Escenario Energético

GENERACIÓN RESIDENCIAL PASARÁ DE 56,6 A 853 GWH A 2030

Un incremento progresivo es lo que prevé la Comisión Nacional de Energía (CNE) en cuanto a la generación residencial, la cual pasaría de 56,6 GWh desde este año a 853 GWh a 2030, logrando superar la barrera de los 1.000 GWh en 2034, de acuerdo con las proyecciones establecidas en el Informe Final de Licitaciones de Suministro Eléctrico, en que se analizan las perspectivas de la demanda eléctrica.

Según los datos del organismo regulador, la generación residencial se duplicaría de los 56,6 GWh de 2020 en 2022, en que se estima que llegue a 135,2 GWh, para posteriormente -desde 2023- pasar el rango de los 200 GWh por año, hasta 2025, cuando superarían los 300 GWh. SUPERÓ LOS 6.000 MW EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) llegaron a un total de 6.113 MW en el Sistema Eléctrico Nacional, entre Arica y Chiloé, durante agosto, superando un nuevo nivel dentro de la matriz energética local, de acuerdo con los datos del Reporte ERNC que elabora la

Comisión Nacional de Energía (CNE).

La tecnología predominante en el sector es la solar fotovoltaica, con 3.049 MW, que ya representan la mitad de la potencia instalada, seguida de la eólica (2.004 MW), además de las centrales mini hidro (583 MW), de biomasa (466 MW), y la geotermia (40 MW).

El documento también consigna un aumento de la capacidad instaESTUDIO PROPONE RÉGIMEN DE “PAGO LATERAL” La aplicación de un régimen de “pago lateral” a corto plazo en el mecanismo para la recuperación de costos fijos de operación en el sistema eléctrico local es una de las propuestas que se plantea en el informe final sobre esta materia, preparado por la consultora PSR, el académico de la Universidad de Stanford, Frank Wolak, el consultor Juan Ricardo Inostroza, y Breves de Energía (BdE), por encargo de Generadoras de Chile. Esta investigación se realizó ante la elevada penetración de energías renovables variables al sistema eléctrico, donde se identificó que no se cuenta con un sistema eficiente de remuneración de los costos fijos de operación, “como operaciones obligadas y los costos de arranque y parada de unidades generadoras termoeléctricas, entre otros, conocidos como costos no convexos. Estos costos se incrementan con la penetración de tecnologías de generación en base a Energía Renovable Variable y debieran ser reconocidos a aquellos agentes que incurren en ellos”. Desde 2030, las proyecciones indican que en 2034 se llegaría al umbral de 1.000 GWh generados desde este sector, para llegar a 1.244 GWh en 2040.

Las estimaciones de la CNE tomaron Foto: Archivo ELECTRICIDAD en cuenta los datos del Ministerio de Energía, las cuales posteriormente fueron asignadas a cada distribuidora por región en base a sus consumos proyectados para cada año. Es así como las mayores proyecciones de generación residencia corresponden a CGE, que pasaría de 28,5 GWh este año a 604 GWh en 2040, seguida de Enel Distribución,

CNE: CAPACIDAD INSTALADA DE LAS ERNC

que aumentaría de 13,6 GWh en 2020 a 330 GWh en 2040. ladas de las ERNC en los sistemas eléctricos de Aysén (26 MW) y Magallanes (3 MW). El organismo regulador también registra otros 305 MW de centrales ERNC en etapa de pruebas, junto a 5.619 MW de proyectos en construcción, cuya entrada en operaciones está prevista a enero de 2022. A eso se suman otros 12.571 MW en iniciativas que se encuentran en calificación ambiental dentro del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). En cuanto a la generación del sector, la CNE indica que durante agosto se llegó a un total de 1.488 GWh, representando un 23% de

COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN:

participación en el sistema eléctrico local. Ante esta situación, se plantearon las opciones de incluir estos costos en el precio marginal de la energía que aumenta la remuneración de todos los agentes, además de reconocer estos costos aparte, “sin afectar el costo marginal, a través de unos pagos discriminatorios conocidos como side-payments o make-whole payments en los mercados de los Estados Unidos”.

“Analizando las ventajas y desventajas de cada opción, y reconociendo que la alternativa de modificar los precios spot tiene importantes bondades en lo que se refiere a señales de expansión e incentivo a nuevas tecnologías flexibles, pero que por otra parte, el estado del arte actual y los efectos indeseados que podría tener esta alternativa que aún no han sido suficientemente analizados, esta Consultoría recomienda la aplicación de un régimen de “pago lateral” a corto plazo como alternativa de “menor arrepentimiento”, sostiene el resumen ejecutivo del estudio.

SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO: PLANTEAN INTEGRARLOS SIN EFECTOS INDESEADOS EN LA COMPETENCIA

La necesidad de encontrar la manera de integrar armónicamente los Sistemas de Almacenamiento de Energía (SAE) como infraestructura de transmisión, sin que ello produzca efectos indeseados en la competencia dentro del mercado eléctrico nacional es uno de los desafíos que se visualizan en el artículo sobre esta materia escrito por Eduardo Pereira, director de I+D de la consultora SPEC; Francisco Muñoz, académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, y Rocío Marín, académica de la Universidad de Chile.

El documento fue publicado por la consultora SPEC, donde se indica que el desarrollo de los sistemas de almacenamiento también plantea el imperativo de trabajar en metodologías “para su análisis y estudiar cómo podría incorporarse en nuestro marco regulatorio”.

“En este contexto, el Panel ha sido tajante en indicar la necesidad de realizar una revisión de la metodología de evaluación que el regulador utiliza para este tipo de proyectos, junto con indicar como prioridad la elaboración de un modelo que posibilite evaluar proyectos de almacenamiento, de modo que las particularidades de este tipo de tecnologías sean adecuadamente consideradas, a propósito de la subestimación de beneficios mediante el uso de modelos por bloques, discutida en la primera parte del presente documento”, sostiene el artículo. El Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética (4e) de la GIZ junto al Ministerio de Energía encargaron un estudio para conocer las opciones de financiamiento climático internacional disponibles para Chile y así poder materializar proyectos energéticos innovadores. Según indicó GIZ en Chile, para aplicar los resultados se usaron dos casos de estudio: las Baterías Carnot, para la reconversión de termoeléctricas a carbón a centrales de almacenamiento de energías renovables; y la producción de amoniaco a partir de hidrógeno verde, el cual tiene usos en la minería y agricultura, entre otros. Ambas tecnologías requieren altas inversiones junto con riesgos tecnológicos, situación que presenta un gran desafío. Por otra parte, en el país el financiamiento internacional y otro tipo de instrumentos financieros son poco utilizados y podrían ser una alternativa para facilitar la concreción de proyectos con las tecnologías mencionadas anteriormente. Entre los resultados destaca un listado de Es así como se plantea la necesidad de que los SAE encuentren una forma de integrarse armónicamente como infraestructura de transmisión, sin que haya efecto no deseados para la competencia, por lo que en el documento se indica que una alternativa para el regulador “está en ponderar una lógica de gestación mixta, donde sólo una parte de los costos de infraestructura sean asumidos por el cliente final y la restante quede a riesgo del desarrollador, en su rol de proveedor de múltiples servicios”. El trabajo advierte que este es un tema que está contemplado en la Estrategia de Flexibilidad presentada por el Ministerio de Energía para ver formas de perfeccionar esta materia. “Desde nuestra perspectiva, es necesario identificar en qué casos un SAE podría tener un efecto negativo en la competencia. En estudios de desarrollo de largo plazo de sistemas eléctricos, se ha determinado que la participación del almacenamiento en estos servicios contribuye a aumentar los niveles de participación de ER (energías renovables) en la matriz, por lo que, bajo esta perspectiva, los SAE contribuirían no solo a aumentar la eficiencia del sistema en el corto plazo, sino que también permitirían aumentar los niveles de competencia y reducir los costos totales de operación y

ESTUDIO IDENTIFICA DOS OPCIONES DE FINANCIAMIENTO PARA AVANZAR EN DESCARBONIZACIÓN EN CHILE

desarrollo en el largo plazo”, se señala en el artículo. 178 opciones de financiamiento climático, de las cuales 13 son aplicables a Chile, ya que desde 2018 no pertenece al listado de países susceptibles de recibir ayuda internacional para el desarrollo ODA (Oficial Development Aid) de la OCDE.

Foto: Archivo ELECTRICIDAD. Luego en el análisis para los casos de estudio se identificaron riesgos asociados al desempeño tecnológico y a la construcción y sobrecostos, los cuales normalmente se mitigan a través de seguros. Sin embargo, como estas tecnologías son nuevas no existe disponibilidad de este tipo de instrumentos de mitigación de riesgo.

Ante esta situación el estudio propuso como solución la creación de una garantía y el apoyo de asistencia técnica, con el fin de reemplazar los seguros, reduciendo con ello en gran medida el riesgo del proyecto y habilitando la participación de un proveedor de deuda comercial. De manera complementaria, se elaboró el diagrama de proceso por el cual un proyecto debe pasar para estructurar un financiamiento mixto (blended finance) que en este caso incluiría la garantía, la asistencia técnica y la deuda comercial.

Los actores potenciales para esta estructura de financiamiento son fondos climáticos internacionales como el Green Climate Fund (GCF) y la Global Environmental Facility (GEF), asumiendo el rol de proveedor de financiamiento concesional, y las líneas comerciales de los bancos de desarrollo multilaterales como la IDB Invest o el IFC.