diciembre 9, 2021 | Industria
En el marco del seminario online «Transmisión Eléctrica como habilitadora de la transición energética», que organizó Cigre Chile, la presidenta de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), Francesca Milani, aseguró que los cargos adicionales a energía y potencia han estado en aumento los últimos 4 años.
«Lo que hemos visto en estos años es que todos los cargos adicionales a energía y potencia han subido aproximadamente como un 83% en cuatro años», señaló en primera instancia Milani.
«Entonces la verdad, desde el punto de vista de clientes, no hemos visto beneficio alguno porque vemos, por un lado, que los costos han ido subiendo y subiendo, tanto los de transmisión como los servicios complementarios, que también cambió con la ley de transmisión», agregó.
Además, la presidenta explicó que «esta falta de señal de localización para la generación es necesaria, porque justamente contribuye a disminuir estos costos de transmisión lo que se perdió con la ley».
Escenarios
En la ocasión, también participó Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor, quien abordó la Planificación Energética de Lago Plazo (PELP) afirmando que «como se concibió en el 2016, era una planificación por escenarios».
Además, explicó que es un avance, pero “no porque no se hicieran escenarios antes sino de cómo tener escenarios que fueran lo suficientemente robustos para pensar la expansión de la transmisión de largo plazo”, agregó.
Finalmente, señaló que «pese a que se ha ido avanzando, cómo se alinean otras iniciativas que tiene naturalmente el sector público, como son el plan nacional de eficiencia energética, los planes de electromovilidad, cómo todo esto va conversando en base a estos escenarios que se plantean», concluyó.
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 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.
octubre 8, 2021 | Industria
Con la meta de alinear el desarrollo de la actividad de cada compañía a los objetivos del Acuerdo de París sobre cambio climático, las empresas Antofagasta Minerals, TECK, Anglo American y Codelco −entre otras grandes compañías asociadas al Consejo de Minería y Metales (ICMM)− firmaron un compromiso para reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
“El objetivo de este acuerdo es alcanzar el Net Zero para alcance 1 y 2 en 2050 o antes y fijar objetivos sobre las emisiones de alcance 3 a más tardar a fines de 2023”, explica Francesca Milani, Regional Supply Energy & Water Anglo American y presidenta del directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos (Acenor AG).
Emisiones
Cabe señalar que las emisiones de alcance 1 son emisiones directas producidas por quema de combustibles por parte del emisor, las de alcance 2 son emisiones indirectas generadas por la electricidad consumida, y las de alcance 3 son emisiones indirectas que se producen por la actividad del emisor pero que están bajo el control de un agente ajeno al emisor.
A los años propuestos como metas, al acuerdo se suma la aplicación de metodologías robustas de medición y una mayor transparencia de la información.
“Con este tipo de iniciativas se hace evidente que los clientes eléctricos están impulsando la descarbonización de la economía en forma competitiva y sostenible”, indica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.
septiembre 3, 2021 | Industria
El cliente como rol fundamental durante la transición energética, fue una de las aristas que expuso Javier Bustos, director ejecutivo de Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), durante la última jornada del seminario «Los desafíos de la institucionalidad eléctrica chilena», realizado por el Comité Chileno de Cigre.
«En esta transición energética el cliente pasa a tener un rol mucho más fundamental y esto es importante porque en las discusiones hablamos de la infraestructura, de todo lo que hay que crear, de toda la inversión, pero nos olvidamos de que eso existe justamente para abastecer una demanda», señaló Bustos.
Del mismo modo, también habló del cambio del paradigma en cuanto al diseño institucional, donde afirmó que el camino de un nuevo paradigma donde «ya no tenemos un solo regulador técnico, sino tenemos multiplicidad de organismo que interactúan con instituciones públicas, privadas, autónomos y que antes no teníamos».
Asimismo, explicó acerca del camino hacia la descentralización y que la «generación descentralizada no ha sido priorida». «Hay 6.800 MW en conexión en zonas congestionadas en las redes de transmisión, yo lo que digo en realidad cuando se planificó la ley de transmisión, la idea es que la transmisión orientara la generación, no que la generación se instalara donde quisiera, porque justamente los costos no lo iba a ver la generación, sino que lo iba ver el cliente final», indicó.
Regulación
En este panel también participó Rodrigo Castillo, director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., quien aseguró que en un modelo anterior los clientes tenían un rol totalmente pasivo y que ahora «tienen la posibilidad técnica de tener un rol dentro del sistema».
Además, agregó que desde el punto de vista de transición energética es que «la institucionalidad chilena debe vivir una reforma muy significativa que permita la descentralización de aquellas decisiones que requieran ser descentralizadas, pero al mismo tiempo una gran robustez desde el punto de vista técnico».
También, participó Francesca Milani, presidenta de directorio de Acenor, donde señaló que el costo total no es visible para clientes en las plataformas del Coordinador Eléctrico. «No tenemos información simple y clara respecto a pagos por servicios laterales, por servicios complementarios y todos estos costos adicionales que tenemos que sumar al costo de energía. En resumen, falta orientación al cliente”»,finalizó.
