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Evaluación de los Servicios Complementarios cerró Mes de la Energía 2021 del Colegio de Ingenieros

Este jueves se realizó la última jornada del Mes de la Energía, organizado por el Colegio de Ingenieros, donde se analizó el Sistema Eléctrico Nacional, con la participación de Deninson Fuentes, jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, Juan Carlos Araneda, gerente de Planificación de Transmisión del Coordinador Eléctrico, y Mauricio Osses, presidente de la Comisión de Energía de la orden.

Fuentes abordó el tema de las subastas de Servicios Complementarios, repasando los desafíos de flexibilidad que tiene el sistema eléctrico ante el mayor ingreso de energías renovables variables. 

«Esa flexibilidad en la operación de corto plazo hace relación a los segundos y milisegundos hasta horas requiere de ciertos elementos, cualidades y equipamientos para que este sistema pueda mantener una operación segura y eficiente. Ahí nace el tema de los servicios complementarios, que son todas las prestaciones que permiten efectuar la coordinación entre la coordinación de la operación del SEN», indicó.

«Los desafíos en la implementación del nuevo sistema de SSCC tienen que ver con la flexibilidad de la operación, participación de nuevos agentes e incorporar subastas y licitaciones. Su proceso regulatorio ha sido extenso porque para que funcione este mercado deben haber reglas claras, por lo que la CNE se ha esforzado mucho en eso, ya que son mercados nuevos», aclaró.

Según el personero, «en el primer año de operación, se identificó que la desviación estándar de costos marginales en las horas de un mismo bloque pueden superar los US$35/MWh. Esto muestra la alta incertidumbre de los CMg en cada bloque. En segundo lugar, los oferentes deben incorporar incertidumbre por la estructura de bloques en sus ofertas y por último, deben haber bloques más pequeños (ofertas horarias) ya que podría permitir una mejor gestión de la incertidumbre para los oferentes».

Transmisión

Por su parte, el gerente de Planificación de Transmisión en Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Araneda, desarrolló el repotenciamiento de líneas en la expansión de la transmisión, donde señaló que «hay que buscar proyectos económicamente eficientes y necesarios en los distintos escenarios energéticos. Hay que velar por la seguridad y servicio y la minimización de riesgos de abastecimiento».

Araneda añadió que la construcción de nuevas líneas de transmisión «presenta dificultades y retrasos por la oposición de comunidades, negociación de servidumbres con propietarios de terrenos y la gestión de aprobación ambiental. Sus plazos de desarrollo son muy superiores a los plazos de desarrollo de los proyectos de energías renovables, por lo tanto hay que anticipar el desarrollo de las expansiones de manera de responder a tiempo tanto de la oferta como la demanda».

«Entre sus alternativas para el repotenciamiento de estas líneas de transmisión, se encuentra el reemplazo de conductores existentes (cobre por aluminio), el reemplazo de conductores existentes por algunos de máxima capacidad, aumento del nivel de tensión de transmisión, el uso de la franja de servidumbre y reemplazo de la línea de transmisión y por último, la conversión de líneas de AC a DC», culminó el ejecutivo.

Estas son las novedades del informe preliminar de Servicios Complementarios 2022

Estas son las novedades del informe preliminar de Servicios Complementarios 2022

La determinación de reservas para Control Secundario y Terciario de Frecuencia en función de la estacionalidad y bloques horarios, junto a la conclusión de que para el próximo año no se requerirá Control Rápido de Frecuencia ni de Cargas Interrumpibles son los puntos destacados del Informe Preliminar de Servicios Complementarios 2022, publicado por el Coordinador Eléctrico Nacional.

El organismo informó a las empresas coordinadas que, en caso de emitir observaciones al Informe, «se solicita su envío mediante carta y con copia al correo electrónico sscc.dco@coordinador.cl a más tardar el día 14 de junio de 2021, indicando en el asunto “Observaciones a Informe de Servicios Complementarios 2022” y utilizando el formato adjunto».

Según el documento, en materia de competencia en el mercado eléctrico local, se consideran seguir realizando subastas de los servicios de Control de Frecuencia Primario de bajada, Secundario y Terciario, además de licitaciones de servicios EDAC por subfrecuencia; Instalaciones que prestan Servicios Complementarios; Instalación y/o Adecuación de Infraestructura, y Calendarización de los Servicios.

Servicios Complementarios: monto promedio de pago mensual pasó de US$5 millones a US$20 millones

Servicios Complementarios: monto promedio de pago mensual pasó de US$5 millones a US$20 millones

El pago de Servicios Complementarios pasó de un promedio mensual de US$5 millones a inicios de 2020, cuando comenzó el nuevo régimen legal, a US$20 millones en los primeros meses de este año, según relevó el nuevo reporte de seguimiento mensual de este mercado que elabora la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).

Según el documento, «cuando estos valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago creció de menos de 1 USD/MWh a más de 3 USD/MWh».

El Control Primario de Frecuencia (CPF) es el principal componente para el pago de estos servicios, con una participación promedio de 51% entre abril de 2020 y marzo de 2021, seguido de el Control Secundario de Frecuencia (19%); el Control Terciario de Frecuencia (16%); infraestructura (6%); Costo Combustible Adicional y Costo Recurso Adicional (5%), y Control de Tensión (3%).

Acenor, que agrupa a los principales clientes libres industriales del país, señaló que el reporte viene a informar sobre un tema relevante para los clientes del sector eléctrico, «dado que las remuneraciones son pagadas mensualmente por los usuarios finales a través de un cargo de servicios complementarios».

Servicios Complementarios: estudio sugiere suspender subastas de servicios de reserva

Servicios Complementarios: estudio sugiere suspender subastas de servicios de reserva

El director ejecutivo de GPM-A.G., Danilo Zurita, planteó la necesidad de que exista sintonía respecto al régimen de Servicios Complementarios, vigente desde el año pasado, revisando los impactos que se generan en la competencia entre los actores del mercado.

Así lo sostuvo el representante gremial durante la presentación del estudio «El costo de subastar los servicios complementarios de reserva», realizado por el Cristián Muñoz, director fundador de Breves de Energía, donde se propone suspender las subastas de los servicios de reserva, estableciendo un esquema que considere una planificación de la operación de corto plazo de las unidades.

Al presentar el trabajo, donde se conectaron más de 110 personas, Zurita afirmó que el actual esquema de Servicios Complementarios viene de la mano de la introducción de competencia en el suministro de servicios que apoyan la generación de energía y potencia, a través de subastas o licitaciones cuando estos son calificados como competitivos, o como instrucción directa cuando no lo son.

«El punto que ha abierto el debate, y que es el origen del estudio a presentar, tiene que ver con la coherencia entre un mercado de costos auditados, que es el de la energía, en conjunto con un mercado de ofertas en regulación de frecuencia, todo a través de un proceso de cooptimización, y cuáles son los efectos en la competencia entre agentes», precisó.

Estudio

En sus conclusiones, el estudio indica sugiere la conveniencia de suspender definitivamente las subastas de los servicios de reserva, «pues, incluso con las modificaciones de diseño implementadas en diciembre de 2020, se persiste en mantener un esquema híbrido que no garantiza la operación a mínimo costo del sistema interconectado».

«En su reemplazo, se sugiere implementar un esquema coherente con una planificación central de la operación de corto plazo de las unidades, pues, los principales costos relacionados con la provisión de las reservas: costos de oportunidad y activación, ya se encuentran recogidos en los costos operacionales auditados por el Coordinador», se señala.

Presentarán primer estudio sobre el costo de subastar los servicios complementarios de reserva

Presentarán primer estudio sobre el costo de subastar los servicios complementarios de reserva

Los resultados del primer estudio sobre el costo de subastar los servicios complementarios de reserva serán abordados en el webinar que realizará GPM-A.G., el gremio que reúne a los pequeños y medianos generadores, el cual será presentado por Cristián Muñoz, especialista de Breves de Energía, con la moderación de Danilo Zurita, director ejecutivo de la asociación.

El estudio se enmarca en el mecanismo de subasta implementado por el Coordinador Eléctrico Nacional en 2020, el cual se modificó en el segundo semestre del año pasado.

Estudio

En este contexto, un estudio de Breves de Energía señala que las subastas de los servicios de reserva encarecen el suministro de electricidad. «En efecto, entre enero y septiembre de 2020 las subastas incrementaron los costos de operación del sistema interconectado en US$57 millones, un 6% por encima del costo que se habría tenido con un mecanismo de asignación central de las reservas. De estos mayores costos, US$26 millones provienen de un incremento en la generación de las centrales termoeléctricas por operaciones a mínimo técnico, principalmente a gas, y que, en buena parte, serán traspasados como cargos laterales en las cuentas de los clientes».

Según se indica en la investigación, «más que una falla en el diseño, el problema de las subastas radica en que los cuatro generadores que concentran los servicios de reserva, pueden seleccionar sus ofertas a fin de optimizar su posición comercial en el spot, incluyendo sus transacciones de energía y reserva. Sin embargo, sus ofertas difícilmente podrán ser desafiadas por el resto de los generadores incumbentes, pues en su mayoría disponen de recursos no despachables. Se crea así una instancia que le permitiría a estos cuatro generadores ejercer poder en el mercado spot, derivando en una operación más cara del sistema interconectado y en precios spot por debajo de los que habrían resultado de un esquema central».

«La evidencia mostrada en el estudio sugiere la conveniencia de que el Coordinador suspenda definitivamente las subastas de los servicios de reserva, pues, incluso con las modificaciones de diseño implementadas en diciembre de 2020, se persiste en mantener un esquema híbrido que no garantiza la operación a mínimo costo del sistema interconectado», se concluye en el estudio.

Más información: info@gpm-ag.cl