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Feller Rate alerta riesgos de desconexión y desacople en el sector eléctrico debido a crecimiento dispar entre generadoras y líneas de transmisión Restricciones y cuellos de botella constituirían principal problema para el sistema

Feller Rate alerta riesgos de desconexión y desacople en el sector eléctrico debido a crecimiento dispar entre generadoras y líneas de transmisión

La clasificadora señala que estos escenarios, de auge en la generación por parte de nuevos actores, como las energías renovables, pero de déficit en la transmisión para inyectar energía, «otorgan volatilidad a la generación de caja operacional de estas compañías, afectando directamente su perfil de negocios y la capacidad para pagar sus obligaciones en tiempo y forma». La luz al final del túnel llegaría cuando se terminen las obras de los dos principales proyectos de Alta Tensión en el país, entre fines de este año y mediados de 2018.


No todo es dicha en el boom de energías renovables que vive el país, y que significará una importante caída en los precios de la energía, tanto a gran escala como para las cuentas de luz de las personas.

La falta de líneas de transmisión para distribuir esta energía en Chile estaría convirtiéndose en un problema, ante la mayor oferta de generadores de diferentes tipos, desde los tradicionales a las nuevas energías renovables que están instalando paneles fotovoltaicos y granjas eólicas a lo largo del territorio.

Eso es parte del problema que diagnostica Feller Rate, que en un informe señala que esta situación se debe al crecimiento dispar entre la capacidad de generación eléctrica y el dimensionamiento de los sistemas de transmisión encargados de llevar la energía hacia los centros de consumo.

La clasificadora apunta a las consecuencias negativas que ha traído esta problemática, las que, si bien siempre han estado presentes en el sistema, han aumentado su importancia en los últimos años: los riesgos de desconexión y de desacople.

Detalla que «hay un exceso de energía, producto de la disminución de la demanda eléctrica asociada al ciclo minero y a un exceso de centrales de energía renovable de bajo costo variable de generación, que se han desarrollado aprovechando la baja en los costos de inversión de estas tecnologías en los últimos 10 años».

Esta situación ha llevado a que en centrales, especialmente en la zona norte, de preferencia entre la Subestación Diego de Almagro y la Subestación Cardones, haya bloques horarios donde se llevan a cabo desconexiones de algunas centrales eléctricas, tiempo en que no recibirían ingresos, al no poder inyectar dicha energía al sistema interconectado.

Por otra parte, destacan que las centrales que tienen PPA (Power Purchase Agreement) con clientes que se encuentran fuera de su subsistema, deben salir a comprar energía al mercado spot para cubrir sus contratos.

«Esta diferencia de precios entre subsistemas se denomina ‘desacople’, y el riesgo asociado se genera por las potenciales pérdidas de margen debido a la diferencia entre el precio de inyección y el precio de retiro, afectando el Ebitda de la compañía», describen en el informe.

Ante el déficit generado por la falta de conectividad, ponen la alerta de que en este tipo de subsistemas “aislados” hay precios spot «muy bajos o tendientes a cero en las horas en que la generación ERNC (Energías Renovables no Convencionales) es coincidente entre sí (es decir, exceso de oferta fotovoltaica en el día) y precios mayores cuando esta oferta no está disponible en el mercado (es decir, de noche), lo cual afecta principalmente a aquellas centrales fotovoltaicas ubicadas en la zona que cuenta con una estrategia comercial agresiva de ventas al spot«.

Sostienen que los riesgos mencionados «otorgan volatilidad a la generación de caja operacional de estas compañías, afectando directamente su perfil de negocios y la capacidad para pagar sus obligaciones en tiempo y forma».

Agregan que, si Chile se pusiera al día en términos de conexión, «los riesgos de desacople deberían tender a minimizarse cuando la energía eléctrica fluya libre por todo el sistema, sin restricciones ni cuellos de botella, lo que da como resultado precios de inyección y retiro similares, o con diferencias muy acotadas».

Señalan que la luz al final del túnel llegaría cuando se terminen las obras de los dos principales proyectos de Alta Tensión, con la nueva línea de 500 kV CA entre Cardones (sur de Copiapó) y Polpaico (norte de Santiago), que ha sufrido ciertos retrasos, pero que tendría un inicio de operaciones esperado hacia mediados de 2018; y la nueva línea de trasmisión SING-SIC, que interconecta ambos sistemas a través de línea de doble circuito de 500 kV CA de un largo de 600 km entre Mejillones y Copiapó, con inicio de operaciones hacia fines de este año.

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