Perfiles de generación, desacople de costos marginales y estrechez de la transmisión, son algunos de los factores que menciona el reporte mensual de la consultora.

Valgesta Nueva Energía, en su reporte mensual, advierte una serie de consideraciones en torno a los resultados de las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados, precisando que se aprecian riesgos comerciales, considerando algunas condiciones que se están dando en el sistema eléctrico, como el desacople de costos marginales y la estrechez de la transmisión en ciertas zonas.

«Además de los costos de desarrollo de la tecnología, un ofertante debe considerar el riesgo comercial que enfrenta su proyecto en el mercado eléctrico chileno (considerando el contrato de suministro). Este riesgo comercial está asociado a la variación en los ingresos y costos esperados de la ejecución del contrato considerando la participación del proyecto en el mercado físico o mercado spot. Lo anterior, debido especialmente a los riesgos asociados al nivel y perfil de generación y a los desacoples de los costos marginales. Como consecuencia de ello, en los precios de los contratos se suele agregar una prima asociada a este riesgo comercial», señala el documento.

Factores
Según el análisis de la consultora, es necesario considerar la posibilidad de riesgos ante la posibilidad de que la unidad de generación «aumente o disminuya su generación con respecto al valor esperado (por ejemplo, por vertimiento de ERV), convirtiendo al suministrador en excedentario o deficitario y obligándolo a hacer frente a la variabilidad del costo marginal».

Otro punto de atención es de que el perfil de generación se puede diferenciar considerablemente con el de consumo de manera horaria, lo que podría dejar al «expuesto a la variabilidad de los costos marginales para aquellas horas en que presenta un déficit (o exceso) de generación. De manera adicional, es de esperar que el perfil diario de generación (y el de demanda probablemente) varíe durante el año, aumentando aún más el riesgo asociado».

También menciona que pueden darse riesgos si es que se producen diferencias en costos marginales, especialmente entre los puntos de inyección y de retiro, debido a problemas de congestión en la transmisión, por lo que se indica que las proyecciones de los oferentes consideren que el desarrollo de líneas de alta tensión sea el óptimo, «eliminando futuros desacoples entre los costos marginales y la posibilidad de vertimientos debido a congestiones».

«Como Valgesta no compartimos esta percepción de bajo riesgo comercial, especialmente antes del año 2030. Se proyectan claros desacoples de los costos marginales entre la zona norte y sur del país debido a las congestiones, por lo menos hasta la entrada de la línea HVDC Kimal – Lo Aguirre 500 kV, lo que se traduce en un impacto en el balance de inyección y retiro, y se espera que este tipo de desacoples sigan existiendo en alguna medida en el futuro. Debido a estos problemas de transmisión proyectados, tampoco existe certeza de poder generar la energía esperada. De esta manera consideramos relevante el riesgo de producción y el riesgo asociado a la localización de los puntos de retiro, no siendo esto consistente con considerar una baja prima por riesgo comercial», sostiene el reporte.

Como conclusión, el análisis de la consultora señala que «algunas de las ofertas adjudicadas son muy arriesgadas, lo que podría implicar un complejo panorama a la hora de buscar financiamiento y por ende concretar la inversión comprometida. Sin perjuicio de ello, la tendencia a la reducción de los precios de largo plazo del suministro eléctrico es una buena noticia para los consumidores».

«Lamentablemente, los clientes regulados no veremos esta tendencia por lo menos hasta el año 2028, al momento en que se termine de pagar la deuda originada por la ley de estabilización de tarifas eléctricas presentada por el Gobierno en noviembre de 2019», se agrega.

Revista Electricidad, 15 de septiembre de 2021

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