agosto 18, 2021 | Industria
«Era apropiado que la autoridad dictara un marco de acción para evitar llegar a una situación de corte de suministro generalizado». Así lo señala Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor AG), al analizar con ELECTRICIDAD el decreto preventivo del Ministerio de Energía para evitar situaciones de estrés en el sistema eléctrico que afecten su seguridad, ante la crisis hídrica que afecta a las centrales de generación hidráulica.
El representante gremial también asegura que algunas medidas impactarán en el sector de clientes libres industriales.
Comentarios
¿Qué le parece este decreto?
Encontramos que, dada la situación de estrechez del sistema producto de la sequía y los problemas de suministro de GNL y petróleo diésel, era apropiado que la autoridad dictara un marco de acción para evitar llegar a una situación de corte de suministro generalizado. En la experiencia del último decreto de racionamiento preventivo de hace diez años atrás, este tipo de medidas es sumamente importante para la seguridad del sistema.
A su juicio, ¿cuáles son puntos más destacados?
Los puntos más destacados se encuentran en las medidas que apuntan a un manejo conservador del recurso hídrico, que va a ser sumamente necesario en los próximos meses de verano. En este punto, el decreto es preciso en establecer que el Coordinador debe evitar utilizar en la operación normal las reservas de agua disponibles al 13 de agosto de 2021, y propender al menos a mantenerlas.
En cuanto a la disponibilidad de combustibles, es importante que las empresas generadoras que presenten indisponibilidades asociadas a falta de combustibles informen las razones de dicha falta, y en caso de que sea necesario, esto se vea reflejado en el cálculo de la remuneración por potencia de suficiencia de las respectivas instalaciones.
Finalmente, es destacable también la estimación de ahorros de consumos y plan de implementación que las empresas distribuidoras deben entregar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
¿Cuál es el impacto de estas medidas en la industria de clientes libres?
Los clientes libres están al tanto de la situación de estrechez eléctrica del sistema y no podemos restarnos a las medidas que apuntan a evitar una situación de racionamiento que nadie desea. Evidentemente hay impactos, como el hecho que el Coordinador puede restringir la participación de centrales hidráulicas de embalse en las subastas de servicios complementarios, lo que va a reducir la oferta en un mercado que ya tiene problemas y altos precios que son traspasados a clientes finales.
También hay efectos para clientes libres en distribución en caso de reducciones de tensión y voltaje. En procesos productivos que son muy sensibles a estas variaciones es necesario que se mantenga la calidad del servicio y que el plan de implementación que las empresas distribuidoras deben entregar a la SEC, según indica el decreto, sea considerando estos efectos.
¿Cuál es lo más difícil de aterrizar en las medidas anunciadas?
En particular, no queda claro cómo se relaciona el objetivo de mantener las reservas de agua disponibles al 13 de agosto con una posible definición futura de un nivel de reserva hídrica que se le encarga al Coordinador estimar, en caso de que se prevea un déficit de abastecimiento. En decretos preventivos de racionamiento previos se indicaba este valor de reserva hídrica en forma explícita.
Finalmente, en caso de que sea necesario racionar, no están claros los tiempos de comunicación en que el Coordinador o el suministrador respecto del aviso a los clientes que deban disminuir carga, ya que el decreto sólo menciona que se informará “oportunamente”. Creemos que es necesario que exista una adecuada difusión de información del monitoreo que va a estar llevando adelante la CNE y el Coordinador, de manera que todos los actores del sector se encuentren informados de la situación real por la que está atravesando el sistema eléctrico nacional.
agosto 18, 2021 | Industria
Fue publicado el esperado decreto del Ministerio de Energía para evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional, preservando con ello la seguridad, donde el Coordinador Eléctrico tiene un rol clave.
En la aceleración de proyectos de generación que contempla el documento, se establece que el organismo agilice los tiempos de revisión remitidos por los titulares de estas iniciativas, «de manera tal que disminuyan los tiempos y número de iteraciones asociadas a las observaciones que pueda tener el Coordinador o las empresas involucradas».
También se indica que el Coordinador debe distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, en lo que respecta a los procesos de conexión de los proyectos de generación.
En lo que se refiere a la utilización de energía embalsada, se señala que le Coordinador «deberá informar periódicamente a la Comisión, a requerimiento de la misma, acerca del estado hidrológico en las cuencas con generación hidroeléctrica de embalse del SEN, a efectos de poder realizar un monitoreo permanente para la potencial necesidad de definir una reserva hídrica», proponiendo un monto de reserva hídrica que se sume a la reserva operacional que se señala a continuación.
También se contempla que, en la programación de la operación del sistema, el organismo «deberá garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones en un determinado horizonte de tiempo, preservando la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico. Para estos efectos, en el proceso de programación de la operación y durante todo el periodo de vigencia del presente decreto, el Coordinador determinará el nivel de colocación de las energías y reservas y el uso óptimo de las instalaciones».
Otro punto es que deberá tomar las medidas que considere pertinentes, entre otras, las que puedan restringir la participación de centrales hidráulicas de embalse en las subastas de servicios complementarios, mientras que en la definición de condición hidrológica a utilizar en la programación, «deberá utilizar criterios conservadores en la programación de la operación del sistema eléctrico, a efectos de reducir la probabilidad de déficit energético del SEN».
La optimización del mantenimiento de unidades generadoras es otro de las tareas asignadas en el decreto: «El Coordinador deberá optimizar permanentemente el Programa de Mantenimientos Preventivos Mayores (“PMPM”) de las centrales del SEN, con el objetivo de minimizar las situaciones de déficit del sistema. En particular, el Coordinador deberá revisar los antecedentes que respaldan la clasificación de un PMPM como impostergable, y solicitar antecedentes adicionales a los coordinados si lo estima necesario, para clasificar un mantenimiento preventivo como impostergable».
El monitoreo de indisponibilidades de combustibles es otra responsabilidad encargada al organismo, en que se señala que las empresas generadoras que presenten indisponibilidades de generación asociadas a falta de combustibles en la central generadora, deberán informar detalladamente al Coordinador las razones de dicha falta, en la forma y plazo que determine el Coordinador.
«El Coordinador deberá tomar todas las medidas necesarias para que las indisponibilidades queden adecuadamente reflejadas en el cálculo de la remuneración por potencia de suficiencia de las respectivas instalaciones. La Comisión y la Superintendencia, respecto de las medidas señaladas en el presente artículo, en todo lo que resulte aplicable, deberán priorizar y agilizar la tramitación de los permisos o autorizaciones que les corresponda otorgar, en la medida que ello permita reducir, evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el SEN», se precisa.
En materia de transmisión el decreto contempla que el Coordinador deberá enviar a la Comisión y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, dentro del plazo de 5 días hábiles contado desde la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, un informe fundado en el que identifique las instalaciones de transmisión que ameriten un tratamiento especial en razón a la situación de estrechez que motiva la emisión del presente decreto».
Reacciones
Ana Lía Rojas, socia directora de EnerConnex, señala a ELECTRICIDAD que el papel que tendrá el organismo y su Consejo Directivo «es clave en este capítulo de medidas preventivas para evitar el racionamiento, más aún en el contexto de la urgencia de la transición energética».
«El acento puesto en la gestión hídrica, que es función privativa del Coordinador y en la necesidad de una mayor agilidad a los procesos de conexión, pone un alerta en la capacidad de previsión del organismo. No parece razonable que el mercado eléctrico se entere en julio, por una medición del volúmen de nieve acumulado, que estamos en sequía», explica.
Y añade: «Lo anterior es clave para avanzar en el retiro del parque a carbón, pues de otro modo, estamos impulsando un proceso estratégico, literalmente a oscuras. Todo este paquete está bajo atenta mirada por lo que el proceso de renovación de consejeros del CEN actualmente en curso no pasará inadvertido en relación a las respuestas que las actuales autoridades den a estos desafíos».
Según Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants, varias de las medidas del decreto son acertadas, siendo «un aporte a un sistema que hoy se encuentra estresado con falta de energía base para ser suministrada en las horas que el sistema no cuenta con energías como solares o eólicas».
Sobre la aprobación de nuevos proyectos, el decreto señala que el Coordinador deberá distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, y postergar estas últimas para una etapa posterior a la energización del proyecto, de manera de acelerar la interconexión y puesta en servicio del mismo.
«Esto debería ser una materia permanente que permita a proyectos incorporarse al sistema cuando ya están en condiciones de hacerlo en forma segura. En efecto, puede ser una oportunidad de visibilizar lo complejo y largo que resulta conectar proyectos, y así mejorar los procedimientos y exigencias actuales que pueden estar retrasando innecesariamente la conexión», indica.
Con respecto a las condiciones hidrológicas a usar en la programación, el ejecutivo sostiene que esto «es una medida que se debería revisar y estudiar una solución similar para su aplicación permanente en atención a la escasez hidrológica que se ha registrado en los últimos años. Incluso se debiera estudiar extender para efectos de la programación que la condición seca se mantendrá hasta junio o julio del próximo año».
A su juicio, un tema no menor es lo que se refiere a las indisponibilidades de combustibles en centrales térmicas, en particular para unidades de punta como lo son las que utilizan diésel y que en teoría están conceptualizadas para dar potencia de punta por 4 horas al día. «Actualmente la logística de combustibles a nivel nacional está bastante estresada y muchas compañías no han podido obtener un suministro total de diésel», afirma.
«En caso de acuerdos de disminución de suministro entre generadores y Distribuidora, podría existir herramientas realmente aplicables, claras y simples a usuarios finales y en particular en un procedimiento que permita diferenciar entre suministradores en caso de suministros compartidos», agregó.
agosto 17, 2021 | Industria
Chile bajó un puesto en ranking Renewable Energy Country Attractiveness Index (RECAI), sobre el atractivo país para las inversiones en energías renovables, siendo desplazado por Brasil, siendo este un tema que es abordado con mayor profundida por Elanne Almeida, socia de Cambio Climático y Sostenibilidad de EY, empresa que realiza este índice internacional.
La ejecutiva destaca a ELECTRICIDAD el buen posicionamiento que mantiene el país en su capacidad para atraer inversiones con estas tecnologías, por lo que menciona cuatro macro señales que se requieren considerar para la movilización de capitales en el sectotr: la estabilidad económica, además de la estabilidad política y la habilitación de políticas de apoyo a las energías renovables, el imperativo energético país: seguridad de la matriz, eficiencia del suministro, brecha de energía limpia, asequibilidad”, entre otros.
En la misma línea, añadió que «entre los aspectos más técnicos u operacionales, se considera el nivel de acceso al mercado energético por nuevos players y/o subastas, la calidad de la infraestructura de generación, transmisión y almacenamiento».
Almeida también resalta la importancia de «lograr añadir el hidrógeno verde a la matriz nacional a costos y precios comercialmente competitivos requerirá apoyo del gobierno para cerrar la brecha existente con respecto a los combustibles que debe reemplazar».
Evolución
¿Qué percepción tiene sobre la actual posición de Chile en materia de energías renovables?
Hay consenso respecto al hecho de que Chile cuenta con una serie de ventajas comparativas que pueden respaldar una matriz energética interna 100% renovable en las próximas décadas. El potencial de generación solar es indiscutible en que tenemos planes de largo plazo con respecto al hidrógeno verde, y obtuvimos el tercer mejor puntaje general respecto al potencial geotermal, superado solamente por Japón y Kenia. Hay consenso también respecto a la importancia de las acciones del sector público para impulsar la agenda renovable. La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde, el cierre de las centrales a carbón, y las metas de que las energías renovables representen un 40% de la matriz chilena al 2030, y un 70% al 2050 (ojalá un 100%) son señales positivas. El sector privado reacciona a esas medidas generando alianzas e inversiones: AES Gener, Enap, Enel, Pacifyc Hydro, Statkraft, son buenos ejemplos. Pero hay que tener consistencia en estas señales y en el apoyo que se ofrece a los distintos tipos de energía. Chile debe seguir impulsando la agenda de las energías renovables y en esta agenda no hay espacio para subsidios a los combustibles fósiles.
¿Cuáles son los desafíos en los que los actores del sector convergen para el desarrollo idóneo de estas tecnologías?
En primer lugar, se requiere de inversión en Investigación y Desarrollo (I+D) para que se implementen las tecnologías necesarias al almacenaje y a la adopción del hidrógeno verde en escala comercial. Es necesario garantizar la eficiencia de la red y aumentar la capacidad del sistema de general, gestionar y distribuir las energías renovables de manera consistente. Se hace necesario un mayor compromiso político en la definición e implementación de la estrategia país para la transición energética, en lo que respecta al ordenamiento territorial, considerando cómo compatibilizar las características naturales de cada región con la estrategia de avance de las energías renovables, y en la definición de las reglas de funcionamiento del mercado y de tarifación. También se habla sobre la importancia de que se establezcan los mecanismos de precio y mercado del carbono.
¿Qué factores consideran relevantes para seguir atrayendo inversionistas a este mercado?
Los parámetros evaluados por RECAI son un buen indicador de los factores relevantes a la toma de decisión sobre inversión en las energías renovables. Se consideran macro señales, siendo la estabilidad económica el principal de ellos, además de la estabilidad política y la habilitación de políticas de apoyo a las energías renovables, el imperativo energético país: seguridad de la matriz, eficiencia del suministro, brecha de energía limpia, asequibilidad, costo promedio de la energía eléctrica, costo de obtención de energía y mecanismos de precio al carbono. Entre los aspectos más técnicos u operacionales, se considera el nivel de acceso al mercado energético por nuevos players y/o subastas, la calidad de la infraestructura de generación, transmisión y almacenamiento. Todo este conjunto de variables es evaluado no solamente por nuestro estudio, sino por cualquier actor del mercado que esté considerando la posibilidad de invertir en energías renovables.
¿Cómo aprecia el potencial de la industria del hidrógeno verde?
Lograr añadir el hidrógeno verde a la matriz nacional a costos y precios comercialmente competitivos requerirá apoyo del gobierno para cerrar la brecha existente con respecto a los combustibles que debe reemplazar. A nivel global, ya se observan eventos tangibles de inversión en tecnología e infraestructura asociadas a la producción del hidrógeno verde.
En el Reino Unido, por ejemplo, ya se están explorando los clusters industriales como una manera de apoyar tanto la producción como la demanda de hidrógeno verde de manera simultánea. Los gobiernos de Alemania y Australia también acordaron explorar la posibilidad de cooperar en una cadena de suministro de hidrógeno verde entre los dos países. El estudio conjunto considerará la producción, el almacenamiento, el traslado y el uso del hidrógeno verde, así como la tecnología y la investigación actual. Hay proyectos piloto para inyectar hidrógeno en la red de gas natural en EE.UU., Australia, Japón y a lo largo de Europa.
Esto podría representar una fuente de demanda importante a corto plazo para el hidrógeno de bajo carbono, del cual se puede mezclar una cantidad limitada con el gas natural antes de que la infraestructura existente deba mejorarse o adaptarse a las aplicaciones de uso final. Oportunamente, China ha anunciado su intención de convertirse en el mayor productor mundial de hidrógeno verde. La carrera ha empezado y tenemos que acelerar significativamente nuestro ritmo de inversión si queremos estar entre los principales players globales.
agosto 9, 2021 | Industria
La posibilidad de lanzar y promover conjuntamente una Agenda Pro-competencia y Anti-distorsiones para el Mercado Eléctrico de la Generación, a propósito de la actual discusión sobre GNL Inflexible, fue una de las conclusiones planteadas por Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, durante una nueva sesión de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, donde se analiza este tema.
De acuerdo con la ejecutiva, existen puntos de interés común entre un GNL flexible y la generación ERNC, como contar con un impuesto verde incorporado al CMG, que sea más alto de lo actual, además de la revisión de niveles de emisiones permitidos para la operación flexible de unidades a gas.
Rojas planteó también que las cuentas de clientes regulados no se deberán ver afectadas por la eliminación o modificación de la Norma Técnica sobre el despacho de centrales GNL, «porque las cuentas a clientes finales están protegidas por contratos con tarifas resultantes de los procesos de licitación con precios que no pueden ser modificados por un agente que alegue que sus costos marginales han sido modificados. La mejor prueba de lo anterior es que con la aplicación no excepcional de la inflexibilidad estos últimos dos años, y la depresión de los CMg, las cuentas finales no han registrado tampoco niguna rebaja o alivio».
«La norma por tanto, no funciona como afectación para alzas ni rebajas», aseguró añadiendo que sí «se verán afectadas en el largo plazo si no se realizan las inversiones en almacenamiento baterías y otras tecnologías habilitantes que son precisamente las que han contribuido con las bajas de precios en las subastas de clientes regulados».
A su juicio, «la transición energética llama al gas a ser un complemento, pero es necesario que se hagan inversiones de la misma forma como las renovables y el almacenamiento lo requieren. Esa forma de inversión puede traducirse en un aumento de la capacidad de almacenamiento en estanques flotantes, dimensionables y que deben ser asumidos en forma privada por las empresas generadoras a gas para los objetivos de su negocio y su papel en la TE por 20 o 30 años».
Y agregó: La decisión de inversión en tecnología de generación basada en GNL es de riesgo de cada una de las Generadoras GNL. Sin embargo, produce su impacto a nivel del conjunto de todos los generadores del mercado spot y no individualmente. En ese sentido, la NT no es el instrumento regulatorio adecuado para regular un problema cuyo origen no es sistémico, ni tampoco puede tener la aptitud de modificar las reglas legales del juego del que rigen el modelo marginalista y el orden de mérito del mercado spot
julio 12, 2021 | Industria
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) celebra sus 18 años de existencia, destacando la consolidación que ha logrado en el fomento de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y su actual estado de desarrollo, donde registra 9.869 MW de capacidad instalada en el país, mientras que en la operación del sistema eléctrico ya alcanza una participación promedio de 25%, superando con creces la meta de la Ley 20/25.
Rolf Fiebig, primer presidente del gremio, recuerda los primeros pasos en 20003: «Impulsamos una intensa campaña ante el Congreso, ministros y otros organismos públicos, a pesar de que no tuvieran mucho interés en estas tecnologías. En 2004, tras el corte de gas desde Argentina, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) comenzaron a tomar mayor interés para las autoridades. Sin ir más lejos, el biministro de Energía y Minería del momento, Jorge Rodríguez Grossi, nos invitó por primera vez a una reunión con su gabinete para explicarle la idea de desarrollar las energías renovables. Así comenzamos».
De acuerdo con lo señalado por la asociación, actualmente presidida por José Ignacio Escobar, los primeros años de existencia no fueron fáciles: «Existieron muchas barreras para la implementación de las renovables en la matriz chilena, siendo una de las más importantes la creación de los bloques horarios en las licitaciones de suministro, lo que permitió a las ERNC competir de forma pareja con otras tecnologías, tomando rápidamente el protagonismo en estas subastas, adjudicándose la mayoría -e incluso la totalidad- de las licitaciones, logrando precios históricos para el país. Otro de los pasos importantes fue el lanzamiento de la Política Energética de Largo Plazo, en 2015, instancia que abrió la discusión a la ciudadanía y le entregó al país por primera vez una visión de futuro para la industria, instalando que al año 2050 al menos un 70% de la generación eléctrica debía provenir de energías renovables».
Esto es reafirmado por Carlos Finat, director ejecutivo: «Desde que me incorporé a Acera, en 2013, he tenido el privilegio de observar de primera línea cómo el sector se expandido y consolidado. En un comienzo, los impulsores de las ERNC fueron blanco de críticas, acusándoles de querer subsidios y de que serían responsables de un elevado aumento del precio de la energía. Actualmente, el escenario es muy diferente. El sector ha demostrado que es la mejor alternativa para Chile, ha cumplido con la generación de energía a costos muy bajos, además de lograr la amplia aceptación de la ciudadanía, incluso de sus antiguos detractores».
Para José Ignacio Escobar, este nuevo aniversario los encuentra con el hito de haber superado la Ley de participación de estas tecnologías en la generación bruta del sistema: «Este año hemos cumplido la meta del 20% de energías renovables en nuestra matriz y creemos que es el comienzo de un camino que nos tiene que llevar a lograr un 100% antes del año 2040, y así ser una respuesta clara y concreta a los nuevos desafíos del país que estamos construyendo. Les invitamos a seguir soñando junto a ACERA y seguir trabajando con el mismo entusiasmo y la misma energía de estos 18 años».
