El director de Valgesta Energía, Andrés Romero, explica a ELECTRICIDAD el costo de este proyecto y la viabilidad de llevarlo a cabo.

¿Cuál es su análisis respecto al proyecto Antípodas presentado por el presidente?

Ciertamente, el anuncio del Presidente no corresponde a un proyecto. No cuenta con análisis técnicos ni tampoco de costos y beneficios. Tampoco existe la tecnología para transmitir de manera eficiente esa energía a 20.000 kilómetros de distancia. Por ello, no pasa de ser una idea, como muchas otras que pueden existir, a muy largo plazo, por lo que a mi juicio no debiese ser una prioridad en la agenda de desarrollo energético o económico del país.

¿Cuáles son los pormenores de este proyecto?

No existen más antecedentes que el anuncio del Presidente, por lo que desconocemos los análisis que se hayan hecho y quiénes han participado en las conversaciones.

¿Cuál sería el costo de llevarlo a cabo?

Como referencia respecto a la tecnología existente, el pasado mes de octubre entró en operación el sistema submarino más largo del mundo, el cual conecta a Noruega e Inglaterra con un cable submarino de 724 km para 1400 MW, cuyo costo fue de 1900 millones de euros, por lo que el costo por km sería de entre 2.69 a 2.99 millones USD/km para esa potencia.

Considerando ello, el costo del proyecto Antípodas para 200 GW de transmisión sería del orden de 7.7 trillones de dólares sólo respecto al sistema de transmisión. El costo de desarrollar los 200.000 MW serían del orden de 150.000 millones de dólares.

¿Qué otra solución más eficiente se podría establecer para reemplazar este proyecto?

A nuestro entender es mucho más eficiente el desarrollo de sistemas de almacenamiento, tal como la Concentración Solar de Potencia; e incluso el desarrollo del hidrógeno verde estaría más adelantado y tendría menores costos pensando en un desarrollo dentro de la próxima década

La entrada Andrés Romero por proyecto Antípodas: «No debiese ser una prioridad en la agenda de desarrollo energético» se publicó primero en Revista Electricidad.

La investigación analiza un supuesto escenario en que no se modifica la NT y otro en que se produce un  GNL Reducido, «cuyo supuesto principal es que los agentes modifican su decisión de compra de GNL contratando el máximo volumen que le permita el “Reporte de volúmenes resultantes de Annual Delivery Program (ADP)”, para ser declarado gas inflexible».

Asimismo, el estudio se realizó asumiendo que el escenario GNL reducido implica una reducción de la disponibilidad de GNL de hasta un 50% respecto del Caso Base, en base a los estudios que emite el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) donde realiza una comparación ex-post entre las proyecciones anuales de consumo de GNL del ADP.

Resultados

Es así como para el periodo 2021-2030 se sostiene que la participación en la generación de GNL para los escenarios Base y GNL Reducido es de 6% y 5% respectivamente para el año 2025 y de 13% y 10% para 2030, respectivamente. «En ambos escenarios el GNL aumenta su generación en el periodo de estudio, lo que se debe principalmente al proceso de cierre de centrales a carbón. Los resultados también muestran que en el escenario GNL Reducido, se observa un aumento en la generación en base a Diésel (+584% al año 2030), alcanzando una participación en la generación total de un 1.5% el año 2030, esto es más de cinco veces que en el Caso Base», se señala.

Según Valgesta, esto podría aumentará los promedio anuales de los costos marginales: «A modo de ejemplo, para la barra de Quillota 220 kV se observa un incremento promedio de +23% en los costos marginales (+10,9 USD/MWh), mientras que para Crucero 220 kV el aumento fue de un 22% (+8.7 USD/MWh), esto para todo el periodo. Sin embargo si se observa sólo el año 2030 el aumento en los costos marginales es de +22.8 USD/MWh para
ambas barras, es decir un aumento de un +41% aproximadamente».

«Adicionalmente, los resultados arrojan que el escenario GNL Reducido también implica un aumento en los costos de operación del sistema. Esto se debe principalmente al aumento en la participación del diésel en la matriz de generación. El aumento en el costo de operación es de un +17% por sobre el Caso Base en el año 2030, lo que implica un aumento de 137 MMUSD para ese año en el costo de operación», se precisa.

Y se agrega: «El estudio muestra que la variación del vertimiento entre el escenario Base y el escenario GNL Reducido no es significativo y este valor es de un 0,7%».

Dentro de las conclusiones, la consultora plantea que, si bien la CNE «no ha presentado un diagnóstico preciso que motiva la modificación de la norma, algunos actores han planteado que se requeriría una modificación dado el impacto que la declaración de GNL inflexible tendría sobre los costos marginales y el vertimiento de energía renovable. De los análisis efectuados a la operación real de los años 2019 y 2020, no aparece que las diferencias significativas de costos marginales y vertimiento en los escenarios analizados se deban a la presencia de GNL inflexible en el despacho, sino que responde fundamentalmente a las limitaciones de la capacidad de transmisión del sistema eléctrico».

Escenario sin cambios

Respecto al escenario de una NT sin cambios, el estudio menciona un impacto en el costo marginales de -2% para 2022, «en un sistema sin congestiones».

«Con todo, este efecto debe analizarse con relación a los eventuales impactos que podría tener una nueva normativa, en caso de que ésta desincentive la compra de GNL por parte de las empresas propietarias de centrales de ciclo combinado, limitándose a los niveles que el CEN proyecte. En este caso y basados en las proyecciones de uso de GNL que en los dos últimos años ha realizado el CEN, los efectos que podría acarrear la normativa serían contrarios a una “operación económica” y más limpia, ya que se incrementaría notoriamente la presencia de diésel, aumentando considerablemente los costos marginales (hasta +41%) y de operación del sistema (+17%)», sostiene el trabajo.

De acuerdo con el estudio, este escenario «sería favorable exclusivamente para aquellas centrales que se encuentren recibiendo ingresos en el mercado spot, pero implicaría impactos considerables a aquellas empresas que tienen contratos regulados y libres».

«Por ello, sería esperable que los futuros contratos que se oferten para clientes regulados y libres aumenten sus precios, incorporando este nuevo escenario de costos marginales. Finalmente, en el contexto de la discusión sobre “cierre acelerado” de centrales a carbón (lo que podría ocurrir durante esta década) y una menor disponibilidad de agua para hidroelectricidad, proyectada en torno a un -20% según algunos especialistas por efectos del cambio climático, resulta necesario que la autoridad realice un análisis de mayor profundidad y transparencia sobre los problemas que pretende resolver, los objetivos que buscará con la modificación y una proyección de los impactos esperados», se indica en relación a este escenario supuesto.

La entrada Estudio advierte los impactos para el sistema eléctrico con un GNL inflexible reducido se publicó primero en Revista Electricidad.

Así lo señala el reporte mensual de Valgesta Energía, al abordar este tema que actualmente se discute en el sector energético, planteando la relevancia de «identificar el efecto a nivel de agentes y del sistema para tener un correcto diagnóstico de esta situación. Lo que los datos nos señalan, es que los vertimientos de energía no se deben exclusivamente al gas inflexible, sino que más bien ello tiene más relación con las restricciones en materia de transmisión».

Según el análisis de la consultora, «la discusión regulatoria sobre el tratamiento del despacho de centrales en base a GNL comienza a parecerse a esos debates donde la evidencia, los datos y el diagnóstico correcto y compartido, retrocede frente a la consigna: debe cambiarse la norma porque es una «distorsión del mercado»; debe mantenerse la norma porque de lo contrario «se pone en riesgo la disponibilidad del GNL».

Además, se indica que es «evidente que la norma técnica de gas inflexible impacta el despacho de unidades y también el costo marginal, pero esto no es ajeno a otros requerimientos que tiene el sistema por razones de eficiencia y seguridad, como por ejemplo el despacho a mínimo técnico de algunas unidades del sistema, que también tiene efectos sobre el sistema, pero se entienden como necesarios para una operación más eficiente y segura a nivel sistémico».

«Por ello creemos que la evaluación de la norma de despacho de GNL debe realizarse desde la perspectiva total del sistema y si ello puede generar señales correctas o incorrectas para el futuro» se afirma.

Y se agrega: «Desde nuestra perspectiva, más que centrarse en los argumentos de “flexibilistas” o “inflexibilistas”, debiésemos estar discutiendo sobre los desafíos que tenemos en los próximos 5, 10 y 15 años. La transición energética es el punto de partida de ello. Estamos en pleno proceso de descarbonización acelerada, lo que probablemente significará que al 2030 no contemos con la mayoría de las centrales a carbón que hoy producen más del 40% de la electricidad del país; también observamos una creciente penetración de renovables que requiere de un sistema eléctrico más flexible para su operación eficiente. Junto con ello, los expertos proyectan hidrologías 20% más secas a lo que históricamente ha observado nuestro sistema para los próximos años, etc. En este contexto, tenemos que pensar qué requiere el sistema eléctrico para que opere de manera segura y eficiente, y en base a ello, cuáles son las señales adecuadas que se quieren dar al mercado».

El análisis del reporte concluye que la discusión «sobre posibles modificaciones a la regulación en general o a la norma de gas inflexible en particular, debe discutirse en base a ese contexto. Esa es una pregunta que no vemos esté desarrollando la CNE, la que debiese ser la base para construir una regulación Ad hoc».

La entrada Valgesta Energía: GNL inflexible promedió 5,7% en la generación total del sistema entre 2018 y 2019 se publicó primero en Revista Electricidad.

Así lo indica el reporte mensual de la consultora, al abordar la moción legislativa que busca extender esta normativa hasta noviembre de este año.

«Según nuestras estimaciones, sólo para el sector eléctrico la deuda acumulada a la fecha sería del orden de los USD 150 millones, considerando solo aquellos clientes que se han acogido al beneficio o están en proceso de hacerlo. Este monto podría aumentar a USD 220 millones producto de la prórroga de la ley por seis meses. Esto traería como consecuencia, finalmente, sobrecostos en las cuentas futuras que estimamos del orden de entre un 30% y 50% dependiendo del caso, asumiendo que la deuda acumulada en al menos 15 meses de un cliente (agosto 2020-noviembre 2021) deberá prorratearse en 36 meses para su pago», señala el documento.

Según el análisis de Valgesta, «si bien esta iniciativa parece tener sentido dado los impactos que ha tenido la crisis sanitaria sobre la economía de las familias, resulta, al menos razonable, preguntarse si es ésta la solución real al problema».

«A la luz de lo informado por las compañías distribuidoras, existe una gran cantidad de clientes que aún no concurre a firmar los convenios de pago y muchos de ellos simplemente no acudirá, lo que facultará a estas empresas a cortar el suministro tal como lo establece la ley (lo que no es solución finalmente), o bien, aún cuando un cliente concurra en la firma del convenio de pago, en el tiempo no pueda dar cumplimiento al mismo teniendo como consecuencia el mismo resultado que en el caso anterior, el corte del suministro», se indica.

Ante esta situación se sostiene que la ley 21.249 «simplemente está retrasando el corte de suministros básicos, no haciéndose cargo del problema real que enfrentan las familias producto de la crisis. Es este el verdadero problema que hay detrás de esta ley, ya que no presenta una solución adecuada para una parte importante de las familias que se encuentran en esta situación».

Soluciones

La consultora indica que para enfrentar este escenario se requiere la participación del Estado, «ya sea como aportante de los recursos, o bien, como garante de los fondos que se requieren para financiar el pago las deudas mediante algún mecanismo financiero que sea abordable por las familias, ya que un principio básico de las decisiones de políticas públicas (en este caso “suspender” el pago de las cuentas para quiénes no pueden), es que deben contar con el financiamiento necesario mediante recursos del Estado».

Y se agrega: «Mantener el financiamiento de esta política de Estado bajo el costo de las empresas distribuidoras, quiénes no olvidemos cobran a los clientes finales una tarifa íntegramente regulada por el Gobierno, se transforma en una decisión expropiatoria que a futuro podría tener profundas consecuencias en la calidad del servicio que entregan estas compañías».

En el reporte también se sostiene que «una solución razonable de esta materia sería extender a 60 o 72 meses el pago de la deuda, de manera que el sobrecosto en la cuenta sea lo más bajo posible, incluso definiendo un umbral que no supere un cierto porcentaje de la misma».

«Adicionalmente, contar con un instrumento financiero que le permita a las empresas recaudar los ingresos para pagar a transmisores y generadores el costo del consumo no pagado por los clientes finales, junto con el valor del servicio de distribución, el cual debiese estar garantizado por el Estado, de tal manera que al cumplirse el plazo máximo de pago de la deuda, aquellas que no hayan sido pagadas, sean asumidas por el Estado, en el entendido que estas familias no pudieron cumplir con el pago del servicio dada la situación de excepcionalidad en la que estamos2, se concluye.

La entrada Prórroga de Ley de Servicios Básicos aumentaría deuda impaga de luz hasta US$220 millones se publicó primero en Revista Electricidad.

La conferencia fue moderada por el director ejecutivo de Valgesta Energía, Ramón Galaz y participó el director de Regulación de esta consultora, Andrés Romero; el diputado y presidente de la Comisión de Energía y Minería, Pablo Vidal; el diputado Francisco Eguiguren; el abogado, profesor de Derecho de la Universidad Católica, Eugenio Evans y la abogada, profesora de la Universidad de Chile, María Cristina Escudero.

Discusión

La pregunta que se planteó es si el Estado tiene obligación de garantizar el acceso y calidad del servicio eléctrico. El diputado Vidal indicó que «el Estado debe asegurar el acceso de este servicio a los clientes. Los servicios básicos de hoy se extienden a otros, va a haber que incorporar a los servicios básicos más adelante el acceso a internet, el acceso a transporte público, que también será una discusión del servicio básico. A eso le llamamos urbanización».

Según el profesor de Derecho de la Universidad de Católica, Eugenio Evans,  el sector energético debe exigir deberes al Estado y uno de ellos, es el bien común. «Hay que dotar a la comunidad de la mayor cantidad de bienes. El tema es cómo lo logramos y una de las soluciones que se planteó en el conversatorio fue hacer independientes las agencias regulatorias», explicó.

La discusión también se centró en que el acceso al servicio debe ser equitativo. María Cristina Escudero reiteró que los habitantes tienen derecho a acceder a estos bienes esenciales y tener todos los resguardos para que este acceso sea en igualdad de condiciones.

«Debe existir libertad, pero debe estar regulada por una equidad, donde haya certeza de que cuando vamos a proveer este derecho llegue a todos», culminó la abogada. Para eso, los expositores llamaron que preguntarse cómo ha funcionado el Estado en otros países, como por ejemplo en México y otros países donde está funcionando esto, aclarando que también es importante saber cuál es el resultado de la intervención del Estado en estas industrias.

La entrada Energía y Constitución: actores del sector abordaron el rol del Estado en la calidad del servicio se publicó primero en Revista Electricidad.

Los participantes del evento serán María Cristina Escudero, abogada y profesora del Instituto de Asuntos Públicos de la Universidad de Chile; Eugenio Evans, socio de Cubillos Evans Abogados y los diputados de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja, Francisco Eguiguren y Pablo Vidal, quien es el actual presidente de esta instancia legislativa, en un conversación que será moderada por Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Energía.

Andrés Romero, director de esta consultora, aborda con ELECTRICIDAD los detalles de la relación del sector energético con la nueva Constitución.

Uno de los principales puntos que plantea es el avance hacia la carbono neutralidad, donde el Estado pueda orientar una agenda de investigación, innovación y desarrollo de tecnologías para que Chile se convierta en un país competitivo en este rubro y nos permita construir un sector energético con valor agregado.

Discusión

¿Cómo ve la relación entre Nueva Constitución y sector energético?

Sin lugar a dudas temas como energía, agua y recursos naturales serán parte de la discusión constituyente, cómo ha sucedido en otros países de la región como México y Ecuador. Si pensamos que este es un nuevo pacto político, social, medioambiental, cultural y económico, el que nos va a fijar reglas del juego para los próximos 40 o 50 años, me parece adecuado que en el texto constitucional contemos con una declaración de hacia donde queremos caminar, lo que a mi parecer debiese ser una sociedad carbono neutral, basada en el uso de fuentes renovables y el buen uso de la energía.

¿Cómo debería pactarse la regulación eléctrica a partir de un cambio constitucional de esta envergadura?

La regulación eléctrica debiese enmarcarse dentro de la “meta” que disponga la Constitución. En este sentido, por ejemplo principios que han sido base de nuestro mercado eléctrico debiésemos cuestionarlos, como la neutralidad tecnológica. Ciertamente la ley debiese regular la estructuración de un mercado que se encamine hacia una carbono neutralidad como meta de largo plazo.

¿Qué tratamiento deberían tener las nuevas tecnologías energéticas en la discusión constitucional?

No me parece que la Constitución debiese regular una tecnología en particular. No obstante, creo que será muy relevante que podamos darle un rol estratégico al Estado, el que pueda orientar una agenda de investigación, innovación y desarrollo de tecnologías en las que podamos contar con las ventajas para ser competitivos, y donde el sector privado sea el motor del desarrollo. Creo en esta visión conjunta, donde el Estado en conjunto con el sector privado dan una mirada estratégica y no se deja solo a la “mano invisible” el destino de nuestro desarrollo.

¿Qué desafíos ve en la relación del sector energético con la nueva Constitución?

Creo que como sector no podemos dejar de lado esta discusión. Algunos dirán que no es necesario regular temas de energía en la Constitución; otros intentarán incorporar definiciones que podrían rigidizar un sector en constante evolución. Debemos buscar esa mirada común, aquel punto que nos permita construir un sector con mayor valor agregado, más inclusivo y que se transforma en un motor del desarrollo sostenible de Chile.

Inscríbase al conversatorio acá

La entrada Andrés Romero, director de Valgesta Energía: «La ley debiese regular un mercado que se encamine hacia la carbono neutralidad» se publicó primero en Revista Electricidad.

Así lo indica el boletín mensual que organiza la consultora, desde donde se destacó la importancia que tiene esta discusión para la industria: «La energía es uno de los motores fundamentales del desarrollo de los países. La falta de energía, los altos precios y contar con fuentes emisoras contaminantes, serán factores que harán la diferencia en el camino hacia un desarrollo y sostenible».

«En este sentido, Chile se encuentra en el camino de transformación hacia una sociedad “carbono neutral”, proceso en el que debemos asegurar que todos los habitantes de nuestro país accedan a los beneficios de la energía, a precios eficientes y con seguridad en el suministro», se señala en el documento.

Según el análisis de Valgesta, la discusión constitucional en el ámbito energético «debe mirar más allá de la coyuntura, tomar en cuenta los aciertos y problemas de nuestro modelo de desarrollo energético y construir sobre la base que combine acertadamente la mirada prospectiva de largo plazo, el aseguramiento del acceso a servicios energéticos de calidad y a precios competitivos, la necesidad de avanzar hacia un desarrollo industrial de mayor valor agregado y contar con un mercado dinámico en un ambiente de competencia y transparencia».

Y se añade: «Estamos seguros de que desde nuestro sector podemos aportar al debate, encontrando aquellas miradas comunes que puedan formar parte de nuestra Nueva Constitución. Es sabido que parte de nuestro “ADN” como Valgesta es la participación y aporte permanente en los procesos de análisis y discusión de políticas públicas y, como parte de ello, no podemos estar ausentes del proceso constitucional desde la base de lo que somos, una empresa consultora independiente, innovadora y con visión de futuro».

La entrada Valgesta iniciará ciclo de conversaciones sobre energía y nueva Constitución se publicó primero en Revista Electricidad.

En dicho reporte, una editorial escrita por Andrés Romero, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y director de Valgesta Energía,  aborda la relevancia que posee el desarrollo de políticas públicas y regulación de calidad, consignando que «actualmente nos encontramos discutiendo modificaciones de enorme relevancia para el presente y futuro del sector eléctrico de nuestro país: la habilitación de la comercialización de electricidad para clientes regulados, las modificaciones sustanciales al mercado de potencia, la creación de un mercado de flexibilidad para la adopción eficiente de las energías renovables variables, la modificación a la norma de programación y coordinación de la operación de centrales en base a GNL para el tratamiento del gas inflexible, entre otras materias».

Falencias

En ese contexto, la publicación advierte que «contar con diagnósticos precisos y compartidos, la definición de objetivos, el análisis de alternativas, el señalamiento de la manera de medir los impactos de la nueva regulación para su evaluación, un claro diseño de su implementación y los recursos requeridos, entre otros, acompañados de procesos transparentes y participativos, donde las opiniones vertidas puedan ser realmente incidentes en base a sus argumentos, creemos es un estándar que debemos cumplir, exigir y proteger. Existen múltiples casos de políticas y regulaciones en el sector energía y otros que, no obstante sus buenos propósitos, demostraron falencias importantes en su implementación, lo que obedeció en la mayoría de las ocasiones a un mal diagnóstico o el diseño de un proceso de implementación deficiente».

En esa línea es que se menciona que «iniciativas en el pasado reciente como la modificación al marco regulatorio de las licitaciones de clientes regulados, empujaron un nivel de competencia que generó un cambio radical en el mercado de la energía de nuestro país. Pero no podemos olvidar el caso de los “medidores inteligentes”, los que no obstante contar con un consenso técnico general de la necesidad de su implementación, su proceso de formulación e implementación reflejó deficiencias importantes».

Por ello, «creemos necesario que la autoridad, las empresas del sector, clientes libres y demás actores interesados, podamos actuar bajo un entendimiento común, en torno a que las políticas y regulaciones en actual discusión son de tal relevancia, que requieren del desarrollo de los máximos estándares para su formulación».

Para lo cual el Instructivo Presidencial Nº3, del 15 de abril de 2019, en el que instruye a todos los Ministerios la Elaboración de Informes de Impacto Regulatorio para el correcto desarrollo de regulaciones, ya sea nuevas o modificatorias de normas precedentes; sus principios y especialmente el informe de impacto regulatorio bien elaborado, «nos ofrecen una metodología que deberíamos adoptar», finaliza la editorial.

La entrada Valgesta Energía: existen casos de políticas y regulaciones que demostraron falencias importantes en su implementación se publicó primero en Revista Electricidad.

En este último tema, de acuerdo con las proyecciones de la consultora, el límite de acumulación de saldos (US$1.350 millones) Del mecanismo de estabilización de precios para clientes regulados «podría alcanzarse el segundo semestre de 2022, lo que se traduciría en un riesgo de incremento en las tarifas».

«Asimismo, dada la necesidad de pagar la deuda generada, nuestras proyecciones indican que los clientes regulados no verán una reducción en sus cuentas, al contrario, podrían aumentar hasta el año 2027. Por ello y ante un escenario económico y social complejo, es esperable que exista una presión política importante por intervenir nuevamente las tarifas eléctricas, por lo que se requiere un esfuerzo técnico y político para ofrecer alternativas que enfrenten a tiempo y adecuadamente este escenario, fundamentalmente pensando en los consumidores más desfavorecidos», indica el documento.

Dentro de la reforma a la distribución, se menciona al proyecto de portabilidad eléctrica, señalando que se debe tener cuidado en algunos eventuales efectos que podrían significar en en futuro un menor ritmo de inversiones y un nulo efecto en reducir los precios de los clientes residenciales, en especial los de bajo consumo.

«Creemos que se requiere una discusión más profunda sobre la necesidad de mantener un mercado de energía basado en contratos de largo plazo, lo que asegura nueva infraestructura de generación, en especial en un país que proyecta un crecimiento de la demanda en rangos entre 2% a 4% para las próximas décadas, o transitar a un modelo de comercialización de corto plazo, el que requerirá del diseño de señales de mercado que permitan asegurar nueva infraestructura», se indica.

Descarbonización

Si bien se sostiene que se comparte la meta de descarbonización dada a conocer por las autoridades, se advierte la necesidad de que «los Ministerios de Energía y Medio Ambiente presenten una curva de abatimiento para el sector, donde se ordenen las medidas conforme su costo eficiencia, lo que permitirá a los actores públicos y privados priorizar y establecer los planes correspondientes».

En este sentido, el proceso de cierre de centrales a carbón tiene que ser desarrollado responsablemente, de cara a la gente y con los antecedentes técnicos que garanticen al país contar con energía segura y eficiente, en los plazos que aseguren estos aspectos y con la urgencia que requiere terminar con la emisión de contaminantes locales y globales.

En esta línea, se señala que «los efectos sobre los costos marginales, seguridad de suministro y la tan necesaria flexibilidad de la operación producto de la incorporación de energías renovables variables, no han sido parte del análisis del Parlamento al momento de presentar el proyecto».

Vinculado con la descarbonización, el análisis de la consultora indica la «necesidad urgente de entregar las señales adecuadas para contar con un sistema eléctrico flexible y eficiente», planteando una visión crítica respecto a la figura del Estado de Reserva Estratégica (ERE): «Nos preocupa la falta de un diagnóstico claro y compartido respecto al problema que se quiere resolver, como también la falta de los objetivos que busca el cambio que se presenta. Si bien estamos de acuerdo con la necesidad de hacer un cambio que apunte a mayores eficiencias y señales correctas al mercado, estimamos que el tratamiento a la flexibilidad del sistema debe tener un desarrollo propio, con las señales adecuadas e independientes de los ajustes (mayores o menores) que requiera el mercado de la suficiencia».

Y se sentencia: «No compartimos el principio de que la flexibilidad del sistema tenga un tratamiento dentro del mercado de la potencia, por cuanto se trata de atributos distintos para satisfacer objetivos diferentes».

Según Valgesta, «no representa un diseño correcto de política pública, el que se presente una modificación y no se presenten los impactos, a nivel de mercado y de los agentes, que se esperan de la modificación presentada al mercado de potencia (lo que entendemos estaría en estudio). Tampoco se presenta un diseño de implementación claro, que establezca la transición del mercado vigente a las nuevas reglas, como tampoco de los plazos y capacidades que requieren las instituciones que asumirían nuevas responsabilidades, en especial el CEN.»

«Así pues, dada la enorme consecuencia que este cambio podría significar, estimamos necesario que el Ministerio ponga la pausa necesaria y establezca un método de trabajo donde se presenten las evidencias numéricas, se acepten distintas miradas y se permita construir de manera conjunta y colaborativa un cambio tan relevante para nuestro mercado», añade.

En sus conclusiones el boletín mensual indica que «se adopte un diálogo colaborativo y real con los distintos actores interesados, de tal manera que podamos diseñar mercados y regulaciones de clase mundial para los segmentos distribución, energía, potencia y flexibilidad, que nos permita transitar hacia un sistema eléctrico cada día más limpio, competitivo y seguro».

La entrada Estabilización de precios: Valgesta prevé alzas en cuentas de luz hasta 2027 se publicó primero en Revista Electricidad.

Durante este año, septiembre había consignado la mayor cantidad de energía diaria reducida de centrales solares y eólicas con 49,2 GWh.

Según la consultora, estas disminuciones «son dispuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional respuesta a la presencia de congestiones en el sistema de transmisión».

En cuanto a los porcentajes mensuales a los que corresponden estas reducciones con respecto a la generación solar y eólica, lo registrado en noviembre llegó a 4,2%, siendo la segunda mayor anotación después de septiembre (4,3%), aunque superior a las reducciones vistas en el primer semestre del año, donde la mayor fue mayo con 1,4%.

La entrada Vertimiento de generación ERNC de noviembre fue el más alto en años: 59,7 GWh se publicó primero en Revista Electricidad.