noviembre 29, 2021 | Industria
De acuerdo con el reporte mensual elaborado por la Asociación de Clientes Eléctricos (Acenor A.G.), el pago de Servicios Complementarios promedio en septiembre cayó un 43% respecto del mes de agosto del presente año, pasando de US$34,9 millones a US$19,9 millones.
“Esta caída se debe en gran medida a la aplicación del dictamen N°10 del Panel de Expertos Eléctrico, discrepancia que fue impulsada por clientes libres y acompañada por Acenor A.G. El dictamen permitió que se aplicara un factor de desempeño a todas los componentes de costos de servicios complementarios de control de frecuencia. Ello generó una disminución de más de 5 millones de dólares, lo que representa un tercio de la caída en los pagos del mes de septiembre versus el mes de agosto”, explica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.
Otros factores que explican la reducción en el pago se encuentran en la baja del costo marginal promedio mensual que descendió de US$112,9 por MWh, a niveles de US$55,9/MWh, de acuerdo con lo que detalla el reporte de la asociación de clientes libres. El mismo agrega que, a pesar de la reducción en el pago del mes de septiembre, en comparación con el mismo mes de 2020, el incremento fue de 31% con respecto a los US$15,2 millones del año anterior. Esto lleva a que el promedio mensual enero-septiembre de 2021 alcance los US$20,1 millones, mientras que el 2020 alcanzó los US$11,5 millones.
Servicios Complementarios
Cabe recordar que los servicios complementarios se encuentran definidos en el artículo 225°, letra z) de la Ley General de Servicios Eléctricos, como aquellas prestaciones que permiten efectuar la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°.
Los servicios complementarios aportan a la seguridad y calidad del servicio eléctrico, mediante la provisión de control de frecuencia y control de tensión, entre otros.
En la reforma a la ley eléctrica de 2016 se introdujo una separación entre el mercado de energía y el de servicios complementarios (SSCC): la energía seguiría un esquema de costos declarados, mientras los SSCC podrían ser prestados mediante ofertas en subastas.
Este es un tema relevante para los clientes libres dado que las remuneraciones de los servicios complementarios son pagadas mensualmente por los usuarios finales a través de un cargo de servicios complementarios.
octubre 28, 2021 | Industria
La modernización en la determinación de los precios spot, la introducción de un mercado vinculante del día anterior y el perfeccionamiento de las subastas de Servicios Complementarios, son algunos de los puntos que se consideran para mejorar el diseño del mercado eléctrico.
Esto es parte de uno de los tópicos que aborda el estudio «Cambios al mercado y a la regulación eléctrica para una descarbonización profunda», elaborado por Carlos Suazo, socio de SPEC y Rodrigo Moreno, académico de la Universidad de Chile e investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), en que se muestran líneas de acción a largo plazo.
El informe también abarca el rol de las nuevas tecnologías en el proceso de descarbonización, las mejoras en la planificación de la transmisión y en los problemas y mejoras en la operación del sistema eléctrico.
Además analiza los problemas y perfeccionamientos en el diseño del mercado eléctrico de corto y largo plazo, donde la propuesta apunta a «corregir fallas asociadas a las señales de corto plazo para lograr una operación eficiente del mercado; profundizar mecanismos de largo plazo de modo de reducir riesgos de inversión en un sector económico con creciente inversión en capital, junto con atraer inversiones que minimicen el costo total de abastecimiento, y crear condiciones para el desarrollo de nuevas tecnologías como el almacenamiento y la participación de la demanda».
En la modernización en la determinación de los precios spot, se plantea el uso de software específico para corregir esta situación, lo cual «haría un real uso de la teoría marginalista para el cálculo del precio spot, tal como lo estipula el espíritu original de la ley eléctrica. Así, los precios reflejarán las cambiantes condiciones físicas del sistema y los participantes del mercado tendrán los incentivos para capturar dichas señales (tanto oferta como demanda)».
También se menciona la idea de incrementar la granularidad en la determinación de precios spot para incentivar la flexibilidad, además de la introducción de un mercado vinculante del día anterior: «proponemos la introducción de un mercado del día anterior vinculante, que entregue una cobertura de riesgo financiero a los agentes del mercado respecto de modificaciones a la operación en tiempo real».
«Creemos que la creación de este nuevo mercado incentivaría a que todos los agentes, incluyendo la demanda (que participa de forma indirecta mediante su comercializador), realicen el mejor pronóstico de su disponibilidad para la operación real, intentando minimizar los costos de rebalanceo del sistema producto de desvíos respecto a los compromisos adquiridos en el mercado del día anterior. Este diseño entrega una base transparente a efectos de crear nuevos mecanismos para asignar los costos de desviaciones que puedan darse respecto de la operación del día anterior. Asimismo, constituye una señal necesaria para tecnologías como el almacenamiento de forma que determinen su posición en el mercado de forma segura», se explica.
En cuanto al perfeccionamiento de las subastas de Servicios Complementarios, los autores sostienen que «existen, a nuestro juicio, mejores mecanismos para encontrar un balance más eficiente entre estos objetivos conflictivos (mitigación de poder de mercado versus señal de expansión)».
octubre 25, 2021 | Industria
Recientemente el Panel de Expertos de Energía emitió el dictamen respecto de una discrepancia presentada por distintos clientes libres sobre los pagos realizados por Servicios Complementarios (SSCC) en el primer semestre de 2021.
El motivo de esta discrepancia −la que fue impulsada por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.) y el Consejo Minero, y formalmente presentada por Anglo American Sur, Compañía Minera Collahuasi y Compañía Siderúrgica Huachipato− fue que el Coordinador no estaba evaluando el desempeño de los proveedores de algunos servicios complementarios.
El Panel coincidió con el fondo de la discrepancia presentada, ya que, según la normativa eléctrica, el pago de los Servicios Complementarios depende de su correcta prestación, la que se evalúa a través de la aplicación de factores de desempeño. Esto, independientemente de si los servicios complementarios se materializan a través de licitaciones o subastas o bien mediante instrucción directa del Coordinador. En definitiva, si el servicio no se presta de manera adecuada, ello debe reflejarse en su remuneración, algo que el Coordinador no estaba considerando en algunos componentes de costos de estos servicios.
«Este dictamen beneficia a todos los clientes libres y su aplicación permitirá una reducción promedio de al menos 2 millones de dólares mensuales en el pago por SSCC. Esto vendría a representar una reducción promedio de al menos 0,5 USD/MWh mensuales», explica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.
Este resultado implica que, en lo sucesivo, «el Coordinador tendrá que aplicar el factor de desempeño a todos los componentes de los servicios de control de frecuencia, cualquiera sea su modalidad de asignación, brindando los incentivos correctos para que el servicio sea provisto en las condiciones de calidad que el sistema requiere», detalla Felipe Castellón, Ingeniero Senior de Planificación de Compañía Siderúrgica Huachipato, una empresa del Grupo CAP.
«A pesar de que las empresas discrepantes solicitaron que se revisaran los balances anteriores, de enero de 2020 a mayo de 2021, el Panel consideró que la oportunidad para dichas revisiones se encontraba fuera de plazo», informó el gremio.
En los próximos balances del Coordinador se va a establecer el proceso de reliquidación de los meses de junio a agosto. Para el mes de septiembre, el Coordinador ya comenzó la aplicación del dictamen y el correspondiente factor de desempeño.
septiembre 20, 2021 | Industria
De acuerdo con el Reporte de Seguimiento Mensual del Mercado de Servicios Complementarios que realiza la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), el pago promedio por estos servicios en julio aumentó 28% respecto a junio del presente año, pasando de US$16,1 millones a US$20,6 millones.
El mismo documento destaca que desde la creación del mercado de servicios complementarios, esta es la primera vez que su remuneración supera los us$20 millones mensuales.
Si los precios se comparan con el mismo mes de 2020, el incremento fue de 59% considerando que ese año se pagaron US$13 millones.
«Cuando los valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago mensual promedio que finalmente terminan abonando los clientes se incrementa respecto del mes de junio, alcanzando 3,2 USD/MWh», indica el documento gremial.
Algunas de las razones coyunturales que explican esta alza, de acuerdo con Acenor, se encentran en el incremento en julio del costo marginal promedio mensual, el cual «superó los 120 USD/MWh, desde niveles previos entre 65 y 85 USD/MWh».
«A esto se suman las condiciones hidrológicas del sistema producto de la sequía extrema por la que atraviesa el país, la que estaría afectando la disponibilidad de recursos hidráulicos para la prestación de servicios complementarios», informó la asociación.
«Estructuralmente, estos aumentos se dan en un escenario donde los SSCC son prestados, casi completamente, por las mismas centrales convencionales, con un reducido número de oferentes y subastas que terminan mayormente desiertas o parcialmente desiertas», se agregó.
septiembre 2, 2021 | Industria
El Coordinador Eléctrico Nacional presentó su primer «Informe Semestral de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico de Chile 2021», donde se analizó el tema del gas inflexible, donde se sostiene que no se detectaron «indicios de atentados unilaterales a la competencia».
El documento -que complementará la información anual que se publica en el mes de marzo-, fue elaborado por la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) del organismo, en que se exponen los principales datos del mercado eléctrico nacional recopilados hasta el 30 de junio de este año, entregando -además- conclusiones respecto de las subastas de servicios complementarios.
En relación a la primera materia el informe señala que «el escenario que se trata de evitar con esta condición de suministro especial -que un buque sea devuelto por no existir capacidad de almacenamiento-, no solo puede afectar el mercado eléctrico, sino que, también, el sector industrial, comercial y residencial».
Gas inflexible
En cuanto a los potenciales efectos de competencia, la UMC realizó los análisis pertinentes en los términos que señala el Artículo 72-10 de la Ley General de Servicios Eléctricos, con el objetivo de detectar indicios de eventuales conductas anticompetitivas a fin de ponerlas en conocimiento de la autoridad de competencia respectiva.
«En particular, se analizó la evolución del balance de transferencias horario de las empresas, la generación con gas inflexible y los costos marginales de energía, y no se detectaron indicios de atentados unilaterales a la competencia”, indica el informe», se señala.
Según el documento, «esto es coincidente con lo resuelto por la Fiscalía Nacional Económica quien señaló en su resolución de fecha 15 de julio de 2021, en que dispuso el archivo de la investigación Rol N° 2357-15 FNE, que las empresas investigadas han adoptado medidas con objeto de mitigar posibles riesgos de incumplimientos a la normativa de libre competencia producto de las operaciones conjuntas de exportación de GNLR y que por otra parte la modificación a la NT de GNL de 2019 y la acción de monitoreo de las condiciones de competencia que realiza el Coordinador limitan la posibilidad de conductas oportunistas que puedan distorsionar la operación del mercado».
«No obstante lo anterior, la UMC seguirá analizando la información pertinente respecto del mercado de GNL para generación eléctrica», se agregó.
Servicios Complementarios
La UMC analizó también el mercado de los Servicios Complementarios (SSCC) de control de frecuencia, concluyendo que «al analizar las adjudicaciones derivadas de la programación real y los casos bases desde el 1 de enero al 3 de agosto de 2021, no se aprecian diferencias estadísticamente diferentes de cero en variables claves como costos marginales, costos de oportunidad y sobrecostos».
Y se añade: «Asimismo, al comparar la distribución de dichas variables hasta el 9 de julio de 2021 y con posterioridad a dicha fecha, período en que se encuentra vigente la modificación de las bases administrativas, siguen estando centradas alrededor de cero, aunque presentan una ligera disminución de la varianza en el caso de los costos de oportunidad y sobrecostos, la que se explica por lo breve de dicho período».
El documento sostiene que la distribución de precios «refleja que se han ofertado consistentemente valores por debajo de los determinados por la CNE en sus resoluciones de valores máximos, no existiendo mayores variaciones luego del cambio de definición de procesos parcial o totalmente desiertos. Lo anterior refleja que el desempeño del mercado de SSCC identificado en el informe de SSCC 2022 se ha mantenido».
Finalmente, se informa que «si bien las adjudicaciones por instrucción directa han aumentado en el último tiempo para todos los servicios, ello no podría ser atribuido al cambio en las bases administrativas. Con todo y a fin de promover la competencia, el Coordinador se encuentra analizando la participación de la demanda en la provisión de servicios complementarios».
