septiembre 11, 2023 | Industria
La Asociación Gremial de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) publicó su último reporte de seguimiento del mercado de los servicios complementarios (SSCC).
Cabe destacar que es tema es relevante para los clientes eléctricos dado que la regulación vigente estableció que las remuneraciones a nueva infraestructura son financiadas por los usuarios finales, mientras que la remuneración por la prestación de los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, son de cargo de las empresas que efectúan retiros destinados a usuarios finales. Por lo tanto, el costo de los servicios complementarios es parte del costo final de suministro a clientes.
El informe muestra la evolución del pago total por servicios complementarios que se realiza en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para los años 2020, 2021, 2022 y primer semestre de 2023.
Según detalla el documento, a nivel agregado puede observarse que en los últimos años han crecido sustancialmente los pagos por servicios complementarios. El alza continua tuvo un quiebre en febrero de 2023 y, desde entonces, se ha vuelto a niveles que no se observaban desde el primer semestre de 2022. Durante el periodo junio 2022-mayo de 2023, el cargo por SSCC se mantuvo sobre los 7 USD/MWh y llegó a un peak en enero 2023 con 12 USD/MWh.
Los factores que se encuentran detrás del alza tienen relación con el incremento de los precios de los combustibles a partir de la guerra entre Ucrania y Rusia, el bajo aporte de centrales hidroeléctricas, las restricciones que se han impuesto para evitar un racionamiento eléctrico, a partir del decreto supremo N° 51-2021 del Ministerio de Energía y, finalmente, el elevado aumento en la generación renovable variable que ha llevado a mayores necesidades de reservas de SSCC.
Por otro lado, la reducción que se ha producido en los últimos meses guarda relación con el cambio del escenario global en materia de caída de precios internacionales de combustibles fósiles y una mejor condición hidrológica a partir del mes de junio del presente año.
Para el segundo semestre de 2023, estima el informe, se espera que los pagos por SSCC, tanto en materia de costos de oportunidad como de sobrecostos, se mantengan en USD 30 millones mensuales, lo que representa un cargo promedio esperado de 6 USD/MWh.
El reporte completo entregado por Acenor está disponible a través del siguiente enlace: https://acenor.cl/wp-content/uploads/2023/09/Reporte-SSCC-2023-_-ACENOR-A.G.pdf.
febrero 23, 2022 | Industria
Después de dos años de la creación del mercado de Servicios Complementarios (SSCC), la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), detalla en su informe mensual que, a nivel agregado, durante el año 2021 se pagaron SSCC por un monto de 243,3 millones de dólares, mientras que en 2020 tal cifra llegó a los 139,8 millones de dólares, lo que representó un alza de 74%.
El promedio mensual, señala el documento, pasó de 11,7 a 20,3 millones de dólares, siendo agosto del 2021 el mes récord con 34,9 millones de dólares. “Las razones del alza son múltiples: la sequía que ha disminuido el aporte de centrales hidroeléctricas, así como mayores precios spot de energía que elevan el costo de oportunidad de proveer SSCC, y un mercado con un reducido número de oferentes y subastas que terminan mayor o parcialmente desiertas, entre otros factores”, explica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.
Respecto de las acciones que tomó la asociación que representa a los clientes eléctricos no regulados destaca el efecto que tuvo la aplicación del dictamen N°10-2021 del Panel de Expertos Eléctrico, discrepancia que fue impulsada por clientes libres y acompañada por Acenor. Este dictamen, permitió que se aplicara un factor de desempeño a todos los componentes de costos de servicios complementarios de control de frecuencia. “A partir de la aplicación del factor de desempeño en los meses de septiembre a diciembre, se ha producido una reducción en el pago de 27,2 millones de dólares, respecto del caso que no se hubiera aplicado dicho factor. A esto se suman las reliquidaciones que se deben realizar producto de la aplicación del dictamen a los meses de junio, julio y agosto. Según el informe preliminar del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), las reliquidaciones solo por junio y julio ascenderían a 6,3 millones de dólares adicionales”, detalla el reporte.
Cuando estos valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago mensual promedio en 2021 alcanzó los 3,2 USD/MWh, mientras que en 2020 fue de 2 USD/MWh mensuales.
El documento agrega que, en todos los meses, el Control Primario de Frecuencia (CPF) se mantiene como el principal componente para pago. Sin embargo, su participación bajó de 50% promedio mensual en 2020 a 43% en 2021. El cargo por Infraestructura y control de tensión también redujeron sus participaciones, mientras que los pagos por Control Secundario de Frecuencia (CSF), Control Terciario de Frecuencia (CTF), Costo Combustible Adicional y Costo Recurso Adicional (CRA+CCA) aumentaron su participación durante el 2021.
Monitoreo
Los servicios complementarios aportan a la seguridad y calidad del servicio eléctrico mediante la provisión de control de frecuencia y control de tensión, entre otros.
En la reforma a la ley eléctrica del año 2016 se introdujo una separación entre el mercado de energía y el de Servicios Complementarios: la energía seguiría un esquema de costos declarados, mientras los SSCC podrían ser prestados mediante ofertas en subastas.
Acenor monitorea de cerca la evaluación de este mercado debido a que los pagos para remunerarlos se efectúan, una parte por la demanda en forma directa, y otra parte por los generadores a prorrata de sus retiros para abastecer a clientes, lo que facilita su traspaso directo a estos últimos.
Revisa el informe completo haciendo clic aquí.
diciembre 28, 2021 | Industria
Un 21% aumentó el pago de Servicios Complementarios por parte de los clientes libres industriales del sistema eléctrico, según indica el reporte mensual que elabora la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.).
De acuerdo con las estimaciones del gremio, «durante el mes de octubre el pago de servicios complementarios aumentó un 21% respecto del mes de septiembre del presente año, pasando de 19,9 millones a 24,2 millones de dólares. Los principales factores que estarían detrás del alza, no sería en este caso los costos marginales, sino la sequía y las condiciones del decreto N°43.031 del Ministerio de Energía que establece medidas preventivas de racionamiento, entre las cuales se encuentra la limitación del uso de energía hidroeléctrica en la operación del sistema. Dado que una buena parte de los servicios complementarios se provee por centrales hidroeléctricas, su menor disponibilidad afecta la oferta disponible para este mercado», indica el documento.
La asociación también destacó el efecto producido por el dictamen N°10 del Panel de Expertos, emitido este año, que «permitió que se aplicara un factor de desempeño a todas las componentes de costos de servicios complementarios de control de frecuencia», el cual ha provocado una caída en el pago de US$16,7 millones, respecto del caso que no hubiera aplicado dicho factor.
Según el gremio, esto último cobra una mayor relevancia en el actual escenario de restricciones para la generación hidroeléctrica, por lo que el dictamen «viene a morigerar los efectos sobre los costos finales de servicios complementarios».
La asociación también resaltó que, en comparación con el mismo mes del año pasado, el incremento en el pago fue de 74%, respecto a US$13,9 millones de 2020.
«Esto lleva a que el promedio mensual enero-octubre de 2021 alcance los US$20,1 millones, mientras que el 2020 alcanzó los US$11,6 millones mensuales. Cuando estos valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago mensual promedio en octubre alcanzó los US$3,8 por MWh», se indicó.
El principal componente del pago es el Control Primario de Frecuencia, que tiene una participación de 43% del total de los pagos en el periodo mayo- octubre 2021.
noviembre 24, 2021 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó los cargos unitarios de transmisión (Nacional, Zonal y Dedicados) y de servicios complementarios (infraestructura) para clientes libres y regulados del Sistema Eléctrico Nacional, aplicables para el primer semestre del próximo año.
La resolución del organismo señala la mantención los cargos fijados para el primer semestre de 2020, «resguardando de esta manera la incorporación de alzas innecesarias en las tarifas de los clientes regulados, y evitando futuras reliquidaciones respecto de los mismos».
«Con todo, en virtud de la reliquidación de peajes de inyección y de retiro del año 2019 efectuada por el Coordinador y lo resuelto por el Panel de Expertos en el Dictamen Nº 4 – 2020 ya citado, y velando por una progresiva recaudación de los montos asociados a la misma por parte de las empresas transmisoras, esta fijación mantiene la adición al cargo asociado a exenciones a que se refiere el numeral x. de la letra D. del artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley Nº 20.936, la que será asumida por los clientes regulados conforme a lo dispuesto en la presente resolución», indica el organismo.
También se fija una adición al cargo asociado a exenciones, aplicable a clientes regulados,. «La referida adición ha sido calculada considerando la totalidad de los saldos asociados al Pago de Exención de Peajes de Inyección correspondiente al año 2019 informado por el Coordinador, y la demanda de energía eléctrica proyectada total a facturar del Sistema Eléctrico Nacional, para el periodo comprendido entre julio de 2020 y junio de 2021», se indica.
junio 24, 2021 | Industria
Este jueves se realizó la última jornada del Mes de la Energía, organizado por el Colegio de Ingenieros, donde se analizó el Sistema Eléctrico Nacional, con la participación de Deninson Fuentes, jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico, y Mauricio Osses, presidente de la Comisión de Energía de la orden.
Fuentes abordó el tema de las subastas de Servicios Complementarios, repasando los desafíos de flexibilidad que tiene el sistema eléctrico ante el mayor ingreso de energías renovables variables.
«Esa flexibilidad en la operación de corto plazo hace relación a los segundos y milisegundos hasta horas requiere de ciertos elementos, cualidades y equipamientos para que este sistema pueda mantener una operación segura y eficiente. Ahí nace el tema de los servicios complementarios, que son todas las prestaciones que permiten efectuar la coordinación entre la coordinación de la operación del SEN», indicó.
«Los desafíos en la implementación del nuevo sistema de SSCC tienen que ver con la flexibilidad de la operación, participación de nuevos agentes e incorporar subastas y licitaciones. Su proceso regulatorio ha sido extenso porque para que funcione este mercado deben haber reglas claras, por lo que la CNE se ha esforzado mucho en eso, ya que son mercados nuevos», aclaró.
Según el personero, «en el primer año de operación, se identificó que la desviación estándar de costos marginales en las horas de un mismo bloque pueden superar los US$35/MWh. Esto muestra la alta incertidumbre de los CMg en cada bloque. En segundo lugar, los oferentes deben incorporar incertidumbre por la estructura de bloques en sus ofertas y por último, deben haber bloques más pequeños (ofertas horarias) ya que podría permitir una mejor gestión de la incertidumbre para los oferentes».
Transmisión
Por su parte, el gerente de Planificación de Transmisión en Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Araneda, desarrolló el repotenciamiento de líneas en la expansión de la transmisión, donde señaló que «hay que buscar proyectos económicamente eficientes y necesarios en los distintos escenarios energéticos. Hay que velar por la seguridad y servicio y la minimización de riesgos de abastecimiento».
Araneda añadió que la construcción de nuevas líneas de transmisión «presenta dificultades y retrasos por la oposición de comunidades, negociación de servidumbres con propietarios de terrenos y la gestión de aprobación ambiental. Sus plazos de desarrollo son muy superiores a los plazos de desarrollo de los proyectos de energías renovables, por lo tanto hay que anticipar el desarrollo de las expansiones de manera de responder a tiempo tanto de la oferta como la demanda».
«Entre sus alternativas para el repotenciamiento de estas líneas de transmisión, se encuentra el reemplazo de conductores existentes (cobre por aluminio), el reemplazo de conductores existentes por algunos de máxima capacidad, aumento del nivel de tensión de transmisión, el uso de la franja de servidumbre y reemplazo de la línea de transmisión y por último, la conversión de líneas de AC a DC», culminó el ejecutivo.
