mayo 17, 2022 | Industria
«Estimamos que junto con el establecimiento de una solución razonable que suavice el alza proyectada de la cuenta en el corto plazo, el Estado de Chile debiese contar con un instrumento permanente que apoye a las familias vulnerables (30% más pobre), con un subsidio a la cuenta eléctrica equivalente al subsidio actual de agua potable. Su costo se estima en 100 MUSD anuales y podrá beneficiar a 800 mil familias chilenas. Esto se traducirá en que la cuenta de la electricidad bajará en promedio entre un 30% y 35% en estos casos».
Así lo señala el reciente análisis de Valgesta Nueva Energía en torno a la actual situación de las cuentas eléctricas y las dificultades que presenta para avanzar en equidad emergética, pues se explica que el gasto promedio de electricidad para una familia promedio llega a $23.180 representa 10,7% de gastos para los grupos familiares del segundo decil, que tiene un ingreso promedio de $197.373.
Según la consultora, este porcentaje supera «el 10% recomendado por diversos expertos internacionales como umbral para el gasto total (electricidad y gas) en energía. En consecuencia, para el 30% de los hogares más vulnerables de nuestro país la carga de la cuenta eléctrica es imposible o muy difícil de llevar».
«Creemos que un subsidio bien diseñado, acotado a un consumo máximo para evitar el mal uso de la energía, focalizado en quienes lo requieren (focalización que ya existe por el subsidio al AP), el que incluso podría progresivamente transformarse de un subsidio a la cuenta, en un subsidio a la instalación de sistemas de generación residencial individual o colectiva, que reduzca el valor de la cuenta final y sea parte de la transición energética hacia un sistema más limpio, es una política pública que debe discutirse hoy, más allá de las soluciones coyunturales que implican el congelamiento de la tarifa», sostiene el análisis.
Amenazas
De acuerdo con la consultora, hay amenazas de corto y largo plazo para eventuales alzas en las tarifas a clientes regulados, mencionando en primer lugar a la llamada Ley PEC, que tiene un límite de US$1.350 millones que ya se superó en US$117 millones. «El Gobierno ha anunciado un nuevo mecanismo de congelamiento parcial de tarifas, el que también acumularía deuda, esta vez para el Coordinador Eléctrico Nacional, lo que totalizaría MMUSD 1.600 adicionales. De esta manera, tendremos que pagar 2.950 millones dólares (cerca de 1% del PIB), entre los años 2024 y 2032, producto del congelamiento tarifario de estos años», se indica.
Otros factores que pueden derivar en mayores cuentas son:
Mayor requerimiento en sistemas de transmisión para la nueva capacidad de generación (impacto de mediano y largo plazo): «La mayor penetración de energías renovables, principalmente solar y eólica, requiere de una mayor capacidad de transmisión que debe aún desarrollarse, lo que se traduce en mayor inversión que en algún momento se traspasará a tarifas año a año. Se estima que esto se traducirá en aumentos de la cuenta eléctrica a partir de 2023 y 2024, teniendo su mayor impacto a partir del año 2028, pudiendo llegar a alzas de hasta un 10% en 2030».
Plan de cierre acelerado de las plantas a carbón (impacto de largo plazo): «Este plan de cierre implica que la energía que proveen actualmente las plantas a carbón va a tener que ser reemplazada por energía proveniente de otras tecnologías, principalmente renovables y gas natural. Dado que el modelo de mercado del sector eléctrico establece que el precio de transacción entre las empresas es el costo marginal y este se define como el costo variable que presenta la última tecnología en aportar energía, en este caso el gas natural, el costo marginal de largo plazo estará marcado por esta tecnología, la que presenta un costo más alto que el carbón. En consecuencia, se espera un alza en los costos marginales del sistema y con ello, en el largo plazo, que este mayor costo se traspase a los contratos. Lo anterior no tiene efectos en el corto plazo para los clientes regulados, pero podría en el largo plazo (2028 en adelante).
Medidas de adaptación al Cambio Climático (impacto de mediano y largo plazo): El Cambio Climático traerá como consecuencia eventos que encarecerán la operación del sistema eléctrico chileno. Mayores y más frecuentes periodos de sequía (como el que vivimos en la actualidad), incendios forestales, aludes, entre otros, obligarán a contar con una infraestructura en generación, transmisión y distribución que se traducirá en mayores inversiones, que finalmente impactarán la cuenta de electricidad. Estas inversiones deberán concretarse en los próximos años por lo que su impacto se verá a partir de 2025 o antes de eso.
mayo 17, 2022 | Industria
En mayo de 2029 deberá entrar en operaciones la línea de transmisión en corriente continua (HVDC) Kimal-Lo Aguirre, que conectará a la Región de Antofagasta con la Metropolitana, la cual contempla una capacidad de 3.000 MW en 600 kV, con una longitud de 1.500 kilómetros, según indica el decreto de adjudicación publicado por el Ministerio de Energía en el Diario Oficial.
El plazo constructivo del proyecto es de 84 meses, desde la publicación del decreto, señalándose también que la obra a llevar a cabo por el Consorcio Yallique (integrado por ISA Inversiones Chile SpA, Transelec Holdings Rentas Limitada y China Southern Power Grid International (HK) Co. Limited), considera una capacidad de transmisión por cada polo de 2.000 MW.
En el documento además se informa que la empresa adjudicataria deberá cumplir los siguientes hitos:
–Estudios y documentos técnicos de diseño y especificaciones para instalaciones en CA y estaciones convertidoras: Aquí, se estipula que el Coordinador Eléctrico notificará a la empresa adjudicataria cuando corresponda realizar algún estudio adicional.
Adicionalmente, la empresa adjudicataria entregará al Auditor, en tiempo y forma, toda la información relevante que permita verificar el cumplimiento del hito relevante con, al menos, 90 días corridos de anticipación a la fecha de cumplimiento del hito respectivo.
–Estudios y documentos técnicos de diseño y especificaciones para la línea de transmisión en CC: Corresponde a la entrega de los estudios y documentos técnicos de diseño para la línea de transmisión en Corriente Continua (CC) que determinan las especificaciones principales del Proyecto.
-Inicio de construcción: La empresa adjudicataria entregará al Auditor, en tiempo y forma, toda la información relevante que permita verificar el cumplimiento del hito con, al menos, 90 días corridos de anticipación a la fecha de cumplimiento del hito respectivo.
-Órdenes de compra para equipos en las instalaciones CA y Estaciones Convertidoras: La empresa adjudicataria entregará al Auditor, en tiempo y forma, toda la información relevante que permita verificar el cumplimiento del hito con, al menos, 90 días corridos de anticipación a la fecha de cumplimiento del hito respectivo. Dentro de dicho período, deberán efectuarse las observaciones y correcciones que sean necesarias.
-Órdenes de compra para la línea de transmisión CC.
-Verificación de equipos en fábrica y calificación sísmica.
-Construcción de fundaciones en línea CC.
-Montaje de estructuras en línea de transmisión en CC.
-Tendido de conductores en línea de transmisión en CC.
-Construcción de fundaciones en instalaciones CA y estaciones conversoras.
-Puesta en servicio y entrada en operación.
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.
