Acenor: “Corremos el riesgo de no alcanzar las metas que nos hemos propuesto en materia de carbononeutralidad”

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En los últimos años, la rápida incorporación de parques eólicos y solares a la matriz energética chilena ha contribuido a reducir el componente de
generación en la factura eléctrica de los usuarios finales. Sin embargo, otros costos, principalmente de transmisión, han estado subiendo y contrarrestando esta tendencia en medio de los intentos por ampliar la capacidad de despacho desde el norte hacia el sur.

Santiago, 13 de abril de 2022

Fuente: BNamericas

Esta trayectoria de costos podría generar algunos obstáculos para los objetivos de Chile de lograr neutralidad en carbono para 2050 y desarrollar una industria de hidrógeno verde y sus derivados.

Para explorar el tema y plantear posibles soluciones, BNamericas conversó con Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) de Chile.

Los 21 socios de Acenor pertenecen a los sectores de transporte, minería e industria y concentran casi la mitad de la demanda del sector desregulado.

En Chile, se consideran clientes no regulados aquellas empresas conectadas a más de 500kW de capacidad instalada y optaron por la clasificación, o aquellas conectadas a más de 5MW de capacidad.

BNamericas: En los últimos años los costos de electricidad para los clientes no regulados han venido disminuyendo en Chile. Sin embargo, otros costos, como los asociados a transmisión, van al alza. ¿Por qué ha sucedido esto?

Bustos: La regulación eléctrica chilena desde el año 2016 incluyó que el 100% de los costos de transmisión debía ser pagado por la demanda a través de un cargo estampillado. En su momento, cuando se discutió la reforma, se estimó que la reducción en los costos de energía por mayor competencia e incorporación de energías renovables compensaría un mayor costo de transmisión que vieran los clientes en sus cuentas finales. En ese momento se apuntaba a la necesidad de avanzar hacia un sistema de transmisión robusto que habilitara la competencia en generación y la incorporación de nuevas tecnologías.

Casi 6 años después vemos que efectivamente el costo de la energía bajó significativamente, pero el costo de la transmisión, así como otros costos por concepto de servicios complementarios, aumentaron mucho más de lo que se esperaba.

BNamericas: ¿Es una tendencia que continuará en el tiempo?

Bustos: Los costos de transmisión van al alza, particularmente con obras como la línea de HVDC Kimal-Lo Aguirre y otras que serán necesarias en el futuro.

Cuando se discutía la ley de transmisión, se hablaba de costos de transmisión nacional cercanos a US$6/MWh. Hoy en día, ya se están pagando más de US$8/MWh, mientras que, para aquellos clientes que tienen que pagar transmisión zonal, la misma puede llegar hasta los US$15/MWh y aún no tenemos el
sistema de transmisión robusto que se pretendía. Por lo tanto, el cargo de la transmisión seguirá subiendo y, más que nunca, es necesario que su desarrollo sea a costos eficientes, para que los costos totales eléctricos no se conviertan en estructuralmente caros.

BNamericas: ¿Cómo ve la evolución de los precios promedio luego de la reforma a la normativa eléctrica en 2016 que, como mencionó, trasladó a los usuarios finales el pago del 100% de los costos de transmisión?

Bustos: Los precios promedio de suministro eléctrico a clientes eléctricos no regulados —que incluyen el precio de la energía, potencia, transmisión y otros cargos sistémicos como servicios complementarios— no han visto una disminución desde la vigencia de la nueva ley de transmisión, como puede observarse en las estadísticas oficiales de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Por lo tanto, las reducciones del costo de la energía se han visto compensadas por alzas en costos de transmisión y cargos sistémicos. En el periodo 2016-2020, estos costos laterales aumentaron un 84%.

BNamericas: ¿Qué implicaciones tiene el aumento de estos costos laterales, como transmisión y servicios complementarios, para la transición energética que está impulsando Chile?

Bustos: Corremos el riesgo de no alcanzar las metas que nos hemos propuesto en materia de carbononeutralidad. Para ello, es necesario que se avance en la electrificación de distintos tipos de consumos de combustibles fósiles, como el transporte. Para que esta electrificación sea viable, los costos de
suministro eléctrico, no sólo el costo de la energía, tienen que ser competitivos. Como ejemplo, un estudio de McKinsey & Co (2020) indica que, para un hidrógeno verde (H2V) competitivo producido en Chile, el costo de suministro eléctrico debería reducirse en al menos US$0,6 /kg de hidrógeno al 2030.

Por lo tanto, es clave que el costo final de la electricidad sea competitivo, algo que no se está dando hoy en día, y que un sistema de transmisión excesivamente costoso dificultaría enormemente a futuro.

BNamericas: ¿Tienen alguna propuesta para mejorar esta situación?

Bustos: En Acenor creemos que es necesario modificar el sistema de remuneración de la transmisión, mediante un cambio legal, para que una parte del cargo por transmisión sea pagada por la generación.
La idea no es volver al sistema vigente antes del 2016 de participación 80-20% entre generación y clientes y con una metodología de cálculo extremadamente compleja, sino asignar un porcentaje menor a la generación para que dé una señal de precios del costo que implica desarrollar la
transmisión.

Hoy, un proyecto renovable cercano a los centros de consumo, que considera menores costos de transmisión por ello, no puede competir en igualdad de condiciones con un proyecto renovable a miles de kilómetros, que implica no sólo mayores costos de transmisión, sino también un gran impacto ambiental.
Esto daría un impulso a la generación renovable descentralizada.

Acenor: “Corremos el riesgo de no alcanzar las metas que nos
hemos propuesto en materia de carbononeutralidad”

En los últimos años, la rápida incorporación de parques eólicos y solares a la matriz energética chilena ha contribuido a reducir el componente de
generación en la factura eléctrica de los usuarios finales. Sin embargo, otros costos, principalmente de transmisión, han estado subiendo y contrarrestando
esta tendencia en medio de los intentos por ampliar la capacidad de despacho desde el norte hacia el sur.
Esta trayectoria de costos podría generar algunos obstáculos para los objetivos de Chile de lograr neutralidad en carbono para 2050 y desarrollar una
industria de hidrógeno verde y sus derivados.
Para explorar el tema y plantear posibles soluciones, BNamericas conversó con Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No
Regulados (Acenor) de Chile.
Los 21 socios de Acenor pertenecen a los sectores de transporte, minería e industria y concentran casi la mitad de la demanda del sector desregulado.
En Chile, se consideran clientes no regulados aquellas empresas conectadas a más de 500kW de capacidad instalada y optaron por la clasificación, o
aquellas conectadas a más de 5MW de capacidad.
BNamericas: En los últimos años los costos de electricidad para los clientes no regulados han venido disminuyendo en Chile. Sin embargo, otros costos,
como los asociados a transmisión, van al alza. ¿Por qué ha sucedido esto?
Bustos: La regulación eléctrica chilena desde el año 2016 incluyó que el 100% de los costos de transmisión debía ser pagado por la demanda a través de un
cargo estampillado. En su momento, cuando se discutió la reforma, se estimó que la reducción en los costos de energía por mayor competencia e
incorporación de energías renovables compensaría un mayor costo de transmisión que vieran los clientes en sus cuentas finales. En ese momento se
apuntaba a la necesidad de avanzar hacia un sistema de transmisión robusto que habilitara la competencia en generación y la incorporación de nuevas
tecnologías.
Casi 6 años después vemos que efectivamente el costo de la energía bajó significativamente, pero el costo de la transmisión, así como otros costos por
concepto de servicios complementarios, aumentaron mucho más de lo que se esperaba.
BNamericas: ¿Es una tendencia que continuará en el tiempo?
Bustos: Los costos de transmisión van al alza, particularmente con obras como la línea de HVDC Kimal-Lo Aguirre y otras que serán necesarias en el futuro.
Cuando se discutía la ley de transmisión, se hablaba de costos de transmisión nacional cercanos a US$6/MWh. Hoy en día, ya se están pagando más de
US$8/MWh, mientras que, para aquellos clientes que tienen que pagar transmisión zonal, la misma puede llegar hasta los US$15/MWh y aún no tenemos el
sistema de transmisión robusto que se pretendía. Por lo tanto, el cargo de la transmisión seguirá subiendo y, más que nunca, es necesario que su desarrollo
sea a costos eficientes, para que los costos totales eléctricos no se conviertan en estructuralmente caros.
BNamericas: ¿Cómo ve la evolución de los precios promedio luego de la reforma a la normativa eléctrica en 2016 que, como mencionó, trasladó a los
usuarios finales el pago del 100% de los costos de transmisión?
Bustos: Los precios promedio de suministro eléctrico a clientes eléctricos no regulados —que incluyen el precio de la energía, potencia, transmisión y otros
cargos sistémicos como servicios complementarios— no han visto una disminución desde la vigencia de la nueva ley de transmisión, como puede
observarse en las estadísticas oficiales de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Por lo tanto, las reducciones del costo de la energía se han visto
compensadas por alzas en costos de transmisión y cargos sistémicos. En el periodo 2016-2020, estos costos laterales aumentaron un 84%.
BNamericas: ¿Qué implicaciones tiene el aumento de estos costos laterales, como transmisión y servicios complementarios, para la transición energética
que está impulsando Chile?
Bustos: Corremos el riesgo de no alcanzar las metas que nos hemos propuesto en materia de carbononeutralidad. Para ello, es necesario que se avance en
la electrificación de distintos tipos de consumos de combustibles fósiles, como el transporte. Para que esta electrificación sea viable, los costos de
suministro eléctrico, no sólo el costo de la energía, tienen que ser competitivos. Como ejemplo, un estudio de McKinsey & Co (2020) indica que, para un
hidrógeno verde (H2V) competitivo producido en Chile, el costo de suministro eléctrico debería reducirse en al menos US$0,6 /kg de hidrógeno al 2030.
Por lo tanto, es clave que el costo final de la electricidad sea competitivo, algo que no se está dando hoy en día, y que un sistema de transmisión
excesivamente costoso dificultaría enormemente a futuro.
BNamericas: ¿Tienen alguna propuesta para mejorar esta situación?
Bustos: En Acenor creemos que es necesario modificar el sistema de remuneración de la transmisión, mediante un cambio legal, para que una parte del
cargo por transmisión sea pagada por la generación.
La idea no es volver al sistema vigente antes del 2016 de participación 80-20% entre generación y clientes y con una metodología de cálculo
extremadamente compleja, sino asignar un porcentaje menor a la generación para que dé una señal de precios del costo que implica desarrollar la
transmisión.
Hoy, un proyecto renovable cercano a los centros de consumo, que considera menores costos de transmisión por ello, no puede competir en igualdad de
condiciones con un proyecto renovable a miles de kilómetros, que implica no sólo mayores costos de transmisión, sino también un gran impacto ambiental.
Esto daría un impulso a la generación renovable descentralizada.