abril 28, 2021 | Industria
La discusión sobre el gas inflexible fue abordada durante el lanzamiento del libro «El rol del gas natural en la transición energética Chile 2020-2050», escrito por los economistas Felipe Givovich, Jorge Quiroz y Klaus Schmidt-Hebbel, en que se propone avanzar a la transición energética mediante en el uso de este combustible.
Vivianne Blanlot, economista y ex secretaria ejecutiva de la CNE, comentó el contenido de la publicación, abordando las principales aristas que se relacionan con este recurso energético, entre los cuales hizo referencia a la actual discusión sobre el llamado gas inflexible.
A su juicio, el respaldo que entrega el gas natural, en centrales de ciclos combinados, al sistema eléctrico local «debe analizarse en profundidad, teniendo a la vista la regulación del sector eléctrico en detalle».
Inflexibilidad
Y explicó: «Muchas veces se establecen regulaciones y normas que tienen una buena intención por un lado, pero que tienen costos por otros lados», poniendo como ejemplo el tema del gas inflexible.
«Hoy en día se está discutiendo la posibilidad de no aceptar como factor para el despacho a la inflexibilidad que tienen los contratos de gas natural en el sector eléctrico. Eso, si llegara a concretarse, sería claramente una condición que actúa en contra de la competitividad del gas natural en su conjunto, no por el tema de precio, sino que de riesgo financiero en que incurrirían las empresas cuando estén haciendo contratos de gas natural, lo que podría actuar como un inhibidor de mayores compras de gas natural y de mayor disponibilidad de estas centrales», precisó.
Según Blanlot, el tema de fondo es la forma en que se encadenará el tema del respaldo en la generación eléctrica, a medida que se van retirando las centrales a carbón, con un escenario en que iría aumentando el despacho de centrales a gas natural, junto a la posibilidad de contar gradualmente con almacenamiento de energía.
«Eso requiere una atención especial para que no establezcamos distorsiones que, si bien pueden ser beneficiosas por un lado puedan tener altos costos por el otro», indicó.
Apemec
Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), comentó las declaraciones de la economista-
«Lo señalado por la directora de Colbún S.A., Vivianne Blanlot es errado, si bien el gas natural jugará un rol importante en la descarbonización, también es un combustible fósil contaminante. Por lo tanto, es importante que el GNL no se priorice por sobre las energías renovables, tal como ocurre hoy con la norma técnica que permite que las empresas de gas declaren el GNL como inflexible, ocasionando que la energía 100% limpia sea desplazada y desechada, lo que no contribuye a las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en Chile ni al desarrollo de las industrias renovables».
El ejecutivo reiteró que la posibilidad de declaraciones de GNL como inflexible «no debiese existir, pues permite traspasar los riesgos y costos de compra del combustible al resto del mercado, compuesto principalmente por generadores renovables. La eliminación de esta condición se acaba de poner en práctica en Perú, dada la constatación de los efectos nocivos y el comportamiento oportunista que esta posibilidad da a los generadores con GNL, afectando al desarrollo de las renovables y a la descarbonización energética».
GPM
Por su lado, Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., que agrupa a los pequeños y medianos generadores, dijo que «más que afectar la competitividad del gas natural, lo que implicaría la eliminación de la inflexibilidad es evidenciar los riesgos propios de una tecnología en particular, y ponerlos en la misma posición de otros participantes del segmento de generación, en condiciones competitivas parejas, sin distorsiones mediante».
marzo 12, 2021 | Industria
Dentro de las medidas definidas en la Estrategia de Flexibilidad que impulsa el Ministerio de Energía, uno de los principales cambios es el perfeccionamiento del tratamiento de la potencia de suficiencia, entendida como la capacidad de generación compatible con la suficiencia, mientras que suficiencia se entiende como el atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer su demanda.
Bajo este contexto el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ junto con el Ministerio de Energía, desarrollaron un estudio que revisó la metodología de asignación de los costos de potencia a la demanda, tanto para clientes libres como regulados, para generar comportamientos eficientes en ellos y permitir un desarrollo y operación más sustentable del sistema eléctrico.
Contenidos
El diseño entregado tiene como principios homologar las horas consideradas tanto a nivel del mercado de potencia como la señal a la demanda, utilizar métricas de confiabilidad para definir horas críticas, generar instancias de diferenciación y una participación más directa de la demanda como proveedor de suficiencia en el sistema eléctrico.
También se desarrolló una metodología que permite estimar los impactos en la productividad y emisiones asociados a estrategias de gestión de punta en distintos sectores económicos. Los resultados ejemplifican la relevancia del diseño del período de control de punta, y la determinación del número de horas dentro del período de control que debiesen ser consideradas al momento de asignar responsabilidades respecto a los requerimientos de suficiencia del sistema.
Además, el estudio muestra el desafío respecto a que períodos muy largos de control pueden generar desincentivos a la gestión inteligente de puntas, teniendo impactos en la productividad y emisiones; mientras que períodos muy cortos pueden generar una variabilidad importante en la asignación de pagos asociados al mecanismo de suficiencia respectivo.
La propuesta conceptual del estudio tomó en consideración las oportunidades detectadas en Chile, elementos de la experiencia internacional y literatura especializada.
enero 29, 2021 | Industria
La necesidad de poner atención en el debate en torno al atributo de la flexibilidad en el mercado de suficiencia advirtió Systep Ingeniería en su reporte mensual, señalando que esto podría provocar eventuales distorsiones en este mercado.
«Si bien hay consenso en la necesidad de perfeccionar el mecanismo de remuneración de potencia de suficiencia, no es evidente que un buen diseño del mercado de capacidad pase por incluir señales e incentivos que parecen estar más ligados al dominio de los SSCC (Servicios Complementarios) o incluso a un producto distinto denominado flexibilidad», señala el documento.
De acuerdo con el análisis de la consultora, adicionar el atributo «flexible» al mercado de suficiencia «podría distorsionar la oferta de generación para este mercado, considerando que la flexibilidad es un atributo que se busca en el mercado de seguridad (operación en tiempo real), en cortos periodos de tiempo, mientras que el mercado de capacidad debe propender al abastecimiento seguro de la demanda en eventos de mayor exigencia para el sistema y desde una perspectiva de más largo plazo, tales como la profunda sequía de 1998, o el corte de gas Argentino en los 00’s».
Además se plantea la necesidad de que la regulación en torno al mercado de la potencia, «contemple un método claro y no discriminatorio para estimar la potencia de suficiencia, considerando las características de la demanda neta (demanda menos generación ERV) actual y futura, y entregando señales a la oferta y la demanda que permitan que los pagos por suficiencia sean los adecuados para alcanzar los niveles de confiabilidad exigidos».
diciembre 16, 2020 | Industria
La disminución de las reservas hídricas para 2021 es uno de los puntos que llamó la atención de Daniel Salazar, socio director de energiE, en la operación del Sistema Eléctrico Nacional durante el eclipse solar ocurrido este lunes, donde los 1.600 MW de caída en la generación fotovoltaica fueron sustituidos por fuentes hídricas y térmicas por parte del Coordinador Eléctrico Nacional.
A juicio del ejecutivo, no hubo condiciones de riesgo en el sistema, debido a la programación de la operación y a la alta predictibilidad de la producción solar.
Salazar señala a ELECTRICIDAD que el evento realza la necesidad de contar con metas ambiciosos en la búsqueda de una mayor flexibilidad en la gestión de los recursos de generación.
¿Qué análisis hace sobre la operación del sistema eléctrico ante el eclipse solar del lunes desde la perspectiva del mix de generación y de costos marginales?
El evento del pasado lunes ha sido llamativo, pero desde la perspectiva de seguridad, afortunadamente pudo ser programado y anticipado con suficiente antelación, y si consideramos la alta predictibilidad de la producción solar, permite afirmar que este no ha representado una condición de riesgo que nos deba alarmar. Ahora bien, desde la perspectiva económica, resulta llamativo que la menor producción solar haya sido sustituida preferentemente con recursos hídricos.
La temporada de deshielo ya finaliza y estamos cerrando 2020 con reservas hídricas -aproximadamente- un 20% menores a la misma fecha del año pasado. Probablemente se privilegió utilizar el recurso que actualmente provee la mayor fuente de flexibilidad del sistema eléctrico. No se trata de una cifra significativa – aproximadamente 500 MW promedio durante las horas de mayor incidencia del eclipse- pero de todos modos se reducen las reservas hídricas para enfrentar 2021.
¿Cree que el alza de costos marginales registrados por la falta de energía solar, se repitan ante casos puntuales, y qué se puede hacer para enfrentar esas alzas?
Es poco probable que se presenten eventos que reduzcan la producción solar, en un monto equivalente y en tan corta duración, como el evento del eclipse. Ahora bien, cuando se producen contingencias relevantes -por ejemplo- en el sistema de transmisión de 500 kV, es bastante habitual observar desacoples, precios locales muy elevados, y a veces por periodos mayores a la duración de un eclipse. Con todo, no se debe olvidar que la función objetivo con la cual -en el corto plazo- se gestionan los recursos de generación es la de minimizar el costo de operación y no la de tener costos marginales bajos.
En materia de flexibilidad, ¿el eclipse deja alguna lección para seguir gestionando la energía disponible en el sistema?
Lo ocurrido en este evento pone de relieve la importancia y urgencia de fijarse objetivos ambiciosos en la búsqueda de una mayor flexibilidad en la gestión de los recursos de generación. Más aún, cuando hacemos el benchmark con nuestros referentes internacionales, como California, y consideramos la cantidad de recursos y herramientas que ellos poseen y que nosotros no tenemos, tales como interconexiones con estados vecinos, una importante base de unidades con gas natural, el desafío de transformación de nuestra matriz es doblemente exigente. Similar conclusión es la que se obtiene cuando nos comparamos en términos de los cambios y arreglos que ellos han realizado a su diseño de mercado, materia en la cual nos queda mucho trabajo por delante.
Respecto a esta última materia, la estrategia de flexibilidad que impulsa la autoridad posee una amplía batería de iniciativas que debería permitir hacer ajustes a nuestro diseño de mercado, modernizar el cálculo del costo marginal, y generar incentivos para la provisión de flexibilidad para el principal desafío de los próximos años, esto es, gestionar la rampa de disminución de producción solar durante la tarde, de mucho mayor profundidad que la de un eclipse, y todos los días del año.
diciembre 1, 2020 | Industria
El escenario post pandemia dentro del sector energético, la situación actual y los perfeccionamientos en materia de flexibilidad en el sistema eléctrico local y la modernización del segmento de distribución serán los tres ejes centrales que se abordarán este miércoles 2 en la primera jornada de la XIX versión de ElecGas 2020, que se transmitirá en directo desde el portal de ELECTRICIDAD, a partir de las 9 horas.
El subsecretario de Energía, Francisco López, abrirá la conferencia, dando a conocer los avances regulatorios del sector, así como las próximas iniciativas que impulsará el Ministerio de Energía en 2021.
Temas
Inmediatamente vendrá el primer módulo de discusión «El escenario energético post pandemia», el que será moderado por Constanza Pizarro, directora de Comunicaciones de Generadoras de Chile, con la participación de Andrés Rebolledo, consultor independiente y ex ministro de Energía del anterior gobierno, junto a Carlos Barría, jefe de las Divisiones de Prospectiva y Análisis Regulatorio y de Ambiente y Cambio Climático del Ministerio de Energía, y Carolina Zelaya, abogada senior experta en temas regulatorios del sector.
El segundo bloque «Flexibilidad: Luces y sombras», abordará el trabajo de la Estrategia de Flexibilidad que impulsa el Ministerio de Energía con la participación del sector privado, donde actualmente se trabaja en las modificaciones del reglamento de potencia. La discusión será moderada por Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, con la participación de Francisco Martínez, jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía; Jorge Moreno, consultor de Inodú, y Francesca Milani, presidenta de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).
Finalmente, el tercer y último módulo de la jornada «La nueva cara de la distribución», tendrá como moderadora Rosa Serrano, researcher PHD Student at The University of Manchester, donde también participarán Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G.; Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de CNE, y Alejandro Navarro, director de Systep y profesor de Sistemas de Distribución y Redes Inteligentes de la Universidad de Chile.
