[vc_row][vc_column][tm_heading style=”thick-separator” tag=”h5″ custom_google_font=”” google_fonts=”font_family:Poppins%3A300%2Cregular%2C500%2C600%2C700|font_style:300%20light%20regular%3A300%3Anormal” text=”Jose Ignacio Escobar: “El gas inflexible es una distorsión enorme del mercado“” font_size=”lg:32″][vc_column_text]
El presidente de ACERA A.G. señala a ELECTRICIDAD las principales inquietudes del gremio, que participa en varias mesas de trabajo con la autoridad y otros actores a fin de actualizar el marco regulatorio de la industria, donde advierte más de una dificultad para la inserción de estas tecnologías.
En la industria energética nacional, el seguidor número uno de Rush, la banda canadiense de rock progresivo, debe ser José Ignacio Escobar, presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), quien recientemente adquirió para él y su familia las mascarillas alusivas a este grupo musical, el que junto a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), es una de sus pasiones.
El ejecutivo repasa con ELECTRICIDAD la situación actual y las perspectivas del sector, especialmente ante los cambios regulatorios que se desarrollan a nivel local, donde estas tecnologías tienen un papel fundamental.
Evaluaciones
¿Cuál es su evaluación del crecimiento de las ERNC en capacidad instalada y en participación en la generación bruta en el sistema?
Las tecnologías ERNC predominan en los listados de proyectos en construcción, en calificación ambiental y en desarrollo, los cuales han podido seguir adelante a pesar de los inconvenientes generados por la crisis sanitaria asociada a la pandemia Covid-19. Así, el constituye el 26% de capacidad instalada y genera sobre el 20% de la energía del país. A futuro estamos igualmente convencidos de que Chile puede llegar a ser 100% renovable antes de 2040.
¿Cómo evalúa la inserción comercial de las generadoras ERNC en el mercado en los últimos años?
Las ERNC han tenido una participación relevante en los procesos de licitación de suministro de clientes regulados a partir de 2014, resultando como adjudicatarios mayoritarios de los mismos, aportando de forma sistemática en la reducción del precio de la energía adjudicada, el cual se ha ido reflejando poco a poco en las tarifas de los clientes, lo que particularmente se notará a partir de 2021. donde entra un gran volumen de energía ERNC contratada a precios muy competitivos.
¿Cuáles son las principales inquietudes de Acera respecto al marco regulatorio?
Lo que nos ocupa actualmente es mantener la certidumbre regulatoria de largo plazo. La industria renovable ya está enfrentando una demanda mucho menor a la proyectada y a precios spot muy deprimidos, lo cual ha traído enormes desafíos a todas las empresas que se adjudicaron contratos de energía para clientes regulados, quienes tuvieron que financiar y construir para abastecer el 100% de dichos contratos, pero que -a la fecha- sólo se les está pagando en torno al 65%, manteniendo sus obligaciones financieras con los bancos y proveedores por el total de sus deudas.
A esto se suman -en un periodo muy corto de tiempo- proyectos como el Precio Estabilizado de Energía para Clientes (PEC), en el contexto del estallido social, donde el sector de generación ha contribuido con US$1.350 millones para nivelar el precio de energía, y luego la Ley de Servicios Básicos, en el marco de la pandemia del Covid-19. Todos estos desafíos han sido enfrentados de manera comprometida y con mucho esfuerzo por parte de la industria y las conversaciones sobre un PEC 2 y un proyecto sobre Servicios Básicos 2.0, que generan un nuevo remezón que complica bastante a una industria que ha realizado todos sus esfuerzos por mantener en operación sus centrales y seguir la construcción de sus proyectos durante este complejo periodo.
¿Cómo ve el proyecto de portabilidad eléctrica en distribución?
Vemos que principal desafío de esta iniciativa legal es compatibilizar el respeto a los contratos de las licitaciones de suministro firmados con la disponibilidad de energía que pueda ser incorporada al nuevo proceso de comercialización competitiva. Esto es importante debido a que fueron precisamente estos contratos, de largo plazo, regulados por el Estado y firmados con las empresas distribuidoras, los que permitieron que ingresara competencia al segmento de generación, a través de la entrada de empresas que pudieron financiar a largo plazo la construcción de proyectos ERNC.
Otro tema relevante es la Estrategia de Flexibilidad, ¿cuáles son las propuestas del gremio?
Desde un inicio hemos dicho que es necesario mejorar y profundizar el marco normativo de los sistemas de almacenamiento, hacer cambios relevantes en el mercado de remuneración de potencia para que se reconozca adecuadamente el aporte de las ERNC y mejorar el funcionamiento del mercado spot, entre otros elementos. Si uno ve los pilares de la Estrategia del Ministerio, identifica claramente estos mismos temas, por lo que estamos muy motivados participando en las mesas de trabajo.
El Ministerio también anunció un Plan de fortalecimiento de la transmisión, ¿cómo ve este tema?
Para la instalación de la capacidad de centrales renovables que reemplazarán a las centrales contaminantes es fundamental la ampliación de los sistemas de transmisión para que se adecúen a las necesidades, tanto de la demanda como de la generación ERNC, así como usar todas las tecnologías disponibles para hacer el mejor uso posible de las redes existentes y futuras, para evitar sobre instalar líneas de transmisión. El desafío también es que se realicen estudios de largo plazo que sean realmente capaces de identificar las necesidades futuras de transmisión y que la autoridad actúe oportunamente, para dictaminar la construcción de nuevas líneas y la aplicación de las existentes que sean necesarias.
Como gremio, ¿qué plantearán en la mesa de trabajo de GNL, especialmente con el gas inflexible?
La situación derivada de la aplicación de la norma de gas inflexible genera distorsiones en la generación eléctrica y en el mercado spot, lo cual nos parece grave. Esta es una situación que Acera ha hecho ver a las autoridades desde hace ya bastante tiempo, incluyendo las instancias de discusión de la Norma Técnica que se dieron durante el año pasado. Lo que sucede es que las empresas que operan centrales a gas natural pueden, en función de los acuerdos comerciales privados y bilaterales, suscritos con sus proveedores de gas, forzar la utilización de gas natural, para lo cual se le asigna un costo igual a cero llevando el costo marginal del nudo de inyección a cero. Esta facilidad fue otorgada para condiciones excepcionales y. según lo ocurrido durante agosto, se ha convertido, lamentablemente, en algo habitual. Esto tiene un impacto directo en el punto de inyección, ya que baja el costo marginal a cero afectando las transferencias económicas de los otros generadores conectados en ese punto. Y, en segundo lugar, al tener el gas prioridad de despacho, desplaza generación renovable, lo que, unido a las congestiones existentes en el sistema de transmisión, se traduce en un recorte, más conocido como vertimiento, de energías renovables.
Por ello, consideramos que son las mismas empresas que operan centrales a gas natural quienes debieran asumir los riesgos de sus contratos comerciales con sus proveedores y no mediante esta norma técnica, la cual les permite traspasar parte del riesgo al resto de los actores del sistema. Todas las empresas ERNC estamos asumiendo una serie de riesgos comerciales con los contratos que firmamos de forma privada y voluntaria con distintos agentes y nos parece que esa debería ser la misma filosofía para aplicar a los contratos de gas. No entendemos por qué es el sistema eléctrico, sus coordinados y los clientes, quienes debamos asumir, en parte, el riesgo comercial de contratos privados entre terceros. El gas inflexible es una distorsión enorme del mercado.
Fuente: Revista Electricidad[/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column][tm_spacer size=”lg:30″][/vc_column][/vc_row]
