Banco de baterías BESS de Engie Energía Chile en Arica. Foto: Gentileza Engie.

2019: Año crucial para los Servicios Complementarios

En enero de 2020 entrará en vigencia un marco legal en esta materia, donde los actores del sistema eléctrico tienen varias expectativas, en lo que concierne a competencia, remuneración, asignación de costos y en la inversión de nuevas tecnologías.

*Por Roberto Valencia, periodista de ELECTRICIDAD.

Este año será decisivo en la transición que realiza el sector eléctrico nacional en torno a los Servicios Complementarios (SSCC), cuyas modificaciones entrarán en vigencia en enero de 2020, donde la competencia, la remuneración y asignación de pagos por sus operaciones, son ejes centrales dentro de la discusión sobre este tema, según lo que señalan a ELECTRICIDAD los actores del mercado local.

Y es que, a juicio de los especialistas, los SSCC son una variable relevante en el funcionamiento del mercado, considerando que –de acuerdo a los datos de la consultora Systep− en 2017 totalizaron cerca de US$37 millones en transferencias económicas, en una dinámica que se prevé en aumento, debido a los requerimientos que plantea el mayor ingreso de las energías renovables variables (solar fotovoltaica y eólica) para la operación del sistema eléctrico, por lo que aseguran que esto planteará nuevas tareas para el Coordinador Eléctrico Nacional.

Competencia

Los actores del sector coinciden en señalar que los Servicios Complementarios son los requerimientos técnicos que necesita el sistema eléctrico para mantener la seguridad en sus operaciones y que actualmente se enfocan en tres áreas: control de frecuencia, control de tensión y recuperación del servicio (ver recuadro en página 9).

Actualmente estos servicios están regulados por la Ley Corta I de 2004, con un reglamento vigente desde 2016, donde se estipula que el Coordinador Eléctrico Nacional es el encargado de determinar qué instalaciones eléctricas pueden aportar Servicios Complementarios, “recibiendo una remuneración por parte de las empresas generadoras, en base a estudios de costos”, explica Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G., gremio que agrupa a los pequeños y medianos generadores.

Pero, a partir del 1 de enero de 2020, este régimen se modificará y las reglas específicas serán aquellas que contemple el nuevo reglamento de SSCC, el cual todavía debe ingresar a la Contraloría General de la República, siendo este un paso clave en la discusión de este tema en la industria.

“La Ley Nº 20.936 modificó las reglas económicas y definió que, en principio, son las empresas las que a través de subastas o licitaciones competitivas resolverán participar o no en la entrega de SSCC o de invertir en nuevas instalaciones para aportar con estos servicios. Además, la nueva ley definió que son solo las empresas con retiros (empresas generadoras con contratos) las que deberán pagar por los SSCC, y en caso de nuevas inversiones serán los clientes finales libres y regulados quienes deberán pagarlas”, sostiene Carlos Barría.

Enzo Sauma, director del Centro de Energía UC, destaca la importancia del reglamento en lo que se refiere a la competencia en el mercado eléctrico, pues “lo que dice es que, si se garantiza que el mercado de Servicios Complementarios es suficientemente competitivo, se pueda hacer una subasta de esos servicios”.

En su opinión, esta es una buena señal “porque las subastas introducen señales de precio al mejor postor de los servicios complementarios. Eso sí, hay que tener las precauciones necesarias para asegurar que estas sean competitivas, lo cual es un desafío no menor para Chile, dado que, a diferencia de la mayoría de los sistemas de potencia del mundo, acá se combina subastas competitivas con costos auditados”.

Esto también es comentado por José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE): “La Ley tiene señales competitivas, donde hay libre acceso a estos servicios, pero estamos conscientes también de quién lo paga. En el caso de las subastas, los pagan los comercializadores al efectuar retiros, o sea lo está pagando en primera instancia el suministrador. Mientras que, en el caso de las licitaciones, va a cargo de la demanda completamente, como va en la transmisión”.

Este proceso de cambio es resaltado por Waleska Moyano, gerenta de Regulación de Engie Energía Chile: “El sistema eléctrico tiene el desafío de prepararse durante 2019 para transitar desde un mercado de costos, materializado mediante asignación directa del Coordinador, hacia un mercado competitivo”.

“Este mercado competitivo de Servicios Complementarios se dividirá en subastas para los recursos de corto plazo, como puede ser la asignación de reserva para el control de frecuencia, y licitaciones para recursos de largo plazo, como es el caso de nuevas inversiones. Solo en el caso que no exista competencia en algún SSCC, el Coordinador deberá asignar de forma directa dicho SSCC”, precisa la ejecutiva.

“Para una adecuada implementación del nuevo régimen, además de ser necesaria la publicación del reglamento de Servicios Complementarios que prontamente será reingresado a Contraloría, la autoridad se encuentra desarrollando las Normas Técnicas que permitan al Coordinador adecuar sus procesos a la nueva regulación”, añade Waleska Moyano.

Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile, coincide con este diagnóstico, por cuanto señala que al avanzar hacia un sistema de licitaciones y subastas para la implementación de los SSCC, “se establece un mercado competitivo en el cual cualquier actor puede ofrecer el servicio en la medida que este resulte atractivo económicamente. Lo anterior favorece la entrada de nuevos actores al mercado de SSCC como por ejemplo baterías o incluso centrales ERNC”.

Eso sí, los especialistas también advierten poner atención en algunos puntos de esta discusión. Por ejemplo, Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, indica que si bien en la regulación “se dio un marco bastante abierto en el que se supuso que había ciertos requerimientos que podían ser respondidos en un ambiente competitivo, está por verse cuáles son los servicios que realmente se pueden llevar a subastas o a licitaciones, además de cuáles van a tener que ser por instrucción directa, pero creo que es un tema que hay que investigarlo un poco más para ver si habrá competencia en el suministro de los servicios”.

Lo mismo es compartido por Enzo Sauma, para quien adicionalmente es necesario esclarecer algunos aspectos relacionados con subastas, “porque se indica que estas se pueden realizar cuando se verifique suficientemente la competencia en el mercado, pero no dice qué se va a hacer si no hay suficiente competencia y tendría que hacerse sobre la base de los costos”.

Carlos Barría complementa este punto, señalando que en el mundo de los pequeños y medianos generadores la duda “es cómo se podrá implementar una subasta que permita ampliar la competencia y que todas las empresas puedan tener la opción de competir en igualdad de condiciones, por lo que en este punto el Coordinador tendrá un rol fundamental para garantizar plena competencia en cada uno de los procesos de subastas”.

Otro aspecto que menciona el ejecutivo es que el organismo coordinador a futuro también debería resolver la asignación del control de frecuencia, “cuya programación de la operación trae consigo una complejidad importante dado que debe interactuar un sistema de despacho por costos con procesos de subastas que se rigen por precios de mercado”.

Para Waleska Moyano, el real potencial de este mercado “dependerá de la forma en la cual la CNE y el Coordinador Eléctrico Nacional materialicen las subastas y licitaciones de SSCC y, en caso de que se cree un ambiente favorable para la competencia, existirá mucho interés de los actores por participar, permitiendo alcanzar un sistema robusto, eficiente y preparado para un mayor ingreso de centrales ERNC”.

Remuneración

La asignación de los costos es un eje central de la discusión en torno a los Servicios Complementarios. Carlos Barría destaca como positiva “la modificación que el Ministerio de Energía incorporó en mayo de 2018 al reglamento que todavía se encuentra en trámite, señalando que la Ley determinará la forma de asignación de costos de SSCC”.

“En este sentido, creemos que la asignación de costos debe incentivar a que todos los agentes del mercado utilicen las mejores herramientas y tengan la mejor información para pronosticar los recursos energéticos renovables y también los clientes logren la mejor forma para proyectar sus demandas”, afirma el representante de GPM A.G.

“Esta motivación se logra asignando los costos de SSCC a las instalaciones cuyo comportamiento en la operación obliga a asumir mayores recursos técnicos, es decir, mayores costos de SSCC. En este sentido, esperamos que el proyecto de ley de flexibilidad anunciado por el Ministerio traiga cambios legales en esta dirección”, agrega Barría.

Por su lado, Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, asevera que la remuneración “debiera ser tal que quien provee dichos servicios cubra completamente sus costos y que obtenga el correspondiente beneficio. Respecto a esto último es esencial que una eventual asignación directa por parte del Coordinador se efectúe a un precio que permita cubrir los costos reales”.

El ejecutivo indica que en materia de asignación de pagos por los Servicios Complementarios, la Asociación de Generadoras se inclina por el “principio de causalidad, el que consiste en quien causa el desvío paga, ya sea que el requerimiento de activación de SSCC provenga por parte de la oferta o la demanda, por lo que hemos destacado dicha propuesta aplicada a los costos de operación que conlleva el uso efectivo de los SSCC. La implementación de tal propuesta conlleva también a establecer, a nivel de programación, reprogramación y despacho real, lo que se denomina el “despacho vinculante”.

Para Claudia Rahmann, si los costos son asignados a la demanda y a los desarrolladores de energías renovables variables, sería una medida que “podría resultar contradictoria cuando se consideran las metas de ERNC existentes a nivel nacional. Por otra parte, un esquema en esa línea me parece “incompleto” pues solo sanciona el impacto negativo de la incertidumbre asociada a las ERNC sin reconocer sus beneficios socio-ambientales”.

Sobre la remuneración por los SSCC, la académica asegura que su pago “debiese ser asumido por todos los actores que hacen uso del sistema”, agregando que a su juicio es “poco intuitivo establecer que los SSCC deben ser pagados por las empresas de generación que realizan retiros del sistema, pues se podría llevar a que existan centrales de generación ERNC que aumenten las necesidades de SSCC (por ejemplo en términos de montos reservas) y que no participen en los pagos de estos servicios”.

En su opinión, esto “no solo resulta contradictorio, sino que además podría dar señales a nivel de mercado que lleven a una ineficiencia económica del sistema, por lo que es de suma importancia que el regulador dimensione el efecto que este concepto de pago podría tener a nivel de mercado considerando todos los posibles escenarios que se pueden enfrentar a futuro. Dicho dimensionamiento es un problema complejo, en el cual intervienen una gran cantidad de variables que pueden afectar significativamente los resultados obtenidos, por lo cual se deben hacer con cautela”.

En la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) también plantean la necesidad de que los Servicios Complementarios “sean pagados por los retiros, tal como lo contempla la regulación existente a la fecha y como lo considera la Ley General de Servicios Eléctricos, pues en definitiva son quienes se benefician de la estabilidad, calidad y continuidad del suministro que prestan estos servicios. En definitiva, a pesar de que su variabilidad implique un costo adicional por SSCC, la participación de ERNC variable en el despacho siempre resultará en un costo global de operación menor que las opciones convencionales”, asegura Carlos Finat, director ejecutivo del gremio.

De acuerdo a Carlos Barría, la discusión en torno a los procesos de subastas y a la asignación de costos para los SSCC son materias que “deberían ser abordadas en el proyecto de Ley de flexibilidad”, que el Ministerio de Energía pretende enviar este año al Congreso, donde se contempla el perfeccionamiento de la Ley de Transmisión (N° 20.936).

Perspectivas

Los actores del sector eléctrico también comparten la idea de la creciente relevancia estratégica que adquirirán los Servicios Complementarios en la operación del sistema eléctrico. Hugh Rudnick plantea que “si bien hoy son de un monto relativamente menores en el mercado, estos servicios van a ir haciéndose cada vez más importantes, por lo que el monto de transferencias económicas irá aumentando”.

A su juicio, una correcta planificación de los Servicios Complementarios “pasa por el Coordinador Eléctrico Nacional, para que identifique la dinámica de mayor ingreso de energías variables que va exigiendo al sistema y así poder ir programando cómo se requiere el control de frecuencia, el control de tensión, la desconexión de carga y la recuperación de servicio. La gran responsabilidad será la del Coordinador de ir anticipando cómo se van a ir requiriendo esos servicios”.

Por su parte, Carlos Finat sostiene que el desafío técnico a futuro apunta a la forma “en cómo se verificará que los Servicios Complementarios, que han sido comprometidos por determinados agentes del mercado eléctrico, efectivamente sean prestados con la calidad y la oportunidad con que fueron comprometidos, lo cual puede ser verificado mediante auditorias, que son herramientas en las que el Coordinador ya tiene una importante experiencia”.

Otro tema mencionado por el ejecutivo será revisar la manera de “evitar el doble pago de un mismo servicio prestado por parte de un titular de una instalación que proporciona varios Servicios Complementarios”.
También señala que es necesario que la regulación “asegure que los sistemas de almacenamiento puedan competir en el mercado de SSCC sin ningún tipo de barreras”.

Finalmente, para Rodrigo Solís, seguir incorporando tecnologías eficientes para la provisión de SSCC es otro reto para los actores del sistema eléctrico, argumentando que estas deben ir en sintonía con los “nuevos usos de electricidad, como el transporte o la electrificación de consumos industriales”.

Conclusiones

    • En 2020 entrará a regir una nueva regulación para los Servicios Complementarios, donde se contemplan subastas para ofrecer estos servicios, por lo que los actores del sistema eléctrico esperan que se inyecte más competencia en este mercado.
    • La remuneración de costos y la asignación de costos son aspectos claves que preocupan a los actores del sector eléctrico.
    • A futuro se espera que los mayores requerimientos de SSCC ante el ingreso de energía renovable variable implique nuevas tareas para el Coordinador Eléctrico Nacional.

Recuadro 1
El factor tecnológico

Las tecnologías que se relacionan con la provisión de Servicios Complementarios son variadas, según señalan los especialistas. Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la PUC, en este contexto prevé que “puedan ayudar mucho las baterías de almacenamiento y la respuesta de la demanda (este último punto se refiere a ciertos cambios en el uso de la electricidad por parte de recursos de demanda desde sus patrones normales de consumo, en respuesta a cambios en el precio de la electricidad en el tiempo, o por pago de incentivos para inducir reducciones de consumo)”.

Los bancos de baterías son otra opción tecnológica viable. Waleska Moyano destaca que esta tecnología la tiene Engie en Arica con el objetivo de liberar reserva en giro de las unidades de generación de la empresa, “por lo que tenemos certeza de que esta tecnología puede ofrecer Servicios Complementarios”.

“Para dimensionar el real potencial de esta tecnología para prestar otros SSCC, serán necesarias pruebas a estos equipamientos para identificar qué servicios se pueden entregar cumpliendo los estándares que definirá la autoridad”, aclara la gerenta de Regulación de Engie Energía Chile.

Los sistemas de almacenamiento son los que menciona Claudia Rahmann, académica del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile: “La respuesta rápida de frecuencia durante grandes desbalances de potencia puede ser provista por diferentes sistemas de almacenamiento, preferiblemente orientados a aplicaciones de potencia, como los volantes de inercia o supercondensadores, centrales fotovoltaicas operando con cierto margen de reserva, ya sea mediante operación fuera del MPP (punto máximo de potencia) o mediante equipos de almacenamiento, y centrales eólicas operando con o sin un margen de reserva”.

Esto es compartido por Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G.: “Las centrales hidroeléctricas de embalse han sido históricamente las instalaciones más eficientes para aportar al control de frecuencia”.
Rodrigo Solís, director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, complementa que otras soluciones son el “pumped storage y las plantas de concentración solar de potencia”.

Recuadro 2
Planta solar logró servicio de control de frecuencia en menos de 1 segundo

En octubre de 2017 se realizó la primera prueba para la participación activa en servicios complementarios de una central fotovoltaica, la cual fue impulsada por First Solar y Engie Laborelec Chile, siendo la primera desarrollada en Latinoamérica y la segunda hecha a nivel mundial.

El ensayo probó en tiempo real las capacidades de la Central Luz del Norte, de 141 MW, para brindar servicios complementarios como el control rápido de frecuencia y el control rápido de tensión.

Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar, destaca los positivos resultados de esta prueba, los cuales fueron publicados a fines del año pasado: “Tanto para el caso de los servicios de control primario como de control secundario de frecuencia, la respuesta es dinámicamente superior al desempeño de centrales convencionales sometidas a una exigencia similar. Los tiempos de respuesta involucrados son menores a un segundo para la entrega de la reserva comprometida (estimados entre 250 – 500 [ms] – excluyendo el tiempo de la detección del evento)”, precisa el ejecutivo.

En el caso de los servicios de control de tensión, Ortiz indica que se observó que la central es capaz de adaptar su aporte de potencia reactiva de manera rápida, para compensar variaciones de tensión en el sistema dentro de la banda de operación normal.

Según Ortiz, el resultado del tiempo de respuesta en menos de un segundo responde a las características constructivas de la planta solar: es un sistema totalmente eléctrico y estático, con un sistema de control avanzado que hace que todos los inversores se comporten como una única fuente de generación en el punto de interconexión”.

Waleska Moyano, gerenta de Regulación de Engie Energía Chile, sostiene que los resultados obtenidos “evidencian la capacidad de las plantas fotovoltaicas de modificar su producción de potencia activa y reactiva de tal forma de proveer servicios complementarios en forma eficiente”.

Gabriel Ortiz estima que en el primer trimestre de este año se pueda entrar en una etapa de pruebas para que la planta solar ofrezca este servicio.