enero 26, 2022 | Industria
Un considerable aumento, de 87%, en el vertimiento de Energías Renovables Variables, provenientes de centrales solares fotovoltaicas y eólicas, registró el Coordinador Eléctrico Nacional durante 2021 en el sistema local, llegando a un total de 459 GWh, en comparación a los 245 GWh detectados en 2020.
Este hecho es constatado por el organismo en el Informe sobre la Propuesta de Expansión de la Transmisión 2022, donde también se aborda este tema.
«La reducción de aportes en 2021 puede ser representada como equivalente a una central de 130 MW (considerando un factor de planta de 40%), es decir 1,9% de la potencia de la zona», indica el documento.
Ante esta situación, el informe del Coordinador destaca el papel que tendrá el proyecto para construir una línea de transmisión en corriente continua, que conecte a las regiones de Antofagasta con la Metropolitana: «Fundamentado en el plan de expansión de la transmisión del SEN, se tiene previsto que con la entrada en operación de la línea HVDC Kimal–Lo Aguirre hacia 2029, se solucionen las congestiones en la zona centro norte».
enero 21, 2022 | Industria
Una alza de precios de 9%, respecto a 2020, se registró en el Sistema Eléctrico Nacional, entre el 10 y 16 de enero, con un costo marginal que llegó a un promedio de US$79 por MWh en Polpaico, versus los US$48/MWh en el mismo periodo del año pasado, según indica el reporte semanal de la consultora Antuko.
De todos modos, también se anotó una caída de 15% esta semana comparada con los primeros días de este año. «Los precios fueron más bajos en todo el sistema excepto en Puerto Montt. Polpaico tuvo precios cero durante 44 horas», señala el documento.
«La demanda total fue un 1,1% inferior a la de la semana pasada. La generación solar y eólica tuvo reducciones relevantes de 2,3 pp y 2,1 pp, respectivamente. Estas disminuciones fueron compensadas por aumentos en la generación a gas y carbón, que aumentaron su participación en el mix en 2,5 pp cada una, gracias al retorno de Bocamina 2 y Nehuenco 2. En cuanto a las tecnologías hidroeléctricas, pasada disminuyó 1 pp mientras que presa se mantuvo estable», indica el reporte.
Según el análisis, la alta generación solar en el norte grande «provocó congestiones en María Elena–Kimal todos los días, mientras que en la red de 500 kV Polpaico–Lo Aguirre estuvo limitada de martes a viernes, y Nueva Pan de Azúcar – Polpaico tuvo el 100% de carga el martes, cuando el diferencial entre Pan de Azúcar y Charrúa alcanzó los 115 USD/MWh».
También se menciona que elviernes 14 se produjo una avería en las líneas Laberinto-Andes y Andes-Nueva Zaldívar de 220 kV, «que provocó la paralización de varias plantas fotovoltaicas pasadas las 12 del mediodía. El sábado fue el día con más cortes: Angamos 1, Andina, IEM, Guacolda 1 y Alfalfal 1, que no incidieron de manera relevante en los precios por la menor demanda».
Solar y eólica
El reporte de Antuko señala que la generación solar fue un 13% menor esta semana (-40 GWh). Todas las zonas redujeron su producción excepto Charrúa, la mayor caída se produjo en Crucero (-17 GWh), afectada por la falla en la red de transporte. CSP Cerro Dominador no estuvo disponible debido a problemas con el sistema de control de sal.
La eólica se redujo en 35 GWh (-18%), totalizando 156 GWh. Las reducciones más relevantes se dieron en Charrúa (-20 GWh, -33%) y Pan de Azúcar (-7 GWh, -8%). El factor de planta diario en Pan de Azúcar pasó de 6% el lunes a 53% el viernes, lo que ayudó a que los precios se mantuvieran estables en la tarde y noche a partir del miércoles.
enero 21, 2022 | Industria
El futuro de las tarifas eléctricas a clientes finales, especialmente con la Ley PEC, además de la forma en que se seguirá gestionando la operación del Sistema Eléctrico Nacional en el actual contexto de estrechez energética, la reforma a la distribución y los cambios al mercado del gas, son los principales temas que deberá ver el futuro ministro de Energía, Claudio Huepe, a partir del 11 de marzo, cuando asuma como parte del Gabinete del Presidente electo, Gabriel Boric.
En el primer tema, los actores del sector, como las consultoras Systep Ingeniería y Valgesta Nueva Energía, han llamado la atención en torno a la definición del futuro que tendrá Precio de Estabilización al Cliente (Ley PEC), pues este año su saldo llegará al tope de US$1.350 millones, los cuales se le aduedan a las empresas generadoras.
También se deberá abordar qué pasará con Ley 21.340 que prohíbe el corte de servicios básicos a causa de las condiciones que impone la pandemia, la cual fue prorrogada nuevamente, pero que ya acumula cerca de $300.000 millones que se adeudan a las distribuidoras.
En la distribución también quedó pendiente su reforma, considerando que el proyecto de ley de portabilidad aún está detenido en el Congreso, mientras que los proyectos sobre calidad de servicio y de recursos distribuidos aún deben ser ingresados por el Ministerio de Energía, para modernizar a este segmento.
Otro tema de preocupación para la industria eléctrica es la situación de estrechez energética que podría afectar la operación del Sistema Eléctrico Nacional, ante factores como la sequía, la disponibilidad de combustibles para la generación térmica, así como la salida acelerada de centrales a carbón, lo que podría incidir en la seguridad y calidad del suministro eléctrico.
Otros temas
Recientemente en el sector energético se incorporó la discusión en torno al mercado del gas, a partir del informe de la Fiscalía Nacional Económica de realizar cambios normativos en este sector para aumentar la competencia, lo cual fue recogido por el Ministerio de Energía, que envió un proyecto de ley, proponiendo cambios en esta línea.
Además, se encuentra en tramitación el proyecto que permite que los municipios puedan distribuir y comercializar gas licuado, como una forma de aumentar bajar el precio de este combustible a los clientes finales.
En el Congreso también se tramita el proyecto que promueve el almacenamiento de energía y la electromovilidad, lo cual es considerado por los actores de la industria como un paso importante para contar con los incentivos necesarios para la inversión en tecnologías que entreguen un mayor respaldo en la generación eléctrica, especialmente de fuentes variables, como la solar fotovoltaica y la eólica. Es así como, bajo la gestión de Huepe, se deberá ver el aterrizaje de esta iniciativa, cuando se convierta en Ley, con el diseño de sus respectivos reglamentos.
En materia reglamentaria, actualmente el sector está viendo los cambios al reconocimiento de la potencia, lo que forma parte del trabajo público-privado para avanzar en la flexibilidad del sistema eléctrico, a lo que se suman otras normas técnicas como los cambios al sector de PMGD y la ciberseguridad en la industria eléctrica.
Finalmente, están los proyectos de ley de descarbonización acelerada, que busca retirar el parque a carbón a 2030, lo que se suma al actual desarrollo que están mostrandos las estrategias nacionales de Hidrógeno Verde y de Electromovilidad, que implican cambios regulatorios y administrativos.
A nivel administrativo también está el futuro de la mesa de trabajo para agilizar los proyectos de transmisión, considerando la gran cantidad de obras en carpeta, en el marco de los planes de expansión, así como el proceso de la línea HVDC Kimal-Lo Aguirre, que espera estar en operaciones para 2028.
enero 20, 2022 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el Informe Técnico Preliminar del Plan de Expansión que consiste en presentar el Plan de Expansión Anual de la Transmisión del Sistema Eléctrico (SEN) del año 2021.
Dicho informe contiene un listado de obras de expansión del Sistema de Transmisión Nacional y zonal, lo que incluye obras nuevas y de ampliación. Que en total suman 38 obras de expansión lo que se traduce en una inversión estimada de US $537 millones.
Daniela González, directora de Domo Legal y Andrés Guzmán, socio de Domo Legal y exsubgerente de planificación del anterior CDEC SING y del Coordinador Eléctrico Nacional, conversaron con ELECTRICIDAD acerca de las novedades y consideraciones, además de un análisis técnico del documento de la CNE, donde por primera vez se incluye sistemas de almacenamiento bajo el reglamento de transmisión.
¿Qué le pareció las novedades en el Informe Técnico Preliminar del Plan de Expansión 2021 ?
Nos parece que es muy interesante la iniciativa de la CNE de promover el desarrollo de la obra “Nuevo Sistema de Control de Flujo mediante almacenamiento Parinas–Seccionadora Lo Aguirre”, porque además de permitir dar un mejor uso al sistema de transmisión mediante la implementación de un automatismo con control de almacenamiento, complementa la operación del futuro sistema de transmisión en corriente continua Kimal-Lo Aguirre y aporta al control de tensión en el sistema eléctrico, que es uno de los temas sensibles en la operación frente al retiro de las centrales a carbón, escenario que se prevé en principio para el año 2030 de acuerdo a la Política Energética y los compromisos asumidos por Chile en la COP 26.
A su vez, nos parece interesante la decisión de la CNE de promover el desarrollo de subestaciones por Acceso Abierto, definiendo por ende zonas o puntos del sistema eléctrico importantes en inyección de energía al sistema eléctrico, orientando de esta forma el desarrollo de proyectos de generación y en el futuro, suponemos, el desarrollo de nuevos corredores o ampliaciones de corredores existentes del sistema de transmisión, tal es el caso de las subestaciones Nueva Pozo Almonte, Llullaillaco, Loica, Nueva Cauquenes, Celulosa Pacífico y Las Delicias.
¿Qué cosas desatacaría del informe?
Lo primero a destacar es que el Plan de Expansión Preliminar 2021” incluye obras por un monto de inversión que alcanza los 537 millones de dólares, lo que representa un 8,6 más de inversión que el del año 2020. De ese monto de inversión, un 57% corresponde a obras e transmisión nacionales y el restante 43% a obras de transmisión zonales.
En segundo término, debemos destacar la incorporación de sistemas de almacenamiento. Creemos que es una propuesta innovadora y muy adecuada al proceso de transición que se vive hoy en día, en el cual el uso eficiente de los activos de transmisión es fundamental, dado los plazos de desarrollo de la nueva infraestructura que se observan en la actualidad.
Destacamos la promoción de ampliaciones y nuevas obras en el Sistema Nacional, necesarias para el desarrollo de nuevos proyectos de generación y evacuación de la producción de proyectos que se encuentran en avanzadas etapas de desarrollo. Y en el ámbito de la transmisión zonal, destacamos los grupos de obras propuestas para reforzar el abastecimiento de zonas urbanas, como es el caso, por ejemplo, de las subestaciones El Pimiento, Monte Blanco y El Lazo, para la zona de Talagante, Peñaflor y Malloco, y el caso de las subestaciones Puquillay y Los Viñedos, para la zona de San Fernando y Santa Cruz.
Entre las cosas que preocupan, podemos enfatizar que los Planes de expansión se siguen realizando sin considerar adecuadamente, a nuestro juicio, los procesos de acceso abierto y por ende, si considerar los proyectos que están desarrollándose con niveles importantes de maduración. Esto implica varias cosas. Primero, que la transmisión siga detrás de la generación, y, segundo, que se introduzcan riesgos al desarrollo de proyectos en etapas de acceso abierto que ven truncados sus procesos por los cambios que introducen los planes de expansión a las instalaciones existentes, incluso dedicadas, pues estas cambian de calificación cuando son intervenidas por planes de expansión. Quizás en un inicio se estimó que en la etapa de acceso abierto todavía existía un margen de especulación, sin embargo, luego de 5 años de aplicación del régimen y la dictación del reglamento de la transmisión que considera mayores exigencias para las solicitudes como son las garantías, nos encontramos con un proceso más robusto que, como señalamos, da cuenta de proyectos con bastantes niveles de maduración. Vemos que falta sinergia entre el proceso de planificación y el proceso de acceso abierto y sería razonable reevaluar algunas decisiones regulatorias que se tomaron en su momento.
Además, vemos con preocupación que no se considera la expansión del sistema zonal para conexiones de generación salvo en aquellos casos en que una obra se justifique por razones de suficiencia, resiliencia o seguridad. Observamos una gran cantidad de proyectos de transmisión requeridos para la conexión de proyectos de generación que se excluyen del plan pues la definición del sistema zonal no permitiría este tipo de obras. Eso parece un contrasentido cuando el proceso de transición energética involucra el incentivar la generación local, más cerca de los centros de consumo, lo que involucra no sólo las redes de distribución sino también el sistema zonal, lo que se traduce en el largo plazo en un menor requerimiento de grades obras en el Sistema de Transmisión Nacional.
¿Cree que los planes de expansión se verán afectados por el dictamen del Panel de Expertos por la valorización de la transmisión?
Difícil pregunta. No vemos en lo inmediato que el interés por participar en los procesos de licitación se vea afectado por los resultados del proceso de valorización considerando que la remuneración del transmisor por una obra de expansión está dada por el valor ofertado, por 4 períodos tarifarios y que existe una competencia por el mercado de transmisión con nuevos actores que potencialmente pueden ir incorporándose al mercado.
Lo que es difícil predecir es cómo las decisiones de la autoridad en materia tarifaria serán internalizadas como riesgos por los actores que participan en este mercado y que se podrían ver reflejados en los precios.
¿Qué otras consideraciones tiene el informe técnico en cuanto a almacenamiento?
Como se señaló antes, el Plan de Expansión correspondiente al año 2021 incorpora por la obra “Nuevo Sistema de Control de Flujo mediante Almacenamiento Parinas – Seccionadora Lo Aguirre” que consiste en la instalación de un sistema de control con almacenamientos tipo BESS ubicados en las subestaciones Parinas y Seccionadora Lo Aguirre. Como señala el informe se considera por la Comisión que este proyecto constituye un complemento al futuro sistema HVDC Kimal–Lo Aguirre, tanto porque permite el desarrollo del potencial de generación renovable de la zona del norte de nuestro país como porque permitiría acotar los efectos de un eventual retraso en el desarrollo de la línea HDVC.
Como sabemos, en los planes de expansión 2018, 2019 y 2020 se discutió la incorporación de estas instalaciones, lo que finalmente no prosperó principalmente por la falta de una metodología adecuada para determinar el aporte de potencia de los almacenamiento para su evaluación económica.
Creemos que era fundamental no seguir esperando para la incorporación de los Sistemas de Almacenamiento en transmisión.
Esta es la primera vez en que se contemplan sistemas de almacenamiento bajo la vigencia del reglamento de la transmisión que hizo definiciones distintas a las contenidas en las resoluciones exentas que regulaban el proceso de planificación de la transmisión.
Asimismo, destacamos que las baterías forman parte constituyente del sistema eléctrico del futuro visto por la Comisión, lo que se refleja en la presencia de esta tecnología en los 5 escenarios de Generación para la Planificación de la Transmisión utilizados por la Autoridad, en montos que van desde los 83 MW en el escenario más conservador en este sentido, hasta los 2.700 MW.
Sin embargo, este es sólo el informe preliminar así es que la decisión de la Comisión podría cambiar o revisarse esto en el Panel de Expertos. Además distintas empresas también propusieron otros sistemas de almacenamiento que no fueron incorporados al Plan por lo que es de esperarse que ello sea objeto de alguna controversia. En definitiva, podrían pasar todavía muchas cosas respecto de los almacenamientos en este plan de expansión pero esperamos que este sea el año en que se produzca el necesario quiebre para la incorporación más sistemática de este tipo de tecnología en los Planes de Expansión.
diciembre 30, 2021 | Industria
Ocho son los principales hitos de 2021 que identificó Systep Ingeniería en el sector eléctrico, dados a conocer en su último reporte mensual, los cuales también plantean desafíos a considerar durante el próximo año, tanto en generación como en transmisión y distribución.
Según el documento de la consultora, el primer hito de este año ha sido el récord de precios bajos en la licitación de suministro a clientes regulados 2021/01: «El bajo nivel de precio alcanzado muestra un verdadero hito desde que se instauró el esquema de licitaciones en 2005. Nuevamente, la mayoría de las ofertas adjudicadas están respaldadas por nuevos proyectos fotovoltaicos y eólicos. Este desarrollo renovable es necesario complementarlo con capacidad adicional que otorgue flexibilidad al sistema y energía gestionable, desafío que no es exclusivo de los clientes regulados, sino que de todos los participantes del mercado eléctrico».
También se menciona al inminente agotamiento del fondo de estabilización PEC: «Según las cifras publicadas por la CNE, el límite debiese alcanzarse a mediados de 2022, lo cual llevaría a un alza en los precios de la energía para el segundo semestre del próximo año. En cuanto a los pasos a seguir, la autoridad deberá definir si propone un nuevo mecanismo de estabilización, el cual tendrá el difícil desafío de mantener la cadena de pagos, recuperar los saldos acumulados y, al mismo tiempo, proteger tanto a los clientes vulnerables como a los nuevos proyectos de generación».
Otro acontecimiento sectorial son los atrasos en procesos tarifarios de distribución y transmisión: «Se espera que los respectivos Decretos entren en vigencia durante 2022, lo que impactará en las tarifas eléctricas. Ambos estudios presentan modificaciones relevantes con respecto a los procesos anteriores. Por un lado, el actual proceso de valorización de transmisión es el primer estudio bajo la nueva Ley de Transmisión y cuenta con una tasa de 7% después de impuestos. Además, los resultados hasta la fecha muestran una baja en la valorización de dichos activos. Con respecto al proceso VAD, este es el primer proceso que incorpora los cambios introducidos por la Ley Corta de Distribución tales como la nueva tasa de interés (6% después de impuestos), la eliminación del estudio realizado por las empresas y la definición de una mayor cantidad de áreas típicas».
Además, se encuentra la estrechez de generación en el Sistema Eléctrico Nacional: «Por otro lado, el estudio mensual de seguridad de abastecimiento publicado por el CEN estima que bajo condiciones de baja disponibilidad hidráulica (hidrología 1968-1969), en los meses de junio y julio de 2022 la tasa de consumo diésel podría superar en tres veces a la capacidad máxima de reposición de dicho combustible, lo cual comprometería la seguridad de abastecimiento del SEN. Por tanto, el CEN tendrá que impulsar medidas para asegurar la operación adecuada del sistema eléctrico».
La posible extensión de Ley de Servicios Básicos es otro hito señalado por Systep: «Al estar próximo a cumplirse los plazos de vigencia de la ley de servicios básicos, el pasado 22 de diciembre fue aprobado por la Cámara de Diputados un proyecto de ley que extiende su vigencia por otro año más, sin embargo, tras indicaciones ingresadas por parlamentarios este deberá volver a la Comisión de Economía. Por otro lado, el gobierno propone un proyecto de ley que promueve terminar con la deuda por medio de un sistema tripartito, donde participarían los deudores, las empresas y el propio Ejecutivo. La realidad es que la deuda deberá ser pagada eventualmente, por tanto, es importante que se promuevan medidas en el corto y mediano plazo para que los consumidores morosos puedan saldar adecuadamente sus cuentas».
El sexto hecho relevante para el sector son los avances en Hidrógeno Verde: «Fruto de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, a la fecha la Región de Magallanes ya cuenta con 4 proyectos de hidrógeno verde, donde entre los principales se encuentran “Haru Oni” de HIF, “NH Energy” de Austria Energy y “H2 Magallanes” de Total Eren; el primero ya comenzó sus obras en septiembre de este año, contempla una inversión de US$51 millones de dólares y planea producir 350 toneladas de metanol y 130.000 litros de eCombustible hacia fines de 2022; en cambio, el resto de los proyectos aún se encuentra en etapas preliminares de desarrollo».
A juicio de la consultora también está la exitosa licitación de línea HVDC Kimal – Lo Aguirre: «El proceso de licitación de los derechos de ejecución y explotación de la línea de transmisión en HVDC Kimal – Lo Aguirre culminó de forma exitosa con la adjudicación al “Consorcio Yallique”, conformado por las empresas ISA Inversiones Chile SpA, Transelec Holdings Rentas Limitadas y China Southern Power Grid International (HK) Co. Limited. La propuesta presentada contempla un Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT) de US$116,3 millones, valor inferior al valor máximo de ofertas (US$177 millones)».
Finalmente, se encuentra la aceleración plan actual de descarbonización: Respecto a esta materia, se discuten en el Congreso dos proyectos de ley, uno que prohíbe las centrales de carbón para fines de 2025 y otro que prohíbe desde 2030 la inyección de energía eléctrica proveniente de combustibles fósiles al Sistema Eléctrico Nacional. Diversos estudios señalan que, en el contexto actual, al año 2025 el sistema eléctrico no estará preparado para cerrar la totalidad de las centrales a carbón, y menos para prescindir en 2030 de la generación en base a combustibles fósiles. Por tanto, los legisladores deberán situar la descarbonización en un horizonte de tiempo que permita la operación segura del sistema eléctrico».
