “condición de inflexibilidad” contenida en la norma técnica que regula al GNL, la que a su vez fue elaborada y aplicada por la CNE.
Para las partes demandantes, existe una infracción a la libre competencia por parte de las firmas que utilizan el denominado “gas inflexible”, el cual otorga a los generadores en base a GNL la posibilidad de inyectar con preferencia su energía al sistema eléctrico, forzando el ingreso de un tipo de energía fósil y contaminante y generando así distorsiones de mercado que afectan directamente al resto del parque eléctrico, especialmente, aquellas que son de fuentes renovables.
Con la decisión del máximo tribunal, se revirtió lo zanjado anteriormente por el TDLC, que pretendía poner término al juicio a solicitud de la CNE, cambiándolo de oficio por un procedimiento no contencioso para recomendar un cambio normativo. Asimismo, la CNE queda expuesta a sanciones cercanas a los US$ 50 millones.
Para José Manuel Contardo, ejecutivo de Hidromaule, “esta no es solo una buena noticia para las compañías renovables, que durante largos periodos han sido desplazadas por combustibles fósiles y han visto mermados sus ingresos y proyecciones futuras por el uso de gas inflexible y la distorsión de precios que genera en la compra y venta de energía entre empresas generadoras, sino que también es una buena noticia para todo el país, ya que, de avanzar favorablemente esta causa, se aportaría a disminuir el vertimiento de energías renovables producto de la inflexibilidad”.
Por su parte, el abogado Mario Bravo, patrocinante de la causa contra la CNE, afirmó que “reclamamos ante la Corte Suprema el derecho a acceso a la justicia que nos fue negado por el TDLC y, por lo tanto, estamos muy satisfechos con este fallo”.
Añadió que “ahora corresponde que se reinicie el juicio, que el TDLC conozca nuestra demanda y que tanto la CNE como las empresas que se hicieron parte -Enel, Colbún y Generadora Metropolitana- hagan sus descargos y que, en definitiva, se condene a la CNE por infringir la libre competencia al consagrar la “condición de inflexibilidad” y se le ordene cesar en esta conducta así como cualquier otra que atente a la libre competencia”.
Antecedentes
El inicio de esta controversia se remonta a septiembre de 2020, cuando las empresas Eléctrica Puntilla e Hidromaule presentaron una consulta al TDLC con el objetivo de que se pronunciara sobre la compatibilidad o incompatibilidad de la “Condición de Inflexibilidad” contenida en la Norma Técnica para la Programación y Coordinación de la Operación de Unidades que utilicen Gas Natural Licuado Regasificado, de la CNE, con las normas de defensa de la libre competencia.
El Tribunal decidió rechazar el inicio de la solicitud de consulta, por lo que las empresas reclamaron por primera vez ante la Corte Suprema, la que en noviembre de 2021 revirtió la decisión del Tribunal y ordenó el inicio del procedimiento de consulta.
En paralelo, la CNE dictó una nueva versión de la Norma Técnica, insistiendo en incluir la “condición de inflexibilidad” que las empresas consideran atentatoria a la libre competencia, lo que motivó a que estas compañías presentaran una demanda contra el organismo el 6 de diciembre de 2021, por la Ley de Defensa de la Libre Competencia (“Decreto Ley Nº 211”). En esta acción solicitaron que se declarara que la CNE infringió la libre competencia al consagrar la “condición de inflexibilidad” y pidiendo que se le aplique una multa de 60.000 UTA (US$ 50 millones).
Iniciado el juicio, el TDLC acogió una medida cautelar y ordenó la suspensión de la aplicación de la “condición de inflexibilidad”. Sin embargo, en enero de 2022, a petición de la CNE, dejó sin efecto la medida.
En abril de 2022, el TDLC dispuso el término del juicio cambiándolo de oficio por un procedimiento no contencioso para recomendar cambio normativo. Esta resolución del Tribunal fue recurrida ante la Corte Suprema por las empresas demandantes, la cual nuevamente falló a favor de estas últimas.
