mayo 17, 2022 | Industria
El Ministerio de Energía presentó un proyecto de ley para estabilizar las cuentas de la luz que fue ingresado esta mañana a la Cámara de Diputados con discusión inmediata.
La iniciativa considera un Mecanismo Transitorio de Protección al Cliente (MPC), que tiene como objeto impedir el alza de las cuentas de la luz durante el año 2022 y permitir solo alzas graduales durante la próxima década.
Con el fin de incentivar el ahorro eléctrico en un contexto de estrechez energética y usar los recursos del mecanismo de manera eficiente, la focalización será por tramos de consumo.
Durante el 2022 los montos serán los siguientes:
-Inferior a 250 kWh: precio estabilizado + IPC.
-Entre 250 y 500 kWh: precio estabilizado + IPC + 10%.
-Superior a 500 kWh: precio estabilizado + IPC + 15%.
2023 hasta el término del mecanismo:
-Inferior a 250 kWh: precio estabilizado + IPC + 5%
-Entre 250 y 500 kWh: precio estabilizado + IPC + 15%
-Superior a 500 kWh: Precio de nudo.
“Una familia promedio en Chile consume mensualmente entre 200 y 250 kWh. Por lo tanto, este mecanismo de focalización protege principalmente a clientes regulados residenciales y pequeños comercios. Con esto logramos apoyar a las familias que más lo necesitan”, afirmó el ministro de Energía, Claudio Huepe.
“Gracias a esta iniciativa el aumento de las cuentas informadas por la Comisión Nacional de Energía que alcanzaría alrededor del 40% no afectará los hogares en nuestro país, lo que es una importante noticia en el marco de las medidas consideradas en el Plan Chile Apoya impulsadas por el Gobierno, que complementan el subsidio que se entrega por la Ley de Servicios Básicos, que permite el prorrateo automático del 100% de las deudas eléctricas de pandemia para los consumidores hasta 250 kWh”, agregó el ministro Huepe.
El mecanismo da una señal de estabilidad regulatoria al no intervenir los acuerdos de largo plazo con las empresas generadoras. Éstas percibirán el monto total de acuerdo con lo establecido en sus respectivos contratos lo que evita poner en riesgo decisiones de inversiones futuras necesarias para la descarbonización.
Junto a este mecanismo transitorio, este Proyecto de Ley crea un Fondo de Estabilización y Emergencia Energética que se acumulará hasta alcanzar el límite equivalente en pesos a los US$2.000 millones. Éste funcionará como un seguro para el sistema eléctrico y será administrado por el Coordinador Eléctrico Nacional.
Su financiamiento será a través de un cargo adicional que también será diferenciado por tramos de consumo para que quienes más usan el sistema eléctrico sean quienes más contribuyan.
-Usuarios que registren un consumo mensual menor o igual 250 kWh: exento del cargo.
-Usuarios que registren un consumo mensual mayor a 250 y menor o igual a 500 kWh: 0,82 pesos por kWh.
-Usuarios que registren un consumo mensual mayor a 500-y menor o igual a 1000 kWh: 1,8 pesos por kWh.
-Usuarios que registren un consumo mensual superior a 1000 kWh: 2,5 pesos por kWh.
De la misma manera, durante los periodos en que pueda producirse o proyectarse un déficit de generación en el sistema eléctrico, que den origen a la dictación de decretos de racionamiento, se aplicarán descuentos por ahorros de consumo eléctrico.
mayo 16, 2022
Recientemente, la opinión pública ha podido ser testigo de las advertencias de los diversos actores vinculados al mundo de la generación, transporte, distribución y consumo de la energía eléctrica referida a la situación de estrechez en que se encuentra la industria de la generación en Chile, ello debido principalmente al déficit acumulado de lluvias, ya que nuestra matriz depende en un grado importante de la generación hidroeléctrica.
Las recientes lluvias en la zona centro sur han contribuido a bajar temporalmente la presión, pero cabe preguntarse, más allá de las medidas coyunturales planteadas en las mesas gubernamentales, esencialmente centradas en la gestión del diésel y GNL, ¿qué se puede hacer para incentivar la entrada de más energía renovable de forma de superar la estrechez? La respuesta, tal como nuestro sistema ha respondido en el pasado, pasa por reflejar la estrechez en la operación del sistema.
Lamentablemente, el precio spot de la energía se ha venido distorsionado y deprimiendo por una serie de factores que le impiden reflejar la escasez energética. Resulta paradójico que ante una sequía y un decreto de racionamiento, el precio spot refleje un valor nulo varias horas al día, habiendo un despacho término de casi 4000 MW a esas misma horas. ¿Cuáles son estas distorsiones? Entre otras: a) despachos forzados de centrales térmicas en el sistema que operan fuera de la operación económica y desplazan generación renovable, como por ejemplo, los excesivos mínimos técnicos de las centrales térmicas y el gas en calidad de “inflexible”; b) la programación que realiza el propio Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en donde, a pesar de existir un decreto preventivo de racionamiento desde agosto de 2021, que busca resguardar los recursos energéticos, ha mantenido por mucho tiempo el costo del agua embalsada en valores que no dan cuenta de la escasez del recurso. Esto lo ha logrado manteniendo los costos proyectados de los combustibles deprimidos. Solo a partir de marzo de 2022 corrigió sus proyecciones, habiendo estado sustancialmente deprimidos antes de esta fecha; c) la reserva hídrica: finalmente, con la reciente implementación de la llamada “reserva hídrica”, el CEN optó por mantener un precio deprimido del agua en sus modelos y forzar una reserva por medio de un costo lateral del sistema con despacho diésel, costo que asumen los generadores que efectúan retiros y los clientes finales que terminan recibiendo este sobrecosto en sus contratos.
La vía de deprimir artificialmente el precio spot, que corresponde al precio en que transan los generadores y que no afecta a los precios de energía contratada por los clientes finales, termina repercutiendo en sobrecostos hacia los clientes finales y dando incentivos errados a los generadores y a las nuevas inversiones renovables que requiere la industria, pues le otorga a los generadores que se han sobrecontratado un seguro o blindaje que es financiado por los generadores renovables del sistema vía una depresión del valor de su energía y por los clientes finales vía sobrecostos. Estas acciones solo harán permanente el problema del déficit de energía eléctrica y retrasaran la transición enegética, por lo que es de esperar que la autoridad ponga el foco donde se necesita, es decir, dar las señales adecuadas para que el sistema funcione y entren los proyectos renovables que están a la espera de poder aportar su energía.
mayo 11, 2022 | Industria
Como parte de la renovación del gremio que agrupa a los clientes libres, por primera vez la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) lanzó su memoria anual.
Dentro de los hitos más relevantes de 2021 la memoria resume les gestiones que hizo la asociación ante distintas autoridades nacionales contabilizando más de 40 reuniones. En esta sección destaca la preparación y apoyo que dio el gremio a la presentación de dos discrepancias ante el Panel de Expertos Eléctrico, las que resultaron de manera favorables para los clientes libres. La primera fue el dictamen sobre aplicación de factor de desempeño, el que permitió una disminución de US$27,2 millones por pago de Servicios Complementarios en 2021 y la segunda fue la discrepancia presentada por Acenor en el plan de expansión de la transmisión 2020 la que se acogió en forma unánime.
La Memoria releva también las exposiciones que realizó el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y en el Senado y la participación en el Consejo de la Sociedad Civil tanto de la Comisión Nacional de Energía como de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
Según indica la asociación gremial, en la publicación adicionalmente se pueden encontrar las principales estadísticas del sector eléctrico que tienen relación con los clientes libres, las cuales se basan en cifras oficiales que publica la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional.
Entre estas se encuentra el precio medio de los contratos libres que tuvo el sistema eléctrico el año pasado, los cargos laterales o sistémicos y la demanda eléctrica de los clientes no regulados durante 2021.
mayo 5, 2022 | Industria
Con el objetivo de continuar avanzando en la transición energética del país y seguir aportando al desarrollo regional, la empresa de generación francesa EDF Renewables Chile y el grupo español Ibereólica Renovables informaron la entrada en operación comercial de la extensión del parque eólico Cabo Leones I, tras recibir la autorización del Coordinador Eléctrico Nacional.
El proyecto que se encuentra ubicado en Freirina, Región de Atacama, completó su extensión tras la incorporación de 12 nuevos aerogeneradores SG-145 de 5 MW a los 55 existentes en el parque, sumando una capacidad de 60 MW y alcanzando una capacidad instalada total de 175,5 MW de energía limpia y renovable. Con la entrada en operación de dicha extensión, Cabo Leones I permitirá la inyección de más de 500 GWh al año al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación eléctrica Maitencillo, un volumen de energía que permitirá abastecer las necesidades energéticas de más de 150.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de 275.000 toneladas de CO2.
Gregorio Álvarez Cabreros manifestó que “la entrada en operación de la extensión del Parque eólico Cabo Leones I supone reforzar el compromiso de Grupo Ibereólica Renovables con la transformación de la matriz energética en Chile, al sumar 60 MW de nueva potencia de generación renovable a los 553 MW que el Grupo Ibereólica explota ya en operación en Chile”. Destacó también Gregorio Álvarez que “la instalación de los 12 aerogeneradores de la plataforma de última generación SG-145 de 5 MW del fabricante Siemens Gamesa, es una manifestación más del compromiso de nuestro Grupo con la innovación”.
Por su parte, Jean-Christophe Puech, CEO de EDF Renewables Chile, señaló que “la entrada en operación comercial de la extensión de Cabo Leones I significa un orgullo para EDF Renewables Chile, no sólo porque lo convierte en el proyecto en operación de mayor tamaño de la empresa en el país, sino porque se logró llevar adelante exitosamente a pesar de las múltiples dificultades causadas por la pandemia, gracias al compromiso y trabajo de los equipos”.
Puech agregó que, a través de este proyecto, “continuamos reforzando nuestra presencia a lo largo de Chile a través de una cartera de proyectos de generación renovable solar y eólica que busca aportar a la transición de la matriz energética, a la reactivación económica y, lo más importante, al desarrollo local a través de proyectos asociados al Fondo de Inversión Social que han beneficiado a diversas comunidades vecinas, como Caleta Los Burros y La Reina, Caleta Chañaral de Aceituno, Carrizalillo y la Comunidad Indígena Diaguita.”
La extensión del parque eólico Cabo Leones I se inició en agosto de 2020 y ha permitido mejorar el mix energético de la región a través de la generación de energía renovable y limpia.
mayo 4, 2022 | Industria
A través de un hecho esencial, Enel Generación Chile informó que la Comisión Nacional de Energía (CNE) ordenó el retiro final, desconexión y cese de operaciones de la unidad generadora Bocamina II, a partir del 30 de septiembre de 2022, con lo cual se posterga esta decisión que estaba prevista para el 31 de mayo.
De acuerdo con lo indicado por la compañía generadora, la fecha ordenada por el organismo regulador «podría ser reevaluada en atención a la disponibilidad de recursos energéticos que presente el Sistema Eléctrico Nacional».
«Respecto a la prórroga del retiro la central Bocamina II desde fines de mayo a fines de septiembre de 2022 no es posible determinar a esta fecha el efecto financiero del mayor plazo de operación, el cual dependerá, entre otros, del precio futuro del costo marginal, del aporte de energía renovable al sistema, del precio de los contratos vigentes, la demanda de energía y potencia, la mantención y despacho por el Coordinador Eléctrico Nacional de otras unidades del sistema, el tipo de cambio y el precio de combustibles», indicó el gerente general de la empresa, James Lee Stancampiano.
La unidad II de Bocamina tiene una capacidad instalada de 350 MW, con un factor de carga de 90% y una generación promedio anual de 2.772,2 GWh (estimada en 2012).
