mayo 31, 2022 | Industria
La Comisión de Minería y Energía continuará este martes, 31 de mayo, el debate del proyecto que crea un fondo de estabilización y emergencia energética. La norma establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes sometidos a regulación de precios.
Los integrantes del grupo manifestaron sus dudas con la suma urgencia (15 días para el trámite) propuesta por el Ejecutivo, que esperaba votar durante la presente jornada el proyecto. Subrayaron que la propuesta debía contar con mayor tiempo de tramitación en la instancia, explican desde la Cámara.
En el debate hubo diversas observaciones. En específico, se apuntó a materias ligadas al coordinador que administrará el fondo de estabilización y emergencia energética. También hubo alcances respecto del pago adicional para financiar el fondo.
El subsecretario de Energía, Julio Maturana, recogió las propuestas y explicó que se realizaran modificaciones con el ánimo de perfeccionar el proyecto.
Según se explicó, la celeridad en el debate que buscaba el Gobierno se debe a la proximidad de las alzas de tarifas para el mes de julio. Los cálculos indican que rondarían entre un 40 a 45 %.
La comisión está citada para este martes 31 de mayo a las 10:30 de la mañana con el ánimo de votar la iniciativa. Posteriormente, continuará su trámite en la Comisión de Hacienda.
Antecedentes
La iniciativa crea un fondo de hasta US$2.000 millones, el cual se financiará de manera solidaria. Es decir, quienes consumen más, pagarán más.
Dicho fondo funcionará como un seguro para el sistema eléctrico y será administrado por el coordinador eléctrico nacional.
El financiamiento será por medio de un cargo adicional, que será diferenciado por tramos de consumo, para que quienes más usan el sistema eléctrico sean quienes más contribuyan.
Así, los usuarios que tengan un consumo mensual menor o igual a 250 kWh quedarán exentos del cargo. Mientras que, aquellos que registren un consumo mensual mayor a 250 y menor o igual a 500 kWh, deberán pagar $0,82 por kWh.
Por otro lado, los usuarios que tengan un consumo mensual mayor a 500 y menor o igual a 1.000 kWh se les cobrará $1,8 por kWh. Y quienes superen los 1.000 pagarán $2,5 por kWh.
mayo 16, 2022 | Industria
Por unanimidad, la Sala respaldó una solicitud transversal al Ejecutivo para que se disponga la exención de los recargos en las tarifas eléctricas por “horario punta” y “límite de invierno”, a los Comités de Agua Potable Rural (APR) y Servicios Sanitarios Rurales (RRS) entre abril y septiembre de este año.
Los legisladores explican que “los usuarios de los APR están siendo notificados por las empresas de distribución y suministro eléctricos que, se considerarán como horas de punta, el período del día comprendido entre las 18:00 y las 22:00 horas durante los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre. Con esta medida se regresa a la habitualidad del horario de punta, dejando sin efecto las modificaciones que se activaron durante los años 2020 y 2021 a causa de la pandemia”.
Asimismo, aseguran que “esta medida implica un alza considerable en el coste de operación de los Comités de APR y SSR que operan en nuestro país, afectando directamente en su patrimonio, administración y situación financiera, pero también el presupuesto de los usuarios finales, pues finalmente estas alzas y costos fijos establecidos por las organizaciones son finalmente traspasados a los usarios finales”.
mayo 26, 2022 | Industria
Los sistemas eléctricos en el mundo están cambiando. Las aún llamadas energías “alternativas” se han convertido en la fuente de electricidad más instalada en el mundo, por encima de las fuentes térmicas, y sobrepasando el ritmo de instalación de las hidroeléctricas, entre las energías renovables explica Arturo Alarcón, especialista senior de la división de energía del BID quienes destacan el potencial de centrales hidroeléctricas reversibles en la región.
Los niveles de instalación de energía solar están desafiando hasta las proyecciones más optimistas, y cada nueva licitación trae precios que compiten, sin subsidios, con los precios de las fuentes tradicionales. Estamos viviendo una revolución energética, agrega.
En América Latina y el Caribe, el 61% de la energía vino de fuentes renovables en el 2020, y, a través de la Iniciativa Relac, la región ha planteado la meta conjunta de llegar al 70% de energías renovables al 2030. Para ello, la región requerirá acelerar el ritmo de inversiones, particularmente en energía solar y eólica, que al 2020 representaron solo 9% de la generación regional. Además, estas inversiones deberán complementarse necesariamente con la modernización y rehabilitación del parque hidroeléctrico existente, que garantiza una base de generación renovable de 50%, así como con la ampliación y fortalecimiento de las redes de transmisión.
Asimismo, explica que la instalación masiva de generación eólica y solar «requiere incrementar la flexibilidad de los sistemas eléctricos, a fin de manejar la variabilidad natural de estas fuentes y garantizar seguridad y confiabilidad en el suministro. Esta flexibilidad puede obtenerse a través de generación firme de respaldo (fósil, y/o hidroeléctrica), manejo de la demanda, interconexiones regionales, o sistemas de almacenamiento. Las proyecciones muestran que el almacenamiento de energía eléctrica, tanto a pequeña escala como a gran escala, deberá ser parte de los sistemas eléctricos de la región en el corto a mediano plazo».
Hidroelectricidad
Según explica Alarcón, «las centrales hidroeléctricas reversibles son la forma de almacenamiento de electricidad más difundida en la actualidad. Ellas permiten el almacenamiento de energía bombeando agua desde un reservorio inferior a un reservorio superior en horas de baja demanda (o de exceso de generación), para ser posteriormente utilizada para generar electricidad en horas de alta demanda de electricidad (o baja generación)».
«Esta tecnología fue desarrollada el siglo pasado, y su uso comercial empezó en los 1920s. Es madura, altamente confiable y provee una alternativa de bajo costo y alta eficiencia para almacenar energía. En la actualidad representa más del 94% de la capacidad de almacenamiento global de energía eléctrica, y dada la necesidad de incorporar flexibilidad en los sistemas eléctricos, existe un creciente interés en su uso. En ALC el almacenamiento por bombeo ha sido aplicada hace más de 80 años; no obstante, a pesar de que la región tiene un gran potencial, su despliegue y desarrollo son extremadamente bajos en comparación de Europa, Asia y Norteamérica. En el mundo hay cerca de 160 GW de almacenamiento por bombeo, y en ALC no pasamos de 1 GW», explica.
Agrega que nuestra región no tuvo la necesidad de implementar las centrales hidroeléctricas reversibles por diversas razones. Primero, la región cuenta con un amplio potencial hidroeléctrico no explotado, que en décadas pasadas permitió la construcción de centrales hidroeléctricas con grandes embalses. Estos embalses servían de “almacenamiento” de energía en los sistemas eléctricos. Segundo, faltan marcos regulatorios adecuados que tengan una diferencia suficiente de precios entre periodos de alta y baja demanda, para hacer interesante financieramente el almacenamiento de energía. Tercero, nuestros sistemas eléctricos usaban principalmente hidroeléctricas y generación termoeléctrica que podían ser despachadas y contraladas desde un despacho centralizado, lo que hacían innecesario el almacenamiento.
Finalmente, -concluye- esto está cambiando: «La construcción de centrales hidroeléctricas con grandes embalses es cada vez más compleja por sus potenciales impactos ambientales y sociales. Al mismo tiempo, el ingreso de fuentes variables de energía, particularmente solar y eólica, han generado la necesidad de modernizar los marcos regulatorios. Hoy, una alta granularidad temporal de los precios de energía y las tarifas es una necesidad para dar señales adecuadas a los usuarios y generadores. Muchos de los mercados eléctricos de ALC ya han implementado o están en proceso de implementar tarifas horarias o intra-horarias que brindan al almacenamiento de energía una oportunidad de ingresar a los mercados. Los avances en la digitalización brindan también una oportunidad para utilizar el almacenamiento de energía como un elemento esencial en los sistemas eléctricos futuros para proveer flexibilidad, capacidad y otros servicios auxiliares».
septiembre 9, 2021 | Industria
La Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel) seguirá participando en el proceso de fijación tarifaria para el cuadrienio noviembre 2020-noviembre 2024, que se realiza en base a costos e inversiones eficientes de 12 empresas modelo, donde se incluyen cinco de sus cooperativas asociadas.
«Con ello se recogen las reales condiciones en que las Cooperativas prestamos nuestro servicio eléctrico, donde requeriremos de todo el conocimiento de nuestras Cooperativas y por sobretodo del trabajo conjunto con Fenacopel, lo cual nos permitirá enfrentar de mejor manera las restantes etapas del proceso tarifario en pro de obtener tarifas eficientes y acordes al servicio recibido por nuestros clientes», señaló Eric Ebner, presidente de Fenacopel, durante la 58° Junta General de Socios del sector.
El representante gremila también destacó la labor realizada por las cooperativas eléctricas en el actual contexto de pandemia, «adoptando nuevas formas de trabajo (Teletrabajo), ampliando canales de información, adecuando oficinas para el cumplimiento de las exigencias sanitarias, rediseñando procedimientos de operación que permitiesen una adecuada atención en terreno, y tomando medidas para apoyar las labores de sus trabajadores y evitar al máximo la posibilidad de contagio de ellos y los clientes».
Portabilidad
Fenacopel además analizó la tramitación del Proyecto de Portabilidad Eléctrica, el cual incorpora la figura del comercializador, modifica el procedimiento de las licitaciones de suministro eléctrico y crea el gestor de información, y que actualmente se encuentra detenido en su tramitación en el Congreso.
De acuerdo con la lectura de la Federación, «las reformas incorporadas requieren de un mayor análisis, de dimensionar sus reales beneficios y de acordar plazos razonables para su implementación, de manera tal de asegurar que los cambios introducidos a la normativa vigente se traducirán en mejoras sustanciales y permanentes para los clientes».
