octubre 15, 2020 | Industria
La Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) valoró la entrada en vigencia del DS 88, que establece una nueva normativa para la pequeña generación de pequeña escala (PMG y PMGD), señalando la necesidad de que el precio estabilizado lo paguen los generadores de energía con emisiones de carbono.
Rafael Loyola, director ejecutivo del gremio, indicó a ELECTRICIDAD que la asociación participó activamente en la modificación de la normativa que regula a los proyectos PMG y PMGD, «particularmente en aquella que introdujo los bloques horarios como medida tendiente a hacer más justa la remuneración del precio estabilizado entre las energías estables y las energías variables».
Alcances
El ejecutivo resaltó los cambios realizados en el sistema de precios estabilizados de la energía para pequeños medios de generación distribuida: «La legislación vigente establece como premisa básica que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, lo anterior, al objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos. El principio general es que todo generador tiene derecho a vender su generación a costo marginal y, para aquellos generadores que no superen los 9.000 kW, se les permite optar a un mecanismo que permita estabilizar sus ingresos».
«En lo que respecta a las transferencias de derivadas del pago del precio estabilizado, que van desde los generadores que efectúan retiros del sistema, esto es, aquellos que se encuentran contratados, hacia aquellos que se encuentran acogidos al precio estabilizado, podemos indicar que, hasta la fecha, este sistema ha significado el desembolso por parte de unos generadores (de generación renovable o no) a otros generadores renovables del sistema, particularmente eólicos y fotovoltaicos menores a 9 MW, más de US$ 183 millones», agregó.
Sin embargo, Loyola advirtió que esto «no incluye las reducciones de los precios marginales que se observan hoy producto de la mayor oferta de generación llegando a valores nulos en varios nodos durante muchas horas durante los periodos diurnos».
[LEA TAMBIÉN: Gas inflexible: Apemec pide perfeccionamiento urgente a la norma técnica]
«Adicionalmente, resulta preocupante que, dada la señal de precio el número de proyectos PMGD, sobre todo en ciertos sectores del norte del país, ha ido creciendo en forma exponencial, lo que implicará congestiones a nivel de transmisión zonal, con el consiguiente vertimiento de generación de PMGD», afirmó.
Según el representante del gremio, «no obstante los reparos que unos u otros agentes de la industria pudieran tener sobre la idoneidad o fundamentos legales y/o técnicos sobre la existencia de este mecanismo de precio estabilizado, lo que resulta meridianamente claro que la ley general de servicios eléctricos no define que este mecanismo deba ser en definitiva solventado por generadores de energía renovable».
«Creemos que lo más alineado hoy con la agenda de descarbonización sería el implementar un mecanismo de transferencias por precio estabilizado que, por un lado incentive la instalación de un parque de ERNC, y al mismo tiempo, desincentive la generación eléctrica mediante combustibles fósiles, estableciendo en la regulación pertinente, que será la generación emisora de contaminantes las que deban concurrir a los traspasos por estabilización de precios para los PMGD, y no, como acontece hoy, que son en parte las propias energías renovables con contratos de suministro mayores a 9 MW, las que solventan la expansión de los PMGD», asegura.
A su juicio, «esta situación ayudaría a acelerar la descarbonización y al mismo tiempo no afectaría al parque de energía renovable de centrales superiores a 9 MW, que hoy sufren con un régimen de precios muy a la baja que además tienen que asumir trasferencias derivadas del sistema de precio estabilizado».
septiembre 24, 2020 | Industria
Se publicó en el Diario Oficial del reglamento de generación distribuida, particularmente en Net Billing, que incorporó las modificaciones realizadas en 2018, en que se contienen disposiciones sobre el procedimiento para este tipo de proyectos, especialmente en la conexión del equipamiento de generación y el costo de las obras adicionales, además de las adecuaciones y ajustes para la conexión.
Otros objetivos de la normativa es establecer los límites a la conexión y a las inyecciones de los equipamientos de generación que no requieren de obras adicionales, así como las adecuaciones o ajustes para la conexión, las mediciones y valorización de las inyecciones y los traspasos de excedentes de energías renovables no convencionales, así como las demás materias necesarias para el adecuado desarrollo de la generación distribuida para el autoconsumo.
Alcances
Esto fue destacado por el subsecretario de Energía, Francisco López, quien desde su cuenta de Twitter sostuvo que la normativa incluye «cambios esperados por el sector dedicado a desarrollar proyectos de autogeneración».
El reglamento se aplica a clientes regulados que tengan equipos de generación para autoconsumo con energías renovables, como paneles solares, o instalaciones de cogeneración eficiente de manera individual o colectiva, que hagan uso de su derecho a inyectar los excedentes de energía que de esta forma generen a la red de distribución a
través de los respectivos empalmes, cuya capacidad instalada no supere los 300 kW.
También rige para empresas distribuidoras, clientes que reciban descuentos en los cargos por suministro eléctrico de las facturaciones debido a la operación de un equipamiento de generación, e instaladores eléctricos autorizados por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Descargue acá la publicación del reglamento
julio 23, 2020 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la resolución N°263, aprobó el informe preliminar de licitaciones de suministro eléctrico 2020, donde se plantea que no existe la necesidad de realizar este proceso hasta 2025, lo que debería ser retomado desde 2026, ya que para ese periodo se proyectan déficits de energía que no están cubiertos por contratos existentes entre generadoras y distribuidoras.
En el documento se recopilaron los datos sobre las necesidades de suministro de las empresas distribuidoras, donde se indica que para este año no habría déficit de energía, el cual llegaría a -349 GWh en 2025, por lo que se sostiene que «no es necesario realizar nuevas licitaciones de corto plazo, ya que los excedentes de energía superan con creces a los déficits que se presentan durante dicho período».
Para el largo plazo, el informe señala que el déficit de energía sería de -2.698 GWh en 2026, a partir de lo cual comenzará a incrementarse, razón por la cual se estima que a partir de ese año «se requiere de procesos licitatorios que solventen esas necesidades de suministro».
[LEA TAMBIÉN: CNE: próximo proceso de fijación tarifaria será más “abierto y transparente”]
Proyecciones
Respecto a la situación esperada de la oferta potencial de electricidad, el informe muestra el margen de energía disponible, que resulta entre la energía contratada y la energía disponible estimada anual, para el periodo 2020-2033, precisando que para este año se llegaría a 10.049 GWh, llegando a 92.622 GWh.
«Es posible observar, comparando la Energía Disponible Estimada con la Energía Contratada, que de manera agregada existe un margen razonable de energía disponible por parte del Sistema Eléctrico Nacional para abastecer a sus compromisos de suministro y a la demanda que pudiera necesitar futuros contratos de suministro. El resultado positivo de este margen refleja la suficiencia del sistema frente a la energía contratada», sostiene el documento.
Demanda
El informe consideró las proyecciones de la demanda eléctrica entre 2020 y 2040, incorporando la información respecto de los potenciales traspasos de clientes libres que opten por el régimen de clientes regulados y viceversa, así como las proyecciones de efectos de medidas de eficiencia energética, generación residencial y la electromovilidad, entre otros aspectos.
Considerando estos factores, la demanda proyectada de clientes regulados registraría una caída de -5,4% para este año, para posteriormente recuperarse en 2021 a un 4,5% y caer nuevamente a -1,1% en 2022.
Vea acá el Informe Preliminar de Licitaciones 2020
mayo 19, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) El 2020 está lejos de ser un año normal para la industria de refinación de petróleo. La baja en el precio del crudo en los mercados internacionales, reflejo no solo de la caída de la actividad, sino también de la feroz competencia entre productores, está provocando que la capacidad ociosa en la industria aumente como no se había visto en décadas, con cierres temporales de plantas en países como Italia, Portugal, Argentina y Japón, todo lo cual, para bien de los consumidores locales, tiene efectos en el precio del combustible en Chile.
Antes del coronavirus, a fines de 2019, el balance entre oferta y demanda se encontraba relativamente equilibrado, fruto de la coordinación de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) más Rusia, manteniendo cuotas de producción para cada país, más una demanda estable. Pero se trataba de un equilibrio precario, pues la irrupción de Estados Unidos y su producción mediante nuevos métodos como shale o tight, venía desde hace un tiempo haciendo perder posiciones a los países de la OPEP.
Fue en medio de esa situación que estalló la pandemia. Ya en marzo, la demanda de petróleo bajó de 100 millones de barriles diarios a 88 millones.
Entonces estalló el quiebre de la OPEP más Rusia, lo que llevó a todos los países productores a aumentar su producción, aun cuando los precios se desplomaban. Solo en marzo el Brent cayó 56%.
Y aunque luego de aquello hubo algunos acuerdos parciales -que recién entraron en vigor en mayo- y recortes unilaterales de algunas empresas, la situación derivó en el colapso del WTI del 20 de abril, cuando los contratos llegaron a transarse a valores negativos.
Pero, ¿qué pasó después? Aunque los indicadores han repuntado -pero permaneciendo en niveles bajos para los vistos en los últimos años- los inventarios crecieron en forma acelerada. La Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) proyecta que estos crecerán en un promedio de 2,6 millones de barriles por día este año, con un techo de 11,5 millones diarios hacia el segundo trimestre. Así, las refinerías comenzaron a disminuir sus tasas de utilización, llegando al 68% en EE.UU. -según publicó Reuters- e incluso con algunas plantas cerrando por completo.
Es decir, sobra petróleo y sobra capacidad de refinación. Lo que falta es demanda por combustible. La propia EIA anticipa que el consumo de gasolina para motores en EE.UU. bajará 11% en promedio este año. Y como se proyecta que este escenario se extienda durante el año y que la recuperación llegue entrado 2021 e incluso en 2022, el escenario para este sector es muy poco alentador.
En el mundo, algunas refinerías decidieron paralizar. Es el caso de la petrolera Galp, de Portugal, que suspendió por un mes su mayor refinería. Misma situación se produjo en Argentina, donde tres refinerías -una de ellas, que procesa el petróleo de Vaca Muerta- cerraron temporalmente. En el Caribe, Ecuador, Italia, India, Japón, Corea del Sur y Tailandia se han producido tanto recortes como cierres parciales.
Efecto en Chile
En el caso de Chile las consecuencias, según informes del sector, tiene efectos mixtos para el mercado y para Enap, empresa estatal encargada de asegurar el abastecimiento de combustibles en el mercado interno.
En primer lugar está el efecto precio, observándose ya once semanas de bajas, acumulando una caída de $125 por litro para la bencina de 93 octanos y de $106 para el litro de diésel, dado que el valor para el mercado interno toma como referencia los precios internacionales. Estas bajas podrían ser mayores de no ser por la aplicación del Mepco, mecanismo que atenúa los traspasos, tanto las alzas como las bajas del mercado.
El problema es que en Chile la demanda también está deprimida. Mientras en abril la caída fue de 35% respecto con igual mes del año pasado, este mes y el próximo se proyectan caídas del 40%, lo que podría subir pues este cálculo no consideraba una cuarentena total en la Región Metropolitana. Un temor es que esta baja en la demanda golpee a los distribuidores, sobre todo a los pequeños operadores de estaciones tanto independientes como de cadena.
Por todo esto, la preocupación para Enap es grande, sobre todo con los márgenes de refinación tendiendo a la baja. Así, la estatal ha señalado que la compra de combustible refinado ha sido rentable dado que ha evitado la pérdida que hubiera significado refinar el crudo en sus refinerías.
enero 6, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Las recientes correcciones del crecimiento de la economía para 2019 y 2020, motivadas por los efectos del estallido social, llevaron a la Comisión Nacional de Energía (CNE) a aplicar un fuerte recorte en las proyecciones de consumo eléctrico para los próximos años.
Esto, a su vez, podría tener impacto en la licitación de suministro para clientes regulados programada para este año y en la que se busca lograr precios todavía más bajos que en los últimos procesos. De conseguirse, esto permitiría que los clientes de las empresas distribuidoras -fundamentalmente hogares- accedan a tarifas más bajas en sus boletas.
Hace algunos días, como todos los años, la CNE publicó su estimación de demanda eléctrica para los próximos años. En esta ocasión, las cifras mostraron un fuerte recorte respecto de la anterior versión de este estudio, principalmente en lo relacionado con clientes regulados. A modo de ejemplo, si el 2018 se estimaba que en todo el año 2020 los clientes regulados iban a demandar 31.741 GWh, en el último informe esa cifra bajó a 29.941 GWh. Esto es una disminución de 5,7%.
Incluso más: respecto del estudio 2017, la baja es aún mayor, del 12,1%.
En 2026, en tanto, la CNE proyecta ahora un consumo de clientes regulados de 33.868 GWh. En 2018 eran 35.967 (una baja de 5.8%) y en 2017, 42.152 GWh (es decir, un descenso de 19,7%).
Es ese el año en que se iniciaría el suministro de la licitación que está programada a realizarse este año.
[VEA TAMBIÉN: Los desafíos del sector eléctrico para 2020 que advierte Systep]
Licitación
Uno de los próximos eventos que realizará la industria es la licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, que contempla 5.880 GWh de energía para iniciar suministro el año 2026. Sin embargo, con el cambio de escenario esta subasta podría reformularse.
Al respecto, desde la CNE -entidad que lleva a cabo la licitación- se sostuvo que “las Bases de Licitación, incluyendo el cronograma y los tamaños de los bloques a licitar, podrían eventualmente ser modificadas por la Comisión, de modo de adecuarse a los contenidos del proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución que el Ministerio de Energía ingresará en marzo próximo, y a actualizaciones en las proyecciones de requerimientos de suministro”.
En tanto, el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, dijo que las licitaciones de suministro son siempre relevantes, porque permiten sostener las inversiones de largo plazo. Sin embargo, agregó que “una baja en el crecimiento económico puede redundar en una menor demanda de electricidad, no llegando a los niveles que se licitan”.
En esa misma línea, el director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), Carlos Finat, señaló que considerando los cambios que se han vivido en el sector, podría existir la percepción de un mayor riesgo regulatorio que no estuvo presente en los procesos anteriores.
Así agregó que “de manera preliminar, parecería que los 5.880 GWh/año que están indicados en el Informe Final de Licitaciones de Suministro Eléctrico más reciente están sobre dimensionados, dados los efectos agregados del traspaso de clientes regulados a clientes libres y la evolución reciente de la demanda eléctrica que creció menos de 1% en 2019”.
Por último, en la editorial de diciembre de la consultora Systep se previó que, dado el nuevo escenario económico, con un mayor riesgo país, “está por verse si los precios que resulten de este proceso sigan la tendencia a la baja”. Se agregó que la discusión sobre el diseño de contratos y potenciales modificaciones al mecanismo de licitaciones de suministro que vendrá con la discusión de la ley larga de distribución se presenta como una incertidumbre adicional para los participantes de la licitación”
