Operador eléctrico chileno se refiere a incursión en almacenamiento y tendencias

El almacenamiento de energía está ganando terreno en Chile.

Si bien la mayor parte de la creciente cartera es capacidad incorporada a parques de energías renovables, están comenzando a surgir sistemas independientes.

Como reflejo de esto, la comercializadora Emoac, unidad del holding chileno Copec, firmó un acuerdo de compraventa de energía (PPA) con la generadora Atlas Renewable Energy por el uso del futuro sistema de almacenamiento de energía con baterías (BESS) del Desierto de esta última.

BESS del Desierto será un proyecto con una capacidad de almacenamiento 200MW y cuatro horas de descarga.

BNamericas realizó una entrevista por correo electrónico con la CEO de Emoac, Vannia Toro, para saber más sobre las áreas de financiamiento, las tendencias de la industria y una posible reducción de la barrera de potencia para el mercado eléctrico no regulado.

BNamericas: Copec —a través de su comercializador de energía Emoac— y Atlas anunciaron la firma de su primer PPA que contempla un sistema de almacenamiento, BESS del Desierto. ¿Es novedoso o relevante este acuerdo para el sector comercializador de energía eléctrica en Chile?

Toro: Este acuerdo representa una innovación relevante al posicionar a Emoac como un "virtual owner" en el ámbito de la energía. Esto significa que Emoac asume un papel crucial en la gestión de activos energéticos provenientes de fuentes renovables. Además, la concreción de este acuerdo es un paso trascendental en el camino hacia el segundo periodo de la transición energética en Chile y demuestra que las comercializadoras de energía están apalancando el desarrollo de nueva capacidad instalada. 

El proyecto BESS del Desierto es pionero en Chile al ser el primer sistema de almacenamiento de energía a gran escala [200MW o superior] en el país que utiliza tecnología BESS. Esta tecnología permite almacenar el excedente de energía solar generada durante el día para luego inyectarla en la red durante las horas de mayor demanda, como las de la noche. Esta capacidad de almacenamiento contribuye significativamente a la estabilidad y eficiencia del suministro eléctrico, además de impulsar la integración de fuentes renovables en la red eléctrica chilena de forma continua.

BNamericas: Dado el superávit de energía solar en el norte y la cartera de proyectos solares fotovoltaicos de varios gigavatios, ¿se prevén más acuerdos como este?

Toro: La sobreoferta de energía solar en el norte y el creciente pipeline de proyectos fotovoltaicos de varios gigavatios, de la mano de los altos spread de precios día-noche hacen que sea altamente probable que se firmen más acuerdos como el de Copec y Atlas en el futuro. 

Diversos factores impulsan esta tendencia: el excedente de energía solar que necesita ser almacenado para evitar vertimientos ante la falta de sistemas de transmisión en el mediano-largo plazo, la creciente demanda de electricidad, la reducción de costos de las tecnologías de almacenamiento, el desarrollo de políticas públicas favorables y el interés del sector privado por una matriz baja en emisiones de carbono. 

Es probable que veamos más acuerdos similares en los próximos años, lo que jugará un papel fundamental en la transición del país hacia una matriz energética más sostenible y eficiente. 

BNamericas: ¿Es factible o probable que, en el futuro, los contratos de suministro pudieran ser usados para obtener financiamiento para construir sistemas de almacenamiento independientes?

Toro: El reciente acuerdo entre Atlas Renewable Energy y Copec, donde se firmó un contrato para el desarrollo de un sistema de BESS con una capacidad de 800MWh en Chile, es un claro indicativo de la viabilidad de estos proyectos. Este tipo de acuerdo no solo demuestra la factibilidad técnica y económica de los sistemas de almacenamiento independientes, sino que también refleja un cambio en la percepción del mercado respecto a su financiamiento y los contratos de suministro que lo hacen viable. 

La utilización de contratos de suministro para obtener financiamiento en este contexto es particularmente prometedora. Estos contratos aseguran un flujo de ingresos predecible y sostenible, lo cual es crucial para atraer la inversión. Al demostrar que se pueden establecer compromisos a largo plazo para la compra de la energía almacenada, estos acuerdos incrementan la confianza de los inversores y las entidades financieras en la estabilidad de los retornos de estos proyectos. 

Además, el éxito de este proyecto pionero podría establecer un precedente para la financiación de futuros proyectos de almacenamiento de energía. En un mercado energético como el chileno, caracterizado por su alta penetración de energías renovables y la necesidad de gestionar la intermitencia y mejorar la estabilidad de la red, los sistemas de almacenamiento independientes se presentan como una solución estratégica. 

Por lo tanto, es razonable esperar que los contratos de suministro continúen desempeñando un papel vital en la financiación de estos sistemas. La experiencia de Copec y Emoac podría inspirar a otras empresas del sector a explorar acuerdos similares, potenciando así el desarrollo de más proyectos de almacenamiento en Chile y posiblemente en otras regiones.

BNamericas: Relacionado con esto, ¿ha notado algunas tendencias en el mundo local de comercialización de energía eléctrica? Por ejemplo, me imagino que la demanda de energía verde 24 horas al día por parte del sector comercial e industrial solo sigue al alza…

Toro: Las tendencias en el mercado local de comercialización de energía eléctrica en Chile muestran un enfoque cada vez más firme hacia la sostenibilidad y eficiencia, aspectos claves en el contexto actual de transición energética. 

Primero, observamos un aumento sostenido en la demanda de energía verde durante las 24 horas del día, no limitándose solo a las horas de mayor producción solar. Esto se debe en gran parte a la presión por parte de sectores comerciales e industriales que buscan minimizar su huella de carbono. En respuesta a esto, empresas como Emoac y Copec están comprometidas en asegurar que el suministro de energía a sus clientes sea 100% renovable. 

Este compromiso y trazabilidad de lo anterior se ve facilitado a través del uso de la plataforma Renova, ofrecida por el Coordinador Eléctrico Nacional, que permite transar certificaciones de energía renovable de manera transparente y eficiente. 

Además, la variación en los costos marginales [CMG] entre el día y la noche ha llevado a que muchos consumidores reevalúen y, en muchos casos, modifiquen sus patrones de consumo. Esto se debe al alto costo de la energía durante las horas nocturnas, que impulsa a los clientes a desplazar su consumo hacia el día, cuando los precios tienden a ser más bajos y la disponibilidad de energía solar incrementa, optimizando así sus gastos en energía. 

De todos modos, Emoac está aportando en reducir y respaldar de forma estable los CMG en horario nocturno con los proyectos de baterías que hoy tenemos, los costos de suministro al cliente con los proyectos de baterías que hoy tenemos, además de aportarles información digital respecto de sus consumos instantáneos y la distribución de costos que estos implican en sus operaciones. 

Por otro lado, los clientes están valorando cada vez más las propuestas que no solo se centran en el suministro de energía, sino que también integran soluciones para la digitalización, la eficiencia energética y otras medidas sostenibles. Esta tendencia refleja un cambio hacia la búsqueda de soluciones integrales que no solo satisfacen necesidades energéticas, sino que contribuyen además a los objetivos corporativos más amplios de sostenibilidad y modernización tecnológica. 

En resumen, el mercado eléctrico chileno está evolucionando rápidamente hacia un enfoque más integrado y sostenible, donde las soluciones de energía limpia y la eficiencia energética son cada vez más valoradas por los consumidores. 

Emoac y Copec, con su visión de aportar significativamente a la transición energética, están bien posicionados para liderar y fomentar estas tendencias, ofreciendo a sus clientes no solo energía, sino también valor agregado a través de la innovación y la sostenibilidad.

BNamericas: El año pasado, el Ministerio de Energía solicitó al tribunal de la competencia TDLC entregar un informe sobre la viabilidad de bajar a 300kW el umbral para ser un consumidor de electricidad no regulado. Esta medida está apoyada por la asociación de comercializadoras ACEN. ¿Hay alguna novedad al respecto?

Toro: El TDLC aún no ha emitido un pronunciamiento oficial sobre la solicitud de baja de potencia de 500kW a 300kW. Se encuentran en la fase de estudio y análisis de los antecedentes presentados por las partes involucradas. 

Es importante destacar que el TDLC no ha establecido una fecha concreta para emitir su resolución. Por lo tanto, continuamos a la espera de su decisión. 

Esperamos que el TDLC tome una decisión justa y favorable para las pymes, ya que la reducción de potencia significaría un beneficio importante para este sector en términos de optimización de costos energéticos y mejora de la competitividad.

Nota del editor: Los clientes no regulados son empresas que están conectadas a más de 500kW de potencia y han optado por ser parte de esta clasificación o aquellas conectadas a más de 5MW. Aquellas por debajo del umbral de 500kW no tienen elección con respecto a su proveedor de energía.