septiembre 3, 2021 | Industria
El Ministerio de Energía inició el proceso de consulta pública del borrador del Reglamento de Potencia, donde se consideran las transferencias entre empresas generadoras, lo que se inscribe dentro de la Estrategia de Flexibilidad en el sistema eléctrico, el cual tiene plazo hasta el 23 de septiembre para recibir observaciones por parte de los interesados.
Según indica la cartera, los objetivos del nuevo reglamento son:
-Contar con un objetivo de suficiencia y una métrica de suficiencia para el sistema eléctrico nacional (SEN), que permita asignar potencia a las unidades generadoras en función del cumplimiento de dicho objetivo.
-Determinar los requerimientos de suficiencia para sistema, de acuerdo con los periodos de mayor exigencia en el referido sistema, entregando una señal eficiente y sostenible a la demanda que sean consistentes con dichos requerimientos.
-Contar con una metodología de asignación de potencia a las unidades generadoras que sea aplicable a cualquier tecnología y que dicha asignación sea en función del aporte que realizan las referidas unidades a la suficiencia del sistema.
-Perfeccionar diversos aspectos metodológicos relacionados con la determinación de las transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos.
La incorporación de la metodología denominada capacidad de transporte de carga efectiva (ELCC) es una de las propuesta de la autoridad para cambiar el actual reglamento de potencia (DS 62).
julio 19, 2021 | Industria
La incorporación de la metodología denominada capacidad de transporte de carga efectiva (ELCC) es una de las propuesta del Ministerio de Energía para cambiar el actual reglamento de potencia (DS 62), además de otras consideraciones referente al cronograma para su implementación, cuyos contenidos serán puestos a consulta pública en agosto, estimando que el proceso finalice en octubre.
De acuerdo con lo indicado por la cartera en la mesa de trabajo en torno a este tema, la cual forma parte de la Estrategia de Flexibilidad para el sector eléctrico, esta metodología «posee menor discrecionalidad y es neutra tecnológicamente».
«La metodología cuantificará el aporte marginal en MW a la Suficiencia de las Unidades Generadoras (potencia ELCC), realizando una minimización de la Métrica de Suficiencia calculada para el SEN», por lo que deberá considerar aspectos como: Métrica de Suficiencia y Objetivo de Suficiencia; Potencia Máxima e IFOR de las UUGG; Disponibilidad del recurso primario de las UUGG; Demanda del sistema o subsistemas, y Restricciones de las cuencas hídricas, restricciones inter-temporales, subsistemas.
La propuesta también contempla la realización de agrupaciones de Unidades Generadoras, según «criterios de similitud entre las Unidades Generadoras que sean objeto de las agrupaciones, tales como tecnología, tamaño, perfil de disponibilidad del recurso primario renovable, ubicación, entre otros».
En la asignación de potencia se suficiencia, se consigna que, en caso de que la suma de las potencias ELCC de las Unidades Generadoras que poseen un factor de eficiencia igual a 1 sea menor que la potencia requerida por el sistema o subsistema para cumplir con el Objetivo de Suficiencia, «se deberá considerar un factor de eficiencia igual a 1 para todas aquellas Unidades Generadoras que, ordenadas en función de su CVP, permiten cumplir el Objetivo de Suficiencia antes mencionado a partir la suma de sus potencias ELCC».
Disposiciones transitorias
Como disposiciones transitorias dentro de las modificaciones propuestas se plantea que el reglamento entre en vigencia el 1 de enero del quinto año a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Norma Técnica necesaria para la implementación del reglamento.
También se propone un período para el desarrollo de las herramientas necesarias para implementar la metodología propuesta en el reglamento, y luego un período de marcha blanca de estas herramientas para corroborar su correcto funcionamiento y facilitar la trazabilidad por parte de los actores del sector.
Además, se plantea que, a partir de la publicación en el Diario Oficial de la Norma Técnica, el Coordinador Eléctrico Nacional deberá llevar un control estadístico de los estados operativos de las UUGG, que permitan la aplicación del nuevo cálculo del IFOR».
Por último se señala la posibilidad de establecer «una ventana móvil de 5 años para dar un tránsito gradual a nueva metodología y generar estabilidad en el largo plazo. Con todo, al año 9 se realizaría un cálculo completo con la nueva metodología ELCC».
marzo 17, 2021 | Industria
Los cambios que se están realizando en torno a la potencia en el mercado local no tienen con optimismo al académico de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Concepción, Claudio Roa, un especialista en esta materia, pues señala a ELECTRICIDAD que no aprecia una innovación mayor en el actual proceso de modificaciones que se discuten en el reglamento de potencia.
A su juicio, no se aprecian cambios a la forma de determinación del valor de la potencia, lo cual está siendo visto en el trabajo del Ministerio de Energía, junto al sector privado, en el marco de la estrategia de flexibilidad
Cambios
¿Cómo está viendo la discusión de los cambios del reglamento de potencia?
Se observa como modificaciones menores dentro de lo que se ha realizado desde el año 1982. No se observa innovación legislativa.
A su juicio ¿Cuáles son los puntos más importantes que se deben cambiar?
Son principalmente dos. Primeramente, se debe atacar la forma en cómo se determina el precio de potencia, dejar de buscar la unidad de punta y llevar todo el proceso a una licitación de potencia. Un mercado de Potencia 2.0
Segundo, se debe entender, y separar, que existen dos conceptos involucrados en uno: El Mercado de la Capacidad y el Mercado de la Reserva (que podría estar unido al de SSCC, pero de largo alcance). Lo que se está proponiendo ahora es un déjà vu de lo que se entendía como potencia firme; para incorporar flexibilidad al sistema ante la alta penetración de Energía Renovable Variable (ERV) futura.
¿Qué nuevas tecnologías pueden lograr una mejor inserción en este mercado?
Observo que los cambios se hacen para que tecnologías entren forzadamente a ser beneficiadas por este mercado. Al licitar, se deja al proponente la búsqueda del mejor equilibrio.
¿Qué perspectiva ve a futuro para este tema?
Tal como se ha tratado de modificar el Reglamento 62 no estoy muy optimista al respecto. Quizás lo más interesante mostrado ha sido proponer que el MRT sea 0 cuando se sobrepase un nivel prefijado de sobrecapacidad de potencia. No se observan cambios a la forma de determinación del valor de la potencia.
¿Cuáles son los desafíos técnicos que debiera abordar?
Son más bien de orden económico. Actualmente, el mercado de la Potencia mueve US$1.200 millones al año. Las preguntas son: ¿Achicamos la torta a repartir (menor valor de la potencia y por ende mejor posición de la demanda)?, ¿disminuimos los comensales (eliminando a aquellas unidades que no aportan a la suficiencia o son tecnológicamente obsoletas)? o ¿ambas? En rigor, es un tema netamente económico, y quizás financiero.
diciembre 29, 2020 | Industria
El Estado de Reserva Estratégica (ERE) se ha tomado la discusión en el sector energético en los últimos días. Primero con la publicación del reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras (DS 62) y, luego, con el actual plan de descarbonización de la matriz local, particularmente con la salida de las centrales a carbón acordadas entre el Ministerio de Energía y el sector privado.
Es así como ya se retiraron las unidades de Ventanas 1 y 2, de AES Gener, acogiéndose al ERE, en caso de emergencia en la operación del sistema eléctrico. Además, este 31 de diciembre cierra Bocamina I, de 128 MW, que tiene Enel Generación en la Región del Biobío.
Análisis
Guerrero Olivos publicó un análisis en que se mencionan los principales cambios que se refieren a la incorporación del ERE en el reglamento de transferencias de potencia.
Se explica que la ERE es aplicable las unidades generadoras «cuyos titulares hubiesen comunicado el retiro de la misma del Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”) en los términos que establece el artículo 72°-18 de la Ley General de Servicios Eléctricos».
Qué es: Según el análisis, el nuevo artículo 13 del reglamento dispone que el ERE «corresponde a uno de los estados de las unidades generadoras definidos como deteriorados, y su declaración deberá ser aprobada por el Coordinador Eléctrico Nacional», previa solicitud del titular de la unidad generadora y previo informe técnico del Coordinador, donde se verifique que el cambio de la unidad generadora a ERE no produzca un impacto significativo en la seguridad de servicio global ni local del Sistema Eléctrico Nacional, ni tampoco un aumento significativo de los costos de operación, ni en los costos marginales del sistema, «calculados de conformidad a los parámetros o estándares definidos en el nuevo artículo 25 ter del Reglamento de Transferencias de Potencia».
Duración: El período mínimo de permanencia en el ERE será de 24 meses y el máximo de 60 meses. De acuerdo con el documento de Guerrero Olivos, se señala que las unidades generadoras que estén en ERE «no podrán ser convocadas al despacho diario por el Coordinador, salvo déficit graves de generación o condiciones de afectación a la seguridad, tanto local como sistémica, en cuyo caso el Coordinador las podrá convocar al despacho con un plazo de 60 días de anticipación y por un período mínimo de tres meses, entendiéndose que durante el período en que es convocada al despacho la respectiva unidad deja de estar en ERE».
Determinación de potencia: «De conformidad a lo dispuesto en el nuevo artículo 49 del Reglamento de Transferencias de Potencia, y afectos del cálculo de la potencia de suficiencia preliminar, a las unidades generadoras con información de estados deteriorados, incluido el ERE, se les determinará una potencia equivalente al promedio de los estados deteriorados y estado disponible que correspondan. En particular, tratándose de unidades generadoras en ERE, la potencia equivalente que no podrá superar el 60% de su potencia máxima», se indica.
Reconocimiento: Sobre el reconocimiento del mayor aporte de potencia de centrales con virtual dam o centrales generadoras con capacidad de regulación o componentes de almacenamiento, la publicación del estudio de abogados sostiene que entre las modificaciones al Reglamento de Transferencias de Potencia «se incorpora la mención expresa relativa a que la potencia inicial de centrales hidroeléctricas y centrales renovables con capacidad de regulación o almacenamiento deberá reconocer adecuadamente el aporte a la suficiencia de dichas unidades a propósito de la capacidad de gestión temporal de la energía con la que cuentan, pero sin determinar la metodología específica a través de la cual se hará dicho reconocimiento en el caso de las referidas centrales renovables».
Plazos: El análisis indica que el nuevo artículo 4 del reglamento formaliza los plazos para el balance de transferencias de potencia que realiza el Coordinador y para las observaciones de las empresas coordinadas que participan del balance de potencia.
Medios de generación de pequeña escala: En relación a los medios de generación de pequeña escala -PMG o PMGD-, se menciona que el antiguo artículo 8 del Reglamento de Transferencias de Potencia «establecía que podrán solicitar al Coordinador su inclusión en los balances de transferencias, el nuevo artículo 8 invierte la regla estableciendo que aquellos medios de generación de pequeña escala que no efectúen retiros de potencia para abastecer a clientes libres o empresas distribuidoras, podrán solicitar al Coordinador abstenerse de ejercer su derecho a participar en las transferencias de potencia».
Y se agrega: «Asimismo, los nuevos artículos 8 y 9 del Reglamento de Transferencias de Potencia establecen que aquellos medios de generación de pequeña escala que celebren contratos de suministro con clientes libres, que involucren suministro de potencia, deberán participar de dichas transferencia y, que respecto del cálculo de las transferencias de potencia de los medios de generación de pequeña escala, el Coordinador deberá ocupar metodologías equivalentes a las utilizadas para centrales de igual tecnología y realizar simplificaciones o agrupaciones de estos sin que exista perjuicio en el cálculo de la potencia definitiva de dichos medios de generación».
diciembre 26, 2020 | Industria
Se publicaron en el Diario Oficial los cambios al Decreto Supremo 62, sobre el reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras, entre los cuales se estipula que las unidades termoeléctricas puedan acogerse al Estado de Reserva Estratégica (ERE), luego de su retiro del sistema eléctrico, en el marco del cronograma acordado entre el Ministerio de Energía y el sector privado.
Algunas modificaciones establecen el término de participantes del balance de potencia, quienes son los actores que se abstengan de ejercer su derecho a participar en las transferencias de potencia.
En el título II de la regulación se incorporan la definición de central renovable con capacidad de almacenamiento y de central renovable con capacidad de regulación, especialmente para las que ocupan «recursos primarios variables», donde se ubican las unidades generadoras solares fotovoltaicas y eólicas.
Para las centrales con capacidad de regulación se considera a las que puedan gestionar temporalmente sus recursos, de forma mecánica, térmica, electromagnética, entre otras, «de forma previa a su transformación en energía eléctrica para la inyección al sistema eléctrico».
Otro cambio es que la información de los participantes del balance de potencia sea entregada al Coordinador Eléctrico Nacional y no a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, como se estipulaba anteriormente.
ERE
En el nuevo artículo 13 del reglamento se indica que el Estado de Reserva Estratégica (ERE) hace referencia a uno de los estados de las unidades generadoras que son definidos como deteriorados. La aprobación de su declaración está a cargo del Coordinador Eléctrico Nacional, si es que antes es solicitada por el titular de la unidad generadora, además de un informe técnico previo del mismo organismo coordinador, en que verifique que el cambio de la unidad generadora a ERE no afecte la seguridad del sistema eléctrico local, ni que provoque un alza de los costos de operación o una falla, además de que no produzca un impacto en los costos marginales del sistema, calculados de acuerdo con los parámetros o estándares definidos en el nuevo artículo 25 ter de la nueva normativa.
De hecho en el artículo 25 se incluyen otras disposiciones, como la que se refiere a la convocatoria de unidades generadoras por parte del Coordinador Eléctrico, en caso de déficit importantes de generación o condiciones que afecten la seguridad del sistema.
Finalmente, el reglamento modificado tiene un artículo transitorio que señala: «Para el caso de Unidades Generadoras a carbón, los respectivos Participantes del Balance de Potencia no podrán presentar la solicitud de cambio a Estado de Reserva Estratégica, que hace referencia el artículo 25 bis del reglamento aprobado en el artículo primero del presente decreto, para dichas unidades, con posterioridad al 31 de diciembre de 2040».
