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Con compra de CGE, china State Grid tendría casi 60% de la distribución eléctrica de Chile

Esta mañana, la española Naturgy anunció el traspaso de la distribuidora chilena a la firma asiática por US$3.000 millones

Por S. Sáez, C. Rivas e I. Badal

Fuente: La Segunda, Viernes 13 de Noviembre de 2020

China State Grid International Development Limited (SGID) se convertirá, si las autoridades chilenas lo permiten, en el actor más fuerte de la distribución eléctrica en nuestro país.

La empresa china, que había cerrado la adquisición de Chilquinta Energía y Luz Linares en US$2.230 millones a mediados de octubre del año pasado, ahora anunció la compra del 96% de la Compañía General de Electricidad (CGE) en 2.570 millones de euros (unos US$3 mil millones) a la española Naturgy (cuyo asesor financiero fue Banchile Citi).

El anuncio remeció a la bolsa de Madrid, donde las acciones de Naturgy se dispararon más de 6%. En el mercado chileno, los papeles de CGE que aún se transan (equivalentes a cerca del 4% de su propiedad) saltaron en la apertura más de 162% a $1.099, pero fueron suspendidos 40 minutos después.

De acuerdo al hecho esencial de Naturgy en España, la transacción supone valorar el 100% de CGE en términos “Enterprise value” (valor total de los activos de una empresa) de 4.312 millones de euros (US$5 mil millones).

“Debe mirarse con cuidado”

CGE cuenta hoy con 3.1 millones de clientes y un 44% de participación en el mercado nacional, lo que por sí sola la convierte en la mayor distribuidora del país, por sobre Enel Distribución (exChilectra), que sólo opera en el Gran Santiago y pose 1,9 millones de clientes, con un 27% de participación. Si se le suma Chilquinta y Luz Linares, que cuentan con 890 mil empalmes, o un 11,5% del mercado, la china State Grid pasaría a contar con casi 4 millones de clientes y 56% de toda la distribución eléctrica del país, y prácticamente este mercado quedaría en manos de dos grandes actores: State Grid y Enel. Mucho más abajo se ubica el Grupo Saesa, que atiende a 528 mil clientes (al cierre de 2019) y distribuidoras locales.

El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, advirtió que esta operación deberá ser revisada por la Fiscalía Nacional Económica (FNE).

“Las empresas deben someterse al procedimiento de control de operaciones de concentración ante la FNE, que puede aprobar la operación, aprobarla con condiciones o rechazarla, a partir del análisis sustantivo sobre sus efectos en la competencia”, explicó Fernando Araya, abogado de libre competencia del estudio Lewin.

“La FNE deberá observar con mucho cuidado esta operación, pues excede indudablemente los umbrales para requerir un control preventivo de concentración, más aún tomando en cuenta que se trata de distribución eléctrica, un mercado que es un monopolio natural regulado”, dijo el abogado Tomás Menchaca, expresidente del Tribunal de Libre Competencia.

Desafíos y sinergias

El nuevo controlador de CGE tiene por delante varios desafíos. “El más importante es cómo hacer conversar las operaciones de CGE con Chilquinta para aprovechar sinergias, abaratar costos y mejorar servicios”, cree Rodrigo Jiménez, gerente general de la consultora Systep.

En calidad de servicio, CGE está bastante abajo en el ranking anual de la Superintendencia de Electricidad (SEC). En 2019 figuró 21° entre 25 compañías, aunque en los primeros lugares había cooperativas o empresas pequeñas. En el ranking, que incluye notas en cortes de suministro, percepción de clientes y reclamos, CGE tuvo 1,07, 8,35 y 7,052 en escala de 1 a 10, respectivamente.

La adquisición de CGE se realizó en España, por tanto surge la duda respecto a donde se pagan los impuestos. Según el director internacional Tax & Legal de BDO, Mauricio Benítez, existe una fórmula para definirlo. “China va a comprar a España, sin embargo es una operación transfronteriza y el activo está en Chile. Por eso, se debe definir cuanto pesa CGE para Naturgy, y si es más del 20% del patrimonio de la española, los impuestos se deben pagar en Chile”, asegura.

Almacenamiento: Las señales de una alternativa prometedora

La aceleración de los proyectos de energía renovable variable en la zona norte y el plan de retiro de centrales a carbón, están creando una oportunidad importante para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento.

Daniela Tapia

Fuente: Revista Nueva Minería y Energía – Noviembre 2020

Caracterizada por la alta penetración de energías renovables en los últimos 10 años, la transición energética chilena ha tenido diversos impactos, entre ellos la reducción de costos de producir electricidad, diversificación de la matriz energética, entre otros. Pero esto implica crecientes desafíos para los operadores del sistema eléctrico, porque es necesario gestionar la variabilidad instantánea del recurso eólico, así como las rampas de subida y bajada de la generación solar. Es por esto que los sistemas de almacenamiento se han convertido en una herramienta útil y eficiente. Así lo señaló hace un tiempo la vicepresidenta de ACERA, Paola Hartung, a través de una columna de opinión.

Las razones se basan en su rápida respuesta y adaptación, comparativamente con las actuales opciones, a cambios repentinos o programados de la combinación de oferta y demanda del sistema eléctrico. Esta característica de adaptación es la que se denomina “atributo de flexibilidad”. “Por esto es cada vez más común encontrar nuevos proyectos que integran desde su origen sistemas de almacenamiento, complementando a las centrales renovables”, afirmó la ejecutiva en el texto. Varios son los tipos de sistemas de almacenamiento que existen. Los más importantes por su presencia en los sistemas eléctricos son los almacenamientos hidráulicos o pumped storage, donde existen cerca de 9.000 GWh de almacenamiento de este tipo de tecnología

Luego destacan las baterías electroquímicas, que son las más conocidas. De este tipo las más familiares son plomo-ácido, e ion litio que se usan en diversas aplicaciones. Y con usos menos extendidos están los volantes de inercia, los supercondensadores y el aire comprimido. “Un tipo de almacenamiento que creo dará que hablar es el sistema electrolizador-celda de combustible. Dependiendo de los precios relativos de tecnología de hidrógeno, estos sistemas de seguro podrán proveer de almacenamiento con una salida intermedia en forma de hidrógeno”, comenta el profesor asociado del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la U. de Santiago, Héctor Chávez. Considerando las ventajas y desventajas de estas alternativas de sistemas de almacenamiento, uno de los aspectos fundamentales que permiten la integración efectiva de estas unidades al sistema eléctrico es la interfaz de electrónica de potencia. “Esta interfaz es la pieza clave para lograr la correcta operación del sistema, y en este sentido, se están realizando importantes desarrollos e innovaciones en las topologías que pueden integrar esta interfaz”, indica Ricardo Lizana, académico de Ingeniería Civil Eléctrica de la Universidad Católica de la Santísima Concepción.

¿En qué estamos en Chile? Según Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep Ingeniería y Diseños, los sistemas de almacenamiento eléctrico han tenido hasta ahora un rol secundario en el país. Por ejemplo, en la subestación Andes se instaló en 2009 el primer BESS (Battery Energy Storage System) para proporcionar reserva en giro y maximizar las inyecciones de energía de las centrales de su propietario, instalándose otros BESS en 2011 y 2016, y en el corto plazo se instalará otro en la central Andes. “Sin embargo, aún no existen sistemas de almacenamiento que operen de manera independiente, siendo el primer intento el proyecto Valhalla con una central de bombeo la que se viene promocionando desde 2016. Aunque destacan los proyectos Andes Solar II-B y Campo Lindo, de AES Gener, los que combinan 253 MW de renovables con 112 MW de baterías, que de concretarse, serían un hito para el almacenamiento en Chile”, añade Jiménez.

En tanto, en el ámbito de la transmisión se dio un primer intento de incorporar un sistema de almacenamiento en el proceso de expansión 2017. Pero ello culminó en un retiro de la propuesta de obra, debido a una falta de consenso.

REGULACIÓN EN LA MIRA

Actualmente la normativa 20.936 reconoce legalmente el almacenamiento en el sistema eléctrico. Así, fue en 2016 cuando el gobierno inició su trabajo regulatorio al emitir un reglamento para la operación de centrales de bombeo. El proceso de trabajo continuó al año siguiente con una propuesta de reglamento de potencia, que incluía a los sistemas de almacenamiento y sus distintas categorías. Sin embargo, éste fue retirado tras el proceso de recepción de observaciones durante su consulta pública. Por otra parte, en marzo de 2019, con el reglamento de servicios complementarios se emitió el primer texto legal, que incluye a los sistemas de almacenamiento en todas sus categorías, seguido por el reglamento de coordinación y operación en diciembre del mismo año. “Lo anterior constituyó un primer marco legal para que los sistemas de almacenamiento operen en los mercados de energía y servicios complementarios. De manera similar, actualmente se encuentra una modificación al reglamento de potencia en la Contraloría General de la República, para integrar a los sistemas de almacenamiento en el mercado de potencia”, sostiene el ejecutivo. Pero, según expertos, faltan definiciones más específicas. Para el consultor de Inodú, Jorge Moreno, la Estrategia de Flexibilidad que publicó el Ministerio de Energía en septiembre, definió un plan de trabajo para mejorar diversos aspectos asociados a la regulación que afecta a los sistemas de almacenamiento. “Por el momento, la regulación que se cuenta en Chile es relativamente incompleta. Se está trabajando para dar más certeza a los interesados en el desarrollo de estos sistemas, tanto en aspectos de retribución de capacidad como en la forma en que estos sistemas serán operados en el mercado de la energía”, plantea el especialista. Este punto de vista es compartido por el académico de la U. de Santiago, quien agrega que no existe un reconocimiento de la contribución a la suficiencia del sistema que sea remunerada. “Tampoco se ha avanzado hacia la co-optimización de energía y reservas para obtener precios, según los costos u ofertas declaradas en contraste con el sistema de subastas, ni hacia despachos más granulares para capturar la necesidad intradespacho de flexibilidad, que puede ser satisfecho por sistemas de almacenamiento”, dice el docente.

Jiménez, por su parte, también manifiesta que quedan otros avances por realizar, especialmente en el ámbito de las normas técnicas, dado el vacío que hay para los sistemas de almacenamiento.

UN FUTURO ÓPTIMO

¿Qué se proyecta para esta alternativa de desarrollo energético? El factor más determinante a la hora de propiciar la entrada masiva de sistemas de almacenamiento son los costos de inversión, los cuales han ido descendiendo, y de continuar, los sistemas de baterías o bombeo serán cada vez más competitivos. De hecho, desde 2017 el costo de desarrollo de las baterías de litio se ha reducido de 282 USD/MWh a 132 USD/ MWh (inversión más compra de energía). “Esto presenta un buen antecedente y fija expectativas para el futuro, convirtiéndose en la tecnología de almacenamiento con más desarrollo en la actualidad. A esto se suman otras tecnologías, como hidrógeno o aire comprimido, cuyos desarrollos han sido más tardíos”, comenta Rodrigo Jiménez, de Systep.

Mientras que para Héctor Chávez, una aplicación prometedora es el servicio complementario de rampa flexible (que no existe en Chile), el cual consiste en reservas para evitar que las restricciones de rampa (sobre todo, durante las rampas solares) deriven en el despacho de diésel u otro tipo de generación de alto costo. “Estos servicios de rampa flexible requieren de respuesta rápida y, dependiendo de cómo se establecen las reglas de precios, puede ofrecer remuneración atractiva para el uso de almacenamiento”, determina el profesor universitario. Así las cosas, la aceleración de proyectos de energía renovable variable en la zona norte, el plan de retiro de centrales a carbón, además de la presión por retirar nuevas unidades, están creando una oportunidad importante para el desarrollo de los sistemas de almacenamiento. “También en la medida que se aumenta el mercado de clientes libres, puede haber oportunidades de desarrollo de sistemas de almacenamiento en clientes libres. De esa forma podrán tener más control sobre los retiros de energía y potencia del sistema”, asegura Jorge Moreno, de la consultora Inodú.

Portabilidad eléctrica: sistema podría tardar años en estar operativo

La liberalización del mercado regulado abrirá las puertas no solo para nuevos actores de esta industria, sino que la comercialización de energía podría resultar atractiva hasta para retailers y bancos, pese a que la experiencia internacional demuestra que los clientes residenciales, que en Chile representan la mitad del total de potenciales usuarios, son más bien reacios a cambiarse de proveedor.

Jessica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

Hace unas semanas el Ministerio de Energía se embarcó en la primera de las tres etapas que definió para llevar adelante una de las reformas más complejas de la regulación del sector energético: la modernización de la distribución eléctrica que, al ser la cara más visible para los consumidores finales, es por lejos el más sensible de los tres segmentos que conforman este negocio. El tema es tan delicado que al menos dos intentos anteriores de ajuste a esta normativa fracasaron.

Tras un largo análisis, la autoridad optó por iniciar este ajuste legal con la liberalización del mercado regulado mediante la creación de la figura del comercializador de electricidad, que se incorporará como un cuarto actor en la cadena de suministro junto a la generación transmisión y distribución. Esto implica que habrá empresas que estarán dedicadas solo a la venta minorista de energía para los casi 7 millones de clientes regulados, la mitad de cuales corresponden a usuarios residenciales.

“Las empresas deberán competir porque seamos sus clientes. Esto se traducirá en un mejor servicio y menores precios”, dice el Ministerio de Energía. La estimación del ministro, Juan Carlos Jobet, es que si el 100% de los clientes regulados migrara a transformarse en un cliente “libre” el sistema tendría ahorros por US$ 800 millones, mientras que si solo lo hicieran los clientes residenciales – la otra mitad son pequeños comercios, industrias u oficinas-, aquella cifra se reduciría a la mitad. En términos de las cuentas individuales de luz, la estimación apunta a reducciones en promedio de 20%.

La figura de comercializador no es nueva, opera hace varios años, por ejemplo, en Europa, Estados Unidos y Latinoamérica. En algunos mercados ha dado buenos resultados, promoviendo la competencia y con ello precios de energía más bajos, mientras que en otros casos la experiencia ha sido menos alentadora.

El proyecto chileno plantea separar la operación de la infraestructura eléctrica -que quedaría en manos de las actuales distribuidoras-, de la venta de energía, que estaría en mano de estos comercializadores. El debate recién comienza y no será fácil.

1 ¿QUIÉN PODRÁ SER COMERCIALIZADOR? El proyecto plantea que para ser comercializador hay que construir una empresa con ese giro y con sede en Chile. También deberá demostrar una solvencia que garantice el suministro comprometido con los clientes.

Empresas del sector eléctrico -generadoras y las propias distribuidoras, a través de empresas independientes y con eventuales restricciones de operar en sus propias zonas de concesión-, son las primeras candidatas. Sin embargo, Cristián Muñoz, director de Breves de Energía, dice que este nuevo negocio es una buena oportunidad para empresas relacionadas con la energía, como distribuidoras de gas o de combustibles líquidos, que podrían ofrecer paquetes de energía.

También menciona a firmas del retail masivo porque tendrían la posibilidad de integrar beneficios y servicios y, en su opinión, tendrían mayor ventaja para desafiar a otros actores del rubro eléctrico que se constituyan como comercializadores, como generadoras o las propias distribuidoras actuales.

Sebastián Novoa, director ejecutivo de Ecom Energía, firma que presta servicios de comercialización de energía para clientes libres, comenta que en España, por ejemplo, la cadena de tiendas El Corte Inglés tuvo un paso por este negocio, mientras que algunos bancos están incursionando en Brasil y Colombia.

2 ¿ESTO ES UNA ALTERNATIVA PARA TODOS LOS CLIENTES? El proyecto de ley divide a los clientes en tres grupos: a los libres que tienen potencia superior a los 5.000 kW y negocian directamente con las generadoras; los medianos con potencias entre 21 kW y 5.000 kW, y los pequeños que son el grupo más numeroso y tienen potencia conectada de hasta 20 kW. Acá están los clientes residenciales, cuya potencia es de hasta 10 kW.

Los comercializadores podrán atender a estos dos últimos grupos y para ello requerirán licencias que otorgará la autoridad. Más allá de las expectativas del ministro Jobet, la experiencia internacional muestra que los niveles de migración de estos segmentos son más bien bajos. En España, a diciembre del 2018, la tasa de cambio de clientes domésticos fue de un 8% y la del segmento Pyme e industrial fue de 23% y 27%, respectivamente. En el Reino Unido, la tasa de cambio de los clientes residenciales entre 2013 y 2017 fue de 12,8% y en ese mismo período en Noruega fue de 15,9%, mientras en Italia llegó al 8%.

El director asociado de la consultora Systep y académico de la Universidad de Chile, Alejandro Navarro Espinoza, explica que la clave está en la sensibilidad de los usuarios al precio. “Si el residencial no ve una ganancia sustantiva que pague el esfuerzo de tiempo de cambiarse de comercializador probablemente no lo hará. Esto puede ser distinto en usuarios medianos y grandes donde el pago de electricidad puede ser una componente relevante de sus costos”, plantea. Y añade que el interés por suministros específicos -como que sea 100% renovable- podría incentivar el cambio.

Por otra parte, para las comercializadoras no todas las zonas ni todos los clientes tienen el mismo atractivo comercial. Acá, dicen en el mercado, surge una observación al proyecto del Gobierno, pues este pretende habilitar la denominada portabilidad eléctrica en forma gradual a partir de ciudades, partiendo por aquellas más vulnerables en términos sociales o ambientales. Este modelo le restaría atractivo económico al sistema porque los costos de instalación comercial podrían ser mayores que los beneficios que podrían obtener.

Los privados plantean que sería más eficiente el modelo comenzando con los consumos de energía más altos para “formar el músculo” que permita abordar después los consumos más bajos, especialmente en zonas menos densas o más alejadas.

3 ¿CUÁNDO SERÁ POSIBLE CAMBIARSE? Acá no hay una sola opinión, pues mientras en el Gobierno aseguran que el sistema estará disponible un año después que el proyecto se apruebe, a juicio de especialistas la portabilidad recién podría partir hacia 2023, cuando la demanda de energía proyectada alcanzaría un nivel adecuado. Hoy en cambio, la demanda es baja y no cubre la energía ya contratada en el sistema regulado. Otras estimaciones apuntan a que dicho balance no se alcanzará antes de 2026 y con ello los clientes residenciales se incorporarían hacia 2032. Esto porque las estrategias de los comercializadores apuntarán a captar primero a los clientes medianos y después a los pequeños.

Claudio Seebach advirtió esta semana en el Congreso que “existe hoy una menor demanda de energía respecto de lo que fue adjudicado en las licitaciones realizadas por el Estado y por eso una reforma al segmento de la distribución tiene que buscar evitar un impacto en el equilibrio económico de esos contratos que son los que precisamente hacen posible esta transición energética de Chile”, dijo.

4 ¿LA ENERGÍA SERÁ MÁS BARATA? Esta es la pregunta que tiene la respuesta más incierta. No existe claridad respecto de si las bajas que la autoridad ha anticipado responderán al efecto de la mayor competencia que se espera o realmente serán fruto de una baja natural producto del fin de contratos anteriores más caros y la entrada de otros más baratos, adjudicados en las últimas licitaciones de suministro.

Otro factor que influiría, dicen en la industria, es el congelamiento de los precios de la energía para evitar nuevas alzas en las cuentas de la luz, ya que este mecanismo considera que hasta 2027 los clientes regulados pagarán en forma adicional por la energía que ahora no se les está cobrando, incluso si migraron al sistema libre. Esto le restaría atractivo a la oferta de los comercializadores, figura que, a juicio de algunos analistas, solo vendría a poner una distorsión adicional a las incorporadas en los últimos doce meses para evitar nuevas alzas en las cuentas de la luz.

Navarro Espinoza dice que los beneficios tarifarios respecto del comercializador están más claros para los clientes medianos, y que respecto del segmento doméstico hay dudas porque es menos elástico al precio y, a la vez, por sus volúmenes de consumo sería menos atractivo para los comercializadores. “Con todo, la idea del comercializador es buena sobre todo en el sector no doméstico. En el sector doméstico, la autoridad tendrá que mostrar que los beneficios son mayores a los costos asociados, tratando siempre que dichos costos sean los menores posibles”, puntualiza.

Racionamiento eléctrico en California alimenta debate en Chile

La medida afectó al 10% de la población del estado y se debió a la imposibilidad del sistema para cubrir el peak de demanda solo con generación renovable, debido al retiro anticipado de la capacidad convencional de respaldo. Algunos vieron en este episodio un adelanto de lo que podría suceder en Chile en unos pocos años.

+Jéssica Esturillo O.

Fuente: El Mercurio

A mediados de agosto, el estado de California tuvo cuatro días para el olvido. A la preocupación por los incendios forestales, que cada año arrasan con más fuerza a esta zona de Estados Unidos, este año se sumaron las restricciones de movilidad producto de la pandemia y una ola de calor que en algunas zonas elevó los termómetros hasta los 39°C. Este cóctel hizo que la demanda eléctrica subiera tanto que, aunque no alcanzó a batir récords, hizo colapsar el sistema eléctrico, que no fue capaz de cubrir el peak de consumo. ¿El resultado? Cortes programados del suministro que entre el viernes 14 y el lunes 17 afectaron a cerca del 10% de la población del estado, es decir, 3,3 millones de personas de un total que bordea los 39 millones.

La última vez que California tuvo que aplicar una medida tan extrema fue hace 20 años, a razís del escándalo de manipulación de precios de la energía que derivó en el bullado caso Enron. Esta vez los apagones enfurecieron a las autoridades locales que exigieron investigaciones, y dieron pie para diversas acusaciones entre las empresas de energía, el operador del sistema y los legisladores.

Óscar Morales, líder de proyectos de la consultora Systep , explica que los análisis preliminares muestran que el racionamiento en California tuvo causas estructurales y coyunturales. Entre las primeras está el retiro de alrededor de 5.000 MW de unidades de gas natural en los últimos tres años, como parte del proceso de transición hacia una matriz con menos emisiones, mientras que entre las razones coyunturales, están los incendios forestales y la reducción de las importaciones de electricidad desde los estados vecinos, también afectados por las altas temperaturas.

En la práctica lo que sucedió es que el peak de consumo eléctrico se produjo justo en las horas de la tarde en las que la generación renovable comienza a declinar. Esto, sumado al retiro de unidades convencionales entre las que figura incluso una de las dos centrales nucleares que abastecen el estado (la segunda comenzará su cierre a partir de 2024), hizo que la energía no fuese suficiente, disparando además el precio mayorista de la energía, que el sábado 15 de agosto llegó a superar los US$ 3.800 por MWh, cien veces más que el precio habitual.

Los especialistas coinciden en que el problema de California no es la incorporación y el futuro predominio de la generación renovable, sino que ese proceso de descarbonización no se ha dado en conjunto con otras modificaciones tecnológicas, normativas y de mercado. “California lleva dos décadas siendo un referente a nivel mundial de las buenas y también de las malas noticias en materia energética y ver lo que pasó hace unos días es ver lo que puede pasar en Chile dentro de diez años o menos, si no tomamos los debidos resguardos en la descarbonización”, dice Daniel Salazar, socio director de la consultora EnergiE.

El también exdirector ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ente que opera el sistema eléctrico local, agrega que mientras California llegó al extremo del racionamiento, en Chile se discute un proyecto de ley que obligar a cerrar todas las centrales a carbón a 2025. “Cómo no vamos a poder ver el riesgo que corremos al precipitar un proceso que requiere de tiempos que no pueden ser breves y que ya está más acelerado respecto del cronograma original. La descarbonización es mucho más que un itinerario con fechas, es un proceso que requiere conducción y eso no ha estado, solo nos hemos llenado de anuncios que se presentan para las posiciones maximalistas que vemos en el Congreso”, asegura Salazar.

Morales coincide y comenta que todo proceso regulatorio que involucre una modificación significativa del parque de generación, debe venir soportado por análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales que recién están en estudio por parte del CEN. “Se debe determinar si el parque de generación luego de retirar unidades es capaz de atender las variaciones de la generación solar y eólica, así como también si podría suministrar la demanda ante situaciones coyunturales”, puntualiza.

Los datos de Systep muestran que cuando el viento deja de soplar y la intensidad solar baja, en un lapso de no más de cuatro horas, el sistema eléctrico pierde del orden de 900 MW, lo que equivale al 9% de la demanda máxima diaria. “Esta variabilidad aumentará en los próximos tres años, debido a que se tiene prevista la puesta en operación de 3.000 MW de nuevas centrales eólicas. Por lo tanto, el manejo de la variabilidad de la generación eólica se tornará más importante para los próximos años”, dice Morales.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, gremio que agrupa a productores eléctrico, dice que si bien el sistema eléctrico californiano tiene importantes diferencias con el chileno, y los efectos del cambio climático serán diferentes a lo ancho del planeta, Chile es particularmente vulnerable y eso requiere un proceso robusto y ambicioso de adaptación y ante eso, precisa, la descarbonización debe ser estructural, con avances en múltiples dimensiones, como el retiro de centrales a carbón, la integración de fuentes renovables, y una mayor electrificación de consumos basados en fósiles. “Todas estas medidas constituyen desafíos técnicos que requieren una actualización regulatoria, que sea capaz de ser predecible para continuar atrayendo las inversiones requeridas para la transición, y lograr un sistema eléctrico lo suficientemente flexible y resiliente, para responder a las necesidades operativas que exijan, por ejemplo, eventos extremos como los ocurridos en California.

Centrales a carbón mantienen liderazgo en la matriz

Durante los meses de invierno explicó el 34,7% de la producción eléctrica en el país. En paralelo, el proyecto de ley que busca adelantar en varios años el plan de descarbonización suma apoyos.

Fuente: Pulso – La Tercera

Aunque el plan para modificar la matriz energética y desplazar al carbón muestra varios avances, en el último tiempo este combustible ha conseguido retener el número uno entre las fuentes de producción de electricidad. De acuerdo con cifras del Coordinador Eléctrico, durante los meses de junio, julio y agosto -meses más fríos y lluviosos y, por lo mismo, más intensivos en el uso de energía- el 34,7% de la producción eléctrica se debe a este energético, que lo pone muy por sobre el gas o la hidroelectricidad (ver gráfico).

Este número representa un descenso de cuatro puntos respecto al mismo período de 2019, señal de avance en la retirada de este energético. A la fecha hay tres unidades cerradas y a fines de este año habrá dos más. Se espera que haya 11 unidades cerradas antes de 2025, que representan el 30% de la capacidad instalada en base a ese combustible.

Pero, ¿es suficiente este avance? En el Congreso creen que no y, por eso, se presentó un proyecto de ley que busca el cierre total del parque a carbón no en 2040 como está pactado, sino a más tardar en 2025, iniciativa que se aprobó en particular en la Comisión de Medio Ambiente de la Cámara a comienzos de agosto.

La iniciativa preocupa a la autoridad. El secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), José Venegas, dijo que “los cálculos que habitualmente se hacen son muy simplistas y desconocen la complejidad de la operación del Sistema Eléctrico. Se suman los megawatts de capacidad instalada y eso no es lo correcto”.

“No es llegar y comparar megawatts instalados ni reemplazar generación segura en gran proporción que representa hoy el carbón por hipotéticos proyectos o desarrollos de inversión que supuestamente ocurrirán. En la CNE hemos hecho esas simulaciones y consideramos imprudentes proceder a una descarbonización rápida sin disponer infinidad de medidas que serían necesarias”, complementó.

En esa misma línea, en el reporte mensual de la consultora Systep plantearon diversos argumentos para apoyar que, por ahora, no se ve factible eliminar el carbón a 2025. “El retiro anticipado del carbón resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel. A nivel mensual, el costo marginal podría aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas”, se planteó.

El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, señaló que es importante impulsar proyectos que permitan el desarrollo de tecnologías limpias y que eviten crear incertidumbre regulatoria. “Cualquier política pública que se impulse tiene que ser costo efectiva, con las evaluaciones medioambientales, sociales, económicas y técnicas que corresponde, de modo de asegurar un suministro energético seguro, confiable, sustentable y a precios razonables”, agregó.

En tanto, la directora de Chile Sustentable, Sara Larraín, se mostró favorable al proyecto. “El plazo a 2040 es ridículo. El mercado y las casas matrices empujaran a las carboneras a salir antes y el gobierno habrá hecho el ridículo en su posición conservadora. Lo mismo les paso con las ERNC. La ley exigía 20% de ERNC al año 2025, pero eso ya se logró en 2019”, manifestó.