Global Consultancy comparte opiniones sobre el impulso al ahorro en Chile, el crédito a los generadores, los recortes y el segundo semestre

Soplan vientos de cambio en el sector eléctrico de Chile.

Hoy en día están sucediendo muchas cosas en términos de planes y leyes. El interés en nuevos sistemas de almacenamiento de energía de varios gigavatios de capacidad, que podrían ayudar a cerrar la brecha entre la energía eólica y la solar fotovoltaica, se está intensificando y el hidrógeno verde está comenzando a brillar intensamente en los radares.

En la Legislatura, uno de los proyectos de ley de energía que la industria está siguiendo de cerca en el Congreso es el tercer proyecto de ley de estabilización de precios de la electricidad, diseñado para suavizar el impacto de los aumentos de tarifas en las facturas de los usuarios finales y establecer subsidios para los hogares vulnerables. Una deuda multimillonaria debida a los generadores.

BNamericas realizó una entrevista por correo electrónico con Sylvain Rouzeyre, gerente de AFRY Management Consulting, para analizar algunos de los temas más importantes.

La práctica de Energía de AFRY es un proveedor líder de asesoramiento estratégico, comercial, regulatorio y de políticas para los mercados energéticos europeos.

BNamericas: ¿Cómo son los negocios en Chile? ¿Cuáles de sus servicios tienen una gran demanda hoy en día?

Roseyre: El sector eléctrico chileno es bastante activo para ser honesto; Existe cierta preocupación por los bajos precios, lo que ha despertado un gran interés en los sistemas de almacenamiento y baterías específicas. Nuestro modelo de tarificación horaria BID3 es uno de nuestros servicios más demandados ya que nos permite determinar con precisión la evolución de los precios y el comportamiento de carga/descarga de este tipo de activos.

También proporcionamos pronósticos de ingresos por pagos de capacidad, y esos servicios permiten a nuestros clientes obtener una imagen completa de los flujos de ingresos de sus activos.

BNamericas: Un servicio clave es la generación de proyecciones de costos marginales. ¿Qué nos puede decir sobre las perspectivas de Chile para 2024 en este sentido?

Roseyre: Sí, proporcionamos previsiones de precios independientes hasta 2050 para ayudar a nuestros clientes a evaluarlos en la financiación de sus activos o actividades de fusiones y adquisiciones. Las perspectivas para 2024 muestran una disminución de los costos marginales respecto a los precios de los últimos dos años.

Los precios de las materias primas han estado cayendo drásticamente en los últimos dos meses y de alguna manera están regresando a los niveles anteriores a la crisis (pre-Covid-19 y la invasión rusa de Ucrania). Esto tiene un efecto negativo sobre el coste variable y, por tanto, sobre el coste de las centrales térmicas.

Además, el aumento de la energía renovable (9GW de solar instalados en Chile a la fecha, 4,5GW de eólica y 7GW adicionales actualmente en construcción). [national energy commission] estadísticas del CNE), y la demanda no está creciendo tan rápido como [renewable energy sources] Las FER (con una demanda máxima de alrededor de 12 GW a día de hoy) darán lugar a precios de captura más bajos (que representan los ingresos totales de la generación potencial de un activo), especialmente para la energía solar fotovoltaica.

BNamericas: En un tema relacionado, el monto adeudado a los generadores es de aproximadamente 6 mil millones de dólares. ¿Qué importancia tiene esa cantidad? ¿Puede darnos una idea del nivel de juego en términos de devolución?

Roseyre: En Chile, el precio minorista de la electricidad para los clientes domésticos consta de varios componentes, energía, transmisión, distribución, etc. El precio de la energía en Chile (como menciona esta pregunta) es más del 60% de la factura final del cliente y esta tarifa se fija en la práctica desde 2019.

Las tarifas de energía en Chile se calculan como el promedio de los contratos de suministro de largo plazo firmados entre empresas de generación y distribución (DisCo PPA). El crédito al que se refiere se genera compensando los cargos del usuario final; Estas tarifas no reflejan la evolución de los costes del contrato ni de los tipos de cambio.

Actualmente hay dos préstamos relacionados: US$1.350 millones respaldados por empresas de generación y US$1.800 millones con el BID. La diferencia restante (US$ 2.900 millones y en aumento) está respaldada por las empresas de generación.

El gobierno ha diseñado un nuevo mecanismo:

• Para reducir gradualmente el déficit generado por los mecanismos de estabilización (PEC y MPC), se aplicarán a todos los clientes las siguientes tarifas actualizadas por el IPC de Chile:
  • 2024-2027: $22/kWh
  • 2028-2035: $9/kWh
• Se creará una subvención para ayudar a las familias más vulnerables.
• El límite de MPC se ha incrementado de 1.800 millones de dólares a 5.500 millones de dólares. El objetivo es estabilizar las tarifas y comenzar a pagar a los generadores.
• Se simplifica el cálculo de los mecanismos de confirmación.

Lo más importante en este caso es que a medida que cada día de retraso genera más deuda, las tarifas comienzan a actualizarse para reflejar los costos reales del contrato.

BNamericas: ¿Existe consenso en Chile sobre la situación actual respecto a la reducción de horas de luz solar? Por ejemplo, ¿han mejorado las cosas o las empresas simplemente se ven obligadas a adaptarse? En una nota relacionada, existe una buena cartera de nuevos proyectos de energía solar dirigidos a la parte norte de Chile. ¿Podría esto agravar el problema de la reducción, dado que ya hay mucha energía solar diurna? ¿O las empresas están apostando por nuevas fuentes de consumo local, como almacenamiento, nuevas líneas eléctricas y plantas de hidrógeno verde?

Roseyre: Las reducciones en Chile, especialmente durante las horas solares, son uno de los principales temas hoy en día y aumentan a medida que cada día se agrega más capacidad solar.

Más que una reducción, el problema es que los precios más bajos que la acompañan afectan a los activos que están restringidos pero suministran electricidad a los nodos con restricciones. Como comenté, se espera que las reducciones aumenten en 2024, y esta tendencia ya es visible en los primeros meses del año.

Sin embargo, como usted mencionó, esto podría ser una oportunidad para los sistemas de almacenamiento, que pueden beneficiarse de precios más bajos durante el día, cargar y distribuir electricidad por la noche y capturar el diferencial de precios. Muchos (si no todos) los desarrolladores están considerando ahora las baterías en sus proyectos de energía solar fotovoltaica. Nuevamente recomendamos un análisis exhaustivo de los rendimientos futuros no sólo desde una perspectiva potencial sino también para estimar los rendimientos potenciales. En esta evaluación recomendamos analizar la propiedad como parte de todo el sistema chileno.

En el caso de la energía solar fotovoltaica, si se construye una cantidad significativa de estos activos, la planta canibalizará los ingresos por baterías. Los desarrolladores también esperan nuevas líneas de transmisión; Sin embargo, se espera que los mayores impactos en el sistema se produzcan a finales de la década de 2020 o incluso a principios de la de 2030. Todavía queda un largo camino por recorrer.

De todos modos, las reducciones han aparecido a escala sistemática; Por tanto, la eficiencia de la transferencia no resuelve completamente el problema.

El sistema de hidrógeno verde en el norte de Chile recibe poco apoyo. Nuestra opinión es que la mayoría de los proyectos que se están desarrollando en el norte de Chile tendrán suministro dedicado de energía solar fotovoltaica. Algunos proyectos de hidrógeno se conectarán directamente a la red sin un suministro de planta fotovoltaica dedicado, pero esto debería ser una minoría. Por lo tanto, no esperamos un aumento significativo en el consumo de energía de la red durante las horas de sol, ya que la mayor parte del consumo de los proyectos proviene de sus plantas solares fotovoltaicas dedicadas.

BNamericas: Entonces, ¿es esencial crear la cantidad adecuada de capacidad de almacenamiento?

Roseyre: Sí, es necesario encontrar un equilibrio para garantizar que se incorporen al sistema una cantidad suficiente de estos activos, pero no demasiados, para garantizar que su economía sea rentable para los inversores. Es por eso que diseñar un escenario independiente y las proyecciones de precios correspondientes es clave para brindar a los inversores una visión adecuada del plan de expansión del sistema y ayudarlos a evaluar los rendimientos potenciales de sus activos.

BNamericas: Volviendo al hidrógeno verde, se habla mucho de este vector energético. ¿Cree que este nuevo sector eventualmente se convertirá en una importante fuente de negocios para usted en Chile? Entonces, ¿de qué escala de tiempo estamos hablando?

Roseyre: De hecho, esperamos que se convierta en un recurso vital para nuestro negocio. Actualmente estamos desarrollando nuestros servicios de hidrógeno principalmente en Europa y América del Norte porque estas regiones cuentan con un fuerte apoyo público. Por lo tanto, la brecha entre los costos del hidrógeno y la disposición a pagar de los compradores es estrecha, impulsada por los subsidios.

Sin embargo, también se acercan a nosotros actores internacionales que abordan el mercado de suministro de hidrógeno verde de Chile. El país tiene uno de los mejores recursos solares (en el norte, el desierto de Atacama) y eólicos (en el sur, la región de Magallanes) del mundo. Por lo tanto, se espera que Chile desempeñe un papel importante en el comercio global de H2 verde que se espera comience a fines de la década de 2030. Esperamos que nuestra actividad comercial en el segundo semestre en Chile y Latinoamérica en general aumente a partir de este año, a medida que los actores energéticos avancen con sus proyectos y comiencen a requerir el apoyo de asesores.