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CEN detalla calendario de visitas a terreno para obras de ampliación de decretos exentos Nº 200-2022 y N° 185/2021

CEN detalla calendario de visitas a terreno para obras de ampliación de decretos exentos Nº 200-2022 y N° 185/2021

En el marco de la licitación de las obras de ampliación del decreto exento N° 200-2022 y relicitación del decreto exento N° 185-2021 del ministerio de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) invita a los interesados a conocer las distintas instalaciones involucradas en los proyectos del proceso.

Las personas y/o empresas interesadas deben adquirir previamente las bases de licitación y estar inscritos en el registro de participantes con al menos dos días hábiles previos a la visita respectiva, indicaron desde el organismo.

“Podrán asistir hasta dos profesionales por cada empresa. Deberán presentarse a través de sus propios medios y a su costo en el lugar definido por el Coordinador, el cual no proporcionará movilización o elementos de seguridad alguno, debiendo cada participante contar con los implementos necesarios de protección personal según lo requerido por cada propietario de la instalación a visitar”, sostuvieron en el CEN.

Dependiendo de la instalación, las visitas están programas entre el 13 de febrero y el 3 de marzo. A continuación, se presenta la tabla con la programación de las visitas y requerimientos exigidos por las compañías propietarias (ver calendario visitas a obras).

Para concretar una visita, deberán inscribirse en el Portal de Licitaciones del Coordinador y seguir las siguientes instrucciones:

  1. Entrar al portal de licitaciones con usuario y contraseña.
  2. Ingresar al proceso de licitación del respectivo proceso.
  3. En la pestaña “Agenda” dispuesto en el panel superior del proceso de licitación, se desplegarán las visitas a terreno programadas.
  4. Para realizar la correcta inscripción, se debe “Aceptar” la visita a la cual se desea inscribir
  5. Ingresar a “Ver contactos”
  6. Inscribir a cada uno los asistentes en los campos solicitados.
  7. Pinchar “Agregar nuevo contacto” para finalizar la inscripción.

 

 

Experto en gestión de activos: “Principales riesgos por incendios son el colapso de torres y líneas de alta tensión”

Experto en gestión de activos: “Principales riesgos por incendios son el colapso de torres y líneas de alta tensión”

Una vez declarados los incendios forestales que golpean severamente a las regiones de Biobío y Ñuble, la prioridad se ha centrado en salvar a las personas y, en la medida de lo posible, sus casas y pertenencias.

No obstante, paralelamente, la atención ha estado centrada en mantener la operación normal de las instalaciones eléctricas de la zona, a fin de asegurar la continuidad de suministro eléctrico para la ciudadanía.

En ese sentido, el intenso calor que azota el territorio afectado por los incendios ha pasado la cuenta a la infraestructura eléctrica, causando afectaciones en algunas líneas de transmisión, tales como Línea de 154 kV Charrúa-Concepción; Línea de 220 kV Charrúa-Hualpén, y Línea de 154 kV Pueblo Seco-Chillán, según indicó el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).

De hecho, este problema condujo al CEN, en coordinación con las empresas eléctricas que operan en la zona, a aplicar el viernes una restricción temporal en el suministro eléctrico de Chillán, capital de Ñuble.

Según Rodrigo Cordovero, consulting manager de Micor Consulting, empresa de consultoría especializada en gestión de activos y energías renovables, los principales riesgos que afectan a las instalaciones eléctricas por exposición a los efectos de los incendios son el colapso de estructuras de torres y líneas de alta tensión en infraestructura de transmisión. Agrega que en el caso de subestaciones y centrales de generación la exposición es menor, debido a que cuentan con líneas cortafuego, “que corresponden a una faja de terreno de varios metros de ancho, donde se ha cortado y extraído toda la vegetación existente”.

De igual modo, el experto explica que el mayor riesgo de los tendidos de transmisión eléctrica radica en que pasan por zonas muy vegetadas y dependen de la acción de bomberos y Conaf para el combate de los incendios”.

Consultado acerca qué acciones preventivas pueden adoptarse con el fin de evitar o mitigar la afectación de la infraestructura eléctrica frente a eventos como los incendios forestales, Rodrigo Cordovero comenta: La única medida preventiva es de tipo protección pasiva a través de líneas cortafuegos y preparación de las brigadas de combate de incendios, ya que las acciones preventivas dependen del comportamiento humano, que históricamente ha sido el causante de estos incendios forestales”.

La verdad del GNL Inflexible

La verdad del GNL Inflexible

El Coordinador Eléctrico Nacional publicó recientemente una actualización referida al gas potencialmente inflexible que puede despacharse en el sistema eléctrico, conforme al procedimiento establecido en la última norma técnica de la Comisión Nacional de Energía para la programación y coordinación de la operación de las unidades que utilicen gas natural regasificado, publicada en 2021 y que regula el uso del gas natural licuado (GNL), que llega por buques a los terminales Mejillones y Quintero.

En ese sentido, se debe recordar que el GNL inflexible permite a un generador que utiliza este combustible inyectarlo con prioridad en el sistema, de manera de asegurar su despacho. Lo anterior, motivado por las supuestas rigideces contractuales y de capacidad en los terminales. Este despacho forzado, sin embargo, desplaza energía renovable, incrementa las emisiones, genera vertimientos y altera los costos marginales del sistema, lo que ha provocado una larga discusión sobre sus efectos distorsionadores y anticompetitivos en el mercado, situación que hoy revisa la Corte Suprema.

En 2022, que fue en particular seco, prácticamente no se registró ninguna operación de GNL inflexible, lo que resulta natural y razonable, dado que al existir escasez de oferta en el sistema cualquier aporte energético pudo ser despachado e, incluso, se requirió el despacho de unidades diésel. Por otra parte, la guerra en Ucrania generó una fuerte demanda internacional por el gas natural y su consecuente escalada de precios, lo que motivó a que Enel vendiera su gas destinado a Chile en búsqueda de mejores condiciones comerciales, lo que fue declarado en un hecho esencial en noviembre de 2022 con un beneficio estimado de US$500 millones para esa compañía. Asimismo, Engie declaró que tenía problemas con su proveedor de gas (su relacionada Total Energies) para materializar el suministro de cuatro buques que llegarían en 2023 al puerto de Mejillones.

Los números recientemente publicados por el Coordinador muestran que casi todo el gas natural licuado de base que se importa en Chile, representado por el ADP (Annual Delivery Program) que declaran los generadores que utilizan este hidrocarburo, gracias a la norma técnica puede ser declarado como potencialmente inflexible, dado que el procedimiento para fijar este volumen considera como supuesto de entrada el volumen de gas que se consume en los cinco años más secos de la estadística.

Resultados Reasignación de Volúmenes del GNL Potencialmente Inflexible, aplicando la metodología indicada en la Norma Técnica, carta CEN DE00188-23, 12 de enero de 2023

Tabla

 

Comparación de volúmenes diarios ADP con Volúmenes Potencialmente Inflexibles

Presentación1 Apemec edit

Los hechos acaecidos este último año demuestran que, a pesar del enorme seguro que la Comisión Nacional de Energía dio a los generadores GNL para la quema del gas, los incentivos de mercado resultaron aún más fuertes y, finalmente, el GNL no pudo ser asegurado, demostrando que la inflexibilidad nunca ha existido más allá de los intereses económicos de los propios generadores.

 

Carlos Finat: “Se requerirá del gas natural por lo menos durante los próximos 15 años”

Carlos Finat: “Se requerirá del gas natural por lo menos durante los próximos 15 años”

En una nueva edición del programa Hágase la Luz, que se transmite a través del medio digital TXS Plus, el ex director ejecutivo de Acera A.G. y hoy consultor Carlos Finat, se refirió a diversos temas de la contingencia del sector eléctrico y a las decisiones que a su juicio deberían adoptarse para impulsar el proceso de transición energética.

Durante la conversación, que sostuvo con los conductores del espacio, Danilo Zurita y Sebastián Campos, el experto hizo un repaso por el proceso de inversión en energías renovables variables impulsado en Chile durante la última década, que, según indicó, se explica por “la baja de costos tecnológicos, preocupación ambiental, diseño regulatorio acertado y simple, y lo atractivo que ha resultado el país para las inversiones extranjeras”.

Sin embargo, levantó una alarma indicando que ve “con preocupación que se cuestione el atractivo de Chile para invertir, debido a las últimas políticas y reformas legales que se han impulsado”, agregando que “aún es tiempo de corregir, pero se están perdiendo oportunidades”.

Asimismo, Carlos Finat abogó por un cambio en el diseño del mercado mayorista, apelando a evaluar las distintas alternativas que existen y a no pensar que la única opción corresponde a un mercado de ofertas.

Con relación al Coordinador Eléctrico, indicó que la regulación de su diseño fue incompleta, ya que se tomó el modelo ISO de Norteamérica, pero se aplicó de forma parcial, lo que desde su punto de vista redunda en que hoy la entidad “goce de cierta impunidad”. En ese sentido, precisó que el Coordinador “se queda corto en la rendición de cuentas y la autoridad actúa con obsecuencia hacia el organismo”.

Capacidad de regasificación

Por otro lado, el consultor especialista en transición energética y cambio climático se refirió al estudio de la ONG Chile Sustentable que propone retirar la generación a gas natural al 2035 o 2040. El experto indicó que el retiro de los combustibles fósiles requiere estrategia y regulación, y que este proceso no va a ocurrir por sí solo. Al respecto, Finat señaló que “la industria del gas natural está haciendo tiempo a la espera de que llegue la solución del secuestro de carbono, tecnología que está muy lejos de llegar.

Sin perjuicio de lo anterior, indicó que para acompañar el retiro total del carbón “se requerirá del gas natural por lo menos durante los próximos 15 años, pero no significa que se deban hacer inversiones en nueva capacidad de generación”, y que incluso, si es necesario, “se debería invertir en mayor capacidad de regasificación y almacenamiento, temporal y de carácter flotante”.

En cuanto al desarrollo futuro de las renovables y la oposición de las comunidades, indicó que existe “cobardía” de parte de las autoridades en comunicar los efectos y consecuencias del cambio climático.

Además, se refirió a la reforma de la regulación de potencia que se inició el año 2019, sosteniendo que “fue un error el haber impulsado desde Acera el cambio hacia un nuevo modelo sin tener cifras ni análisis suficientes”. Por eso, recomendó no avanzar con el cambio en curso, dejar las cosas como están y efectuar reforma de potencia en conjunto con el rediseño de mercado de energía.

Para escuchar este episodio de Hágase la Luz, puedes encontrarlo en Youtube, Spotify o Soundcloud.

Finaliza mesa de potencia y gobierno anuncia reingreso del reglamento a Contraloría

Este martes se realizó la sesión del cierre de la mesa de diálogo público-privado “Supuestos de aplicación temporal de la nueva reglamentación de transferencias de potencia”, convocada por el gobierno

La instancia tuvo como objetivo discutir una nueva reglamentación de transferencias de potencia y así plantear la forma de remunerar la generación de electricidad, además de incorporar en las disposiciones transitorias del reglamento alternativas que permitieran mitigar los impactos en los distintos agentes del sector y entregar así una señal de estabilidad regulatoria.

Durante la actividad, el ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que en las propuestas de cambio primaron los principios de certeza regulatoria y el impulso a los sistemas de almacenamiento.

Otra de las medidas que dejó como resultado la iniciativa es la revisión del Estado Reserva Estratégica (ERE), mecanismo que permite que centrales a carbón sigan recibiendo pagos por parte del Estado al actuar como respaldo del sistema eléctrico.

“Debemos revisar el sistema reconocido en este reglamento en materia de seguridad de suministro asociado al proceso de descarbonización. La actual regulación del Estado de Reserva Estratégico (ERE) tiene claras deficiencias, alejándose de la práctica internacional, lo cual además se refleja en que su implementación práctica solamente ha generado costos para el sistema, conflictividad social, tensiones institucionales y no ha sido capaz de aportar al sistema la seguridad que prometió”, señaló el secretario de Estado.

En ese sentido, el gobierno anunció que durante marzo y abril se desarrollará esta discusión en la industria, finalizando con el reingreso del reglamento a Contraloría con un plazo máximo de junio de este año.

Las modificaciones reglamentarias anunciadas serán sometidas a un proceso de consulta pública que se iniciará el 6 de marzo, con un plazo de 15 días hábiles para realizarse observaciones.

Durante la quinta y última sesión de la mesa de potencia participaron 14 asociaciones gremiales y representantes de la Comisión Nacional de Energía, el Coordinador Eléctrico Nacional y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.