septiembre 30, 2020 | Industria
El proyecto de ley que introduce la portabilidad eléctrica en el segmento de la distribución, y que forma parte de la llamada Ley Larga para la reforma del sector, fue analizado en el reporte mensual de Systep Ingeniería, donde se plantea la necesidad de conocer la forma en que el Ministerio de Energía incentive la materialización de la «potencial disminución de precios del mercado minorista».
Y es que, de acuerdo al documento de la consultora, la aparición del Gestor de la Información, que se propone crear en el proyecto, podría implicar un costo adicional «que deberá pagar el usuario final (costo eventualmente duplicado si se considera que las distribuidoras deberán seguir administrando la información de sus clientes para sus tareas de planificación, mantenimiento y operación de la red), por lo que este costo extra debe ser menor a los beneficios que traerá al sistema».
«Este tipo de análisis no es novedad para nuestro sector, por ejemplo, cuando se decidió y se mostró cuantitativamente que holguras (sobrecostos) en el sistema de transmisión traían beneficios en el mercado de generación (energía más barata), se agrega.
Otro elemento que, según Systep, podría significar un costo adicional es la forma en que se pagará la energía que se contrate para garantizar que los clientes pequeños y medianos tengan acceso a la tarifa regulada.
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«En efecto, el proyecto de ley indica que se debe licitar al menos la energía necesaria para el suministro de clientes pequeños más la energía de clientes medianos que optaron por tarifa regulada. Dado que estos clientes (hasta 5.000 kW) tienen la posibilidad de traspasarse a régimen libre, habría un riesgo de demanda relevante para los generadores que participen de estas licitaciones, razón por la cual el proyecto de ley establece un eventual monto de energía mínima (no definido aún) que se pagará a todo evento (take or pay)», se indica.
Y se agrega: «Esto significa que sería el usuario final (pequeños y medianos) quien se haría cargo de pagar dicha energía mínima independiente de si emigró a un régimen de tarifa libre, lo que representaría un costo adicional para dicho consumidor».
Como conclusión, el reporte señala que «la autoridad debe sopesar la distorsión que provoca la existencia de una tarifa regulada y el legítimo interés de proteger a los usuarios pequeños y medianos. Tal vez un punto intermedio, que vale la pena discutir, es dejar con la opción de tarifa regulada solo a los clientes pequeños (en España es sólo hasta 10 kW5) con lo cual el riesgo de demanda cae para el generador (hay abundante evidencia que muestra que los clientes domésticos son los que menos se cambian). Consecuentemente los pagos por energía mínima serían menores y no se distorsionaría la competencia para el resto de los agentes que sí son más activos y que por tanto ayudarán a la competencia».
«La comercialización es sin lugar a duda una buena idea, pero si se quiere desarrollar en forma óptima es vital dimensionar los costos de su incorporación (evitando sobrecostos innecesarios) de tal manera que sean mucho menores que sus potenciales beneficios, y para ello es clave discutir y analizar largamente su correcta implementación», se afirma.
agosto 31, 2020 | Industria
Un eventual escenario a futuro de riesgos de racionamiento, congestión en la transmisión y un aumento en los costos marginales que terminarían impactando las tarifas eléctricas son los principales efectos que prevé Systep Ingeniería si es que se aprueba el proyecto de ley de descarbonización acelerada que se tramita en el Congreso, en que se propone el cierre del parque termoelétrico a carbón a 2025, con el cese de operaciones inmediato para las centrales que tengan actualmente más de 30 años de antiguedad.
De acuerdo con el reporte mensual de la consultora, se evaluaron los riesgos que podrían emanar del retiro
abrupto de centrales carboneras, según el cronograma del Proyecto de Ley, realizando simulaciones de la operación del sistema eléctrico y la tarifa para clientes residenciales hasta 2031. «En este ejercicio se consideraron alrededor de 1,5 GW en centrales renovables de reemplazo actualmente en desarrollo, asociadas a la primera fase del plan de descarbonización, pero sin asumir reemplazo por el retiro adicional que impondría el Proyecto de Ley», se precisó.
Es así como el análisis sostiene un cambio por descarbonización acelarada podría generar «cambios a nivel de despacho (producción por tecnología), riesgos de racionamiento, flujos de transmisión y costos marginales».
Racionamiento
«Para evaluar el riesgo de racionamiento se calculó el “margen de reserva ajustado” para los escenarios base y de retiro anticipado. El retiro anticipado de termoeléctricas a carbón del sistema resulta en un margen de reserva promedio para el periodo 2026-2031 de 1,4 para horas de día y 1,2 para horas de noche, lo que representa una caída de 16% y 18% respecto del caso base. Sin embargo, para una condición hidrológica seca, como la probabilidad de excedencia 95% (año hidrológico 2016/17), el margen de reserva durante horas de noche cae a 1,1 en promedio entre 2026 y 2031», señala el reporte.
«Esto significa que la capacidad de generación disponible es sólo 10% mayor a la demanda máxima, lo que implica un alto riesgo de insuficiencia ante aumentos de demanda y menor disponibilidad de recurso primario (agua, sol y viento además de combustibles), en conjunto con la falla de alguna gran central de generación o elemento de transmisión. De hecho, las simulaciones resultan en racionamiento de la demanda a partir de 2029, alcanzando 18 días el 2031 (5% de las horas del año) en una hidrología seca (probabilidad de excedencia 95%). Este potencial racionamiento destaca la importancia de desarrollar nuevas centrales a fin de acotar la probabilidad de ocurrencia de eventos de falla en el suministro. Un contexto de precios más altos y menor confiabilidad de suministro podría ir en contra del impulso que la autoridad busca dar a la electrificación de la calefacción y el transporte», se añade.
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Transmisión
La cierre adelantado para todo el parque termoeléctrico a carbón, según Systep, también produciría nuevos escenarios de congestión en la transmisión: «Por ejemplo, si en el caso base se esperan importantes flujos desde la zona norte al centro (por producción solar en el día y carbón en la noche), el retiro total de las carboneras implica inversión de flujos durante horas de noche (desde el centro al norte), y una mayor probabilidad de congestión entre ambas zonas».
Y se agrega: «Las mayores necesidades de transmisión destacan la criticidad del proceso de planificación, dados los extensos plazos de desarrollo para obras de gran envergadura, por ejemplo, sobre 10 años para la línea HVDC entre Antofagasta y Santiago».
Costos marginales
Systep indica que el retiro anticipado del carbón también «resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal
aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas».
Se explica que, por ejemplo, este aumento de costos marginales aumentaría en 101% los costos de retiro promedio «que deben asumir los suministradores de los contratos para clientes regulados que vencen posterior al 2025, observándose un comportamiento similar en el caso de los clientes libres».
En las conclusiones del reporte mensual se indica que, si bien es «muy probable que haya espacio para adelantar la descarbonización, es necesario que el proceso esté acompañado de una planificación de largo plazo y políticas progresivas, basadas en análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales».
julio 31, 2020 | Industria
La necesidad de que la Ley Larga de Distribución incorpore mecanismos que permita una participación más activa de la demanda es uno de los planteamientos realizados por Systep Ingeniería, al analizar el escenario del consumo eléctrico en el país, a partir del impacto que ha tenido la pandemia del Covid-19.
De acuerdo con el diagnóstico de la consultora, con la capacidad instalada disponible y los costos de operación, «el sistema eléctrico puede apoyar el aumento de la producción (comercial e industrial) y el consumo de manera efectiva y eficiente en la medida que se busquen mecanismos para que los bajos costos de operación sean percibidos (al menos en parte) por el cliente final (reaccionando a ellos en función de su propia elasticidad de demanda)».
«Estos mecanismos deberán ser analizados cuidadosamente en la Ley Larga de Distribución a través de la propuesta de introducción de la figura del comercializador o incluso a través de mecanismos que permitan una participación más activa de la demanda, por ejemplo retiros directamente del mercado spot por parte de grandes consumos», se precisa.
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Escenario
El análisis de la consultora advierte un escenario incierto en la demanda eléctrica a causa de la pandemia del Covid-19, señalando que la disminución del consumo impacta a los precios de la energía que se transan en el mercado mayorista.
«Los costos marginales inciden en los ingresos de los generadores, en particular en aquellos generadores más expuestos al mercado spot y aquellos merchant», señalando que sus proyecciones para el segundo semestre del año es que el costo marginal promedio para la barra Alto Jahuel sea de US$32,8 por MWh.
«A modo de comparación, Enel Distribución traspasa un precio de nudo promedio de la energía a sus clientes de 72,75 US$/MWh9 (a tipo de cambio de junio). Los contratos entre suministradores y clientes permiten a estos últimos obtener precios estables, evitando la volatilidad en los precios a los que se acogerían de participar directamente en el mercado spot», sostiene el informe.
Según Systep, el periodo de cuarentenas se incidido en la reducción del consumo comercial e industrial, impactando en los costos operacionales. «Cabe señalar que tanto clientes libres y regulados en su mayoría tienen contratos de suministros celebrados antes de la pandemia, y por tanto no tenían en consideración las condiciones económicas a las que se ve enfrentado el país actualmente. Por otro lado, la indexación pactada en estos contratos no logra reflejar del todo las variaciones en los precios transados en el mercado mayorista», se indica.
Es así como, con estas consideraciones, la consultora sostiene la necesidad de que la discusión de la Ley Larga de Distribución busquen mecanismos para que sean percibidos por los clientes finales del sistema eléctrico.
julio 2, 2020 | Industria
Systep Ingeniería abordó la actual discusión en Chile respecto a la creación de un marco regulatorio para impulsar una industria nacional de hidrógeno, producido a partir de energías renovables, señalando la necesidad de desarrollar un mercado local dedicado a esta actividad, con el objetivo de reducir los actuales costos de este combustible, entre otros aspectos.
En su reporte mensual, la consultora destaca el alto potencial que tiene el país para producir hidrógeno verde y así exportarlo. «Estaríamos trasladando el potencial renovable de nuestro territorio a zonas que cuenten con menos recursos de este tipo,añadiendo valor agregado a nuestra industria local. La Unión Europea (UE) se perfila como posible consumidor de hidrógeno verde, y Chile podría abrirse a ese mercado si es que se inicia
el desarrollo local de hidrógeno a tiempo», indica el análisis.
Y se agrega: «Es menester desarrollar el mercado de producción local para lograr disminuir los costos de este combustible y ser competitivos a nivel internacional. No obstante, la UE pretende producirlo con sus propios recursos renovables, y es necesario tener en cuenta que los costos de transporte son altos debido a la complejidad
que presenta el hidrógeno para licuarlo y así poder transportarlo».
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Por este motivo la consultora plantea que se debe «estudiar a fondo la competitividad que tendría el negocio de producción en Chile para su posterior exportación, frente a la producción en el lugar de consumo final o frente a otros potenciales productores de hidrógeno verde (países de alta radiación y acceso a mar, por ejemplo, aquellos en la península arábiga)».
También resalta el trabajo del Ministerio de Energía en el desarrollo de una estrategia nacional de hidrógeno, junto al sector privado, además de las discusiones que se han realizado en las conferencias de la Misión Cavendish, que organiza el Club de Innovación, H2 Chile y el Comité Solar e Investigación de Corfo.
«Ciertamente, el hidrógeno verde no es la única solución a todos los desafíos venideros respecto de la transición hacia la carbono neutralidad, pero aparece como un prometedor complemento a las energías renovables, y puede tomar un rol preponderante en la descarbonización de sectores industriales y de transporte de Chile y el mundo», concluye el reporte.
mayo 29, 2020 | Industria
Ante el escenario de un menor flujo de ingresos para las empresas eléctricas, a causa del actual escenario de la pandemia del Covid-19, Systep Ingeniería señala que el gobierno «deberá diseñar un mecanismo adecuado, una vez acabados los fondos de estabilización, que evite efectos adversos, como el aumento de tarifa previo a la aplicación de las reducciones esperadas».
Según el análisis publicado en el reporte mensual de la consultora, el eventual nuevo mecanismo «deberá ayudar a mantener la cadena de pagos, tanto para mantener la salud financiera de las empresas, como para que los clientes puedan seguir pagando sus cuentas».
El documento sostiene que los efectos económicos de la crisis sanitaria «aumentarán las presiones para que el gobierno reduzca las tarifas de los clientes regulados», por lo que plantea la necesidad de «recuperar los saldos acumulados sin que la tarifa efectiva aumente, pero a la vez manteniendo la estabilidad financiera de las empresas del sector».
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Mecanismo
El reporte Systep recuerda que, por motivo del estallido social de octubre del año pasado, la autoridad congeló las tarifas de energía y potencia, para posteriormente congelar el Valor Agregado de Distribución (VAD) y el cargo de transmisión nacional y zonal, lo que ha implicado una acumulación de fondos a pagar en el futuro, los que se deberán recuperar a través de las tarifas, por lo que la consultora se interroga «qué ocurrirá en caso de una mayor contracción económica y cómo lo anterior podría agravar la situación de los clientes finales y empresas del sector».
«Los cargos de energía y potencia, asociados al segmento de generación, están congelados de acuerdo con la Ley 21.185, a fin de proteger a los clientes regulados del alza del tipo de cambio, inflación, entre otras variables macroeconómicas. Sin embargo, como consecuencia de este mecanismo se acumularán saldos, con un tope de 1.350 MMUSD, los cuales se compensarán con la entrada en vigencia de contratos con precios menores a las tarifas vigentes, resultantes de las licitaciones 2015/01 y 2017/01 y respaldados en gran medida por fuentes de energía renovables», menciona el documento.
«Una vez alcanzado el tope, los saldos se deberán ir pagando con recargos, adicionales al IPC, a las componentes de energía y potencia de los clientes finales al igual que aquellos saldos que no lograrían ser pagados antes del término del mecanismo de estabilización, a finales de 2027. En este contexto, si se mantiene un tipo de cambio sobre los 820 CLP/USD, el tope podría alcanzarse durante el 2021, por lo que salvo que el gobierno lo extienda mediante una nueva ley, habría un aumento adicional al IPC en la tarifa de los clientes», se explica.
