enero 14, 2022 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE), publicó un oficio, donde se establecen consideraciones extraordinarias para el proceso de declaración en construcción de proyectos de pequeña escala (PMG y PMGD), las cuales serán aplicadas hasta el 31 de marzo próximo.
La idea del organismo regulador es que la ejecución de estos proyectos no tengan barreras a su desarrollo, considerando las situación mundial producida con la pandemia del Covid-19, especialmente con las dificultad administrativas y logísticas que produce, lo que se suma a la estrechez que vive el Sistema Eléctrico Nacional.
Consideraciones
Las flexibilidades que considera la CNE se refieren a:
–Informes Favorables para la Construcción (“IFC”): «se podrá presentar el ingreso de la solicitud de obtención del IFC al correspondiente servicio (Seremi Minvu o SAG) hasta el 31 de diciembre de 2021. Es decir, se debe haber iniciado la tramitación del respectivo IFC durante el año 2021, debiendo constar su ingreso de solicitud a más tardar el 31 de diciembre de 2021. Para dar curso a lo anterior, el promotor deberá solicitarlo explícitamente e indicar la fecha del ingreso de la solicitud del permiso junto a su respectivo respaldo. Una vez obtenido dicho informe, el mismo deberá ser remitido a la Comisión para complementar los antecedentes o dar cumplimiento al hito según se establezca en la respectiva resolución exenta que declara el proyecto en construcción».
–Comprobante de Pago de las Obras Adicionales o Ajustes que estén consignados en el Informe de Criterios de Conexión (“ICC”) respectivo: se reconocen 2 formas de dar cumplimiento a este requerimiento. El primero es un Comprobante de pago o caución por la totalidad (100%) de las obras adicionales y adecuaciones a la red consignadas en el respectivo ICC, mientras que el segundo es un Comprobante de pago de, a lo menos, el 40% de dichas obras según lo establecido en el correspondiente contrato de conexión o contrato para la realización de Obras Adicionales, Adecuaciones y Ajustes con la distribuidora.
–Órdenes de compra del equipamiento eléctrico, electromagnético o electromecánico principal respecto del cual se solicita la declaración en construcción, junto con los documentos de recepción y aceptación por parte del respectivo proveedor: para proyectos PMGD que indiquen un plazo de ejecución mayor a 12 meses para las Obras Adicionales o Ajustes consignadas en el ICC del proyecto.
–Autorización de uso de la capacidad técnica disponible en los sistemas de transmisión dedicada: «los proyectos correspondientes a Pequeños Medios de Generación (“PMG”) podrán dar cumplimiento a este antecedente mediante la entrega del informe preliminar emitido por el Coordinador Eléctrico Nacional (“CEN”) para estos efectos más un acuerdo entre el desarrollador del proyecto PMG y el propietario de las instalaciones de transmisión dedicada que son utilizadas por la conexión y operación del proyecto».
enero 10, 2022 | Industria
Más de US$30 por MWh adicionales a lo que es el precio de la energía es lo que deben pagar los clientes libres industriales en el sistema eléctrico local, en una tendencia que ha venido creciendo en los últimos años y que se concentra principalmente en desembolsos asociados al cargo por Servicios Complementarios (SSCC), por transmisión nacional y zonal y por potencia.
Según las estimaciones de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), a este ítem se agregan los pagos que las empresas del sector deben realizar por el cargo de servicio público, precio estabilizado y por mínimos técnicos y operaciones especiales.
Javier Bustos, director ejecutivo del gremio, explica que estos cargos sistémicos han venido al alza, por lo que aún con precios de energía a la baja, los precios promedio de suministro eléctrico —en definitiva, las cuentas finales— se han mantenido constante en los últimos cuatro años.
Detalles
Bustos afirmó que el costo por SSCC “pasó de un pago promedio de 2 USD/MWh en 2020 a US$3,3/MWh en 2021”, mientras que por transmisión “pueden llegar a ser entre US$20/MWh y US$30/MWh adicionales, considerando transmisión nacional más zonal”.
Por su parte, el pago por potencia registra un precio básico vigente en la zona central de US$8,5 kW al mes (aproximadamente US$11/MWh).
Los pagos por cargo de servicio público, para financiar al Coordinador Eléctrico Nacional, al Panel de Expertos y a los estudios de franja que se realicen en el Plan de Expansión de la transmisión, para el 2022 serán de US$0,6 por MWh,
El cargo por precio estabilizado, por su parte, en 2020 fue de US$0,56 por MWh, en tanto que el cargo por mínimos técnicos y operaciones especiales se ubicó en US$0,88 por MWh.
diciembre 21, 2021 | Industria
La falta de transmisión en la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional ha presionado al alza los precios de la energía en este territorio durante el presente año, impactando la actividad de los clientes libres industriales, entre los cuales están los centros de producción acuícola y pesquera.
Esta realidad es seguida de cerca por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulador (Acenor A.G.), cuyo director ejecutivo, Javier Bustos, explica la necesidad de seguir ampliando la infraestructura eléctrica de la zona, por lo que plantea que la demanda se contacte con sus suminstradores para encontrar soluciones en esta materia.
Realidad
Acenor ha estado poniendo atención al alza en el costo de la energía que se ha estado produciendo en el sur de Chile ¿Qué nos puede contar sobre ese tema?
Hemos estado revisando los últimos informes del Sistema Eléctrico. Además, hemos conversado con algunos referentes de la industria del salmón y nos ha llamado la atención conocer su realidad energética, donde se aprecia que en los últimos meses ha estado subiendo mucho el costo de la generación eléctrica en la zona de Puerto Montt, especialmente, donde está buena parte de la industria acuícola.
Estábamos viendo ese tema cuando en octubre tuvimos acceso al informe mensual que publica el Coordinador Eléctrico Nacional, el cual muestra, en algunos escenarios, posible falta de suministro de energía en la zona de Puerto Montt al sur. Es así como comenzamos a profundizar en la materia, con el fin de que los clientes libres relacionados, por ejemplo, con la industria del salmón, puedan anticiparse y ver si pueden tomar ciertas decisiones que los ayuden de aquí al próximo año.
¿Tienen alguna noticia acerca de porqué se está produciendo el alza?
Claro. Para transportar energía al sur del país necesitamos líneas de trasmisión, pero lo que pasa es que se están realizando obras en la zona de Frutillar y Puerto Montt, en estas líneas, dejando menos capacidad de generación disponible para transportar.
El problema principal de porqué han subido los costos de la energía –y se prevé que sigan altos en la zona– es porque no hay suficiente trasmisión para que llegue la generación del norte y porque hay que usar petróleo diésel para generar locamente. Esto genera otros problemas porque la logística del diésel es complicada, puesto que hay que llevarlo en camiones muchas veces, entonces, eso hace más frágil el sistema eléctrico. Todo esto puede generar fallas en el suministro eléctrico, que son las que mostró el informe del Coordinador. De ese modo, si llegan a haber restricciones en la disponibilidad de diésel, no habrá suficiente insumo de este elemento para generar electricidad en la zona.
¿Este problema, ha pasado anteriormente en Chile?
Hay que acordarse que la última vez que tuvimos problemas de suministro en el país fue en 2011. Han pasado diez años hasta que ahora de nuevo tenemos un decreto preventivo de racionamiento. En esa etapa, era porque recién veníamos saliendo de la crisis del gas argentino, entonces había otros factores.
Lo cierto es que hoy, la situación, no solo para los acuicultores, sino que para todo el sector industrial de la zona de Puerto Montt y de la región de Los Lagos, es de cuidado, porque los costos de la energía van a estar caros. También hay que tener cuidado con el suministro de petróleo diésel en la zona, porque si utilizan mucho para la generación eléctrica quizá no va a haber suficiente para todos. Y, en el caso de que hubiera algún problema con la logística del diésel, el sistema va a estar frágil y puede haber cortes de suministro eléctrico.
¿Hay recomendaciones que pueda darle a las empresas acuícolas y pesqueras en cuanto a qué medidas se pueden tomar para enfrentar esta situación?
Básicamente que, si usan petróleo diésel, aseguren con su proveedor de que va a haber suministro. Y, por el lado eléctrico, conversar este tema con su suministrador, para ver en qué situación está. También sería ideal evaluar la autogeneración, es decir, si se cuenta con diésel propio para generar en determinadas horas; ver si eso está en condiciones para operar en caso de una emergencia.
En general, es bueno que los clientes se pongan en contacto con sus generadores y suministradores, para ver cómo están las condiciones en la zona y asegurarse de que se están tomando medidas.
diciembre 16, 2021 | Industria
Cinco medidas urgentes propone implementar Valgesta Nueva Energía en materia de seguridad del abastecimiento en el Sistema Eléctrico Nacional, ante la situación de estrechez, bajo condiciones hidrológicas bajas y a indisponibilidades en grandes unidades generadoras que usan combustibles.
En su boletín informativo de diciembre, la consultora señala la necesidad de que las autoridades de Gobierno, el Parlamento y el Coordinador Eléctrico Nacional, debiesen considerar medidas en transmisión, logística de petróleo, operación del sistema eléctrico, generación y almacenamiento.
Transmisión
Según Valgesta, es necesario contemplar el aumento permanente de capacidad de transmisión con sistemas de almacenamiento, con BESS conectado en lado de generación, descargado de manera permanente, tomando carga ante la contingencia, además del re-potenciamiento de sistemas de transmisión existentes. En especial desarrollo de proyecto de aumento de capacidad de sistema Nueva Cardones – Nueva Polpaico presentado por Interchile, el que propone una solución para aumentar la capacidad de transferencia del corredor de 500 kV desde Polpaico hasta el Norte, pasando de 1700 MVA actual a 3100 MVA futuro, en dos etapas: Etapa 1, con incremento de capacidad de 1700 MVA hasta 2300 MVA, operativa en octubre de 2025. Etapa 2, con incremento de capacidad hasta 3100 MVA, operativa en octubre de 2027.
También proponen el desarrollo de sistema de transmisión temporal, entre las subestaciones Polpaico – Lo Aguirre 220 kV, consistente en una línea de transmisión 1×220 kV, lo que permitiría aumentar las transferencias hacia el sur en 600 MVA, lo que podría desplazar unos 600 MW de diésel.
Otras medidas mencionadas son la implementación de sistemas de desconexión automática de generación (EDAG), que permitan relajar la exigencia de la operación N-1, de manera de permitir una mayor utilización de determinados vínculos del sistema de transmisión, a la vez que preservar la seguridad de servicio frente a fallas de elementos del sistema eléctrico.
«En la medida en que el país se enfrenta a temperaturas estacionales más extremas, los flujos máximos por las líneas de transmisión podrían verse modificados significativamente. Proponemos que se ponga a disposición de los interesados una estrategia y un plan de cargabilidad máxima del sistema de transmisión en condiciones de operación normal y de emergencia y se incentive la implementación de sistemas para gestionar dinámicamente la capacidad de las líneas de transmisión (DLR) críticas», se indica.
Logística de petróleo Diésel
En este ámbito, la consultora plantea impulsar una estrategia logística de Enap, mediante «el mayor cabotaje entre puertos, evite al máximo el traslado de combustible mediante camiones entre puntos de almacenamiento de las distribuidoras y de esta forma utilizar la flota de camiones disponibles para llevar combustible a los usuarios finales».
Además, indica la importancia de «habilitar las compras FOB de petróleo. Impulsar un acuerdo con las empresas distribuidoras de petróleo para que se pueda comprar combustible en el punto de almacenamiento con independencia de la empresa de transporte con la que se cuente».
También se señala el impulso, a través del Ministerio de Transportes, de un acuerdo con los sindicatos de transportistas «para viabilizar el uso de camiones y conductores internacionales solo durante la crisis (pueden ser meses específicos)».
Operación del SEN
Según Valgesta, la programación diaria se debe efectuar todos los días del año, incluyendo fines de semana y festivos sin excepciones. También se recomienda que la reprogramación frente a eventos imprevistos significativos también sea realizada mediante una programación óptima.
Durante el período que dure la actual situación de riesgo, se propone que el Coordinador debiese publicar diariamente en su web un informe ejecutivo que incluya la siguiente información:
– Stock de combustibles disponible para generación eléctrica por central / terminal GNL.
– Utilización prevista de combustibles para los 7 días siguientes a la fecha del informe.
– Llegadas de naves con combustibles confirmadas para los 7 días siguientes
– Stock de combustibles previsto para el final del día 7.
– Disponibilidad de camiones de transporte de diésel para cada uno de los puntos de distribución que abastecen a centrales generadores (base 30 m3)
– Centrales termoeléctricas en mantenimiento mayor o indisponibles por falla, indicando la respectiva potencia, para los próximos 30 días.
– «Curtailment» aplicado diariamente en los últimos siete días a las centrales ERNC.
– Porcentaje de utilización de líneas de transmisión claves considerando valores máximos impuestos tanto por limitaciones físicas y como por limitaciones de seguridad (N-1).
Generación:
El análisis señala la conveniencia de retrasar la fecha de retiro de las centrales Bocamina II, Tocopilla U14 y U15, e ingreso de la central Ventanas II a ERE, considerando que, según los datos del CEN, reducen el consumo de diésel en las condiciones hidrológicas secas.
Otro punto es la operación de centrales térmicas, en que se precisa que «para utilizar correctamente los recursos renovables en las horas que se tenga el recurso, se requiere que las centrales térmicas sean más flexibles en sus rampas de bajada, tiempos de estabilización y mínimo técnico. Asimismo, se debe tener la posibilidad de utilizar en algunas de estas centrales el embancamiento (2) o definitiva parada y encendido para permitir el uso eficiente de energías renovables en toda su capacidad».
«Considerando que nuestro país no cuenta con capacidad de almacenamiento de combustibles líquidos (derivados del petróleo y GNL) adecuada a su nivel de consumo, se recomienda contratar naves de almacenamiento que aumenten esa capacidad, especialmente en el caso de GNL. Este almacenamiento no solo proporcionará mayor autonomía, sino que reducirá la exposición a cierres de los puertos de los terminales debidos a marejadas y simplificará la cadena logística para los contratos ToP», sostiene el boletín.
Almacenamiento
La idea en esta materia es generar condiciones para viabilizar inversiones fast track en Almacenamiento de energía como:
– Reconocimiento de Potencia de suficiencia a sistemas de almacenamiento de energía.
– Activar contratación a largo plazo de Servicios complementarios. (Respuesta Rápida, Control primario de frecuencia).
– Permitir, al menos de forma transitoria, a quienes inviertan en sistemas de almacenamiento instalados en plantas de ERNC, la operación de sus sistemas, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías y que puedan complementar carga desde la red.
– Flexibilizar la operación de sistemas stand alone, vale decir puedan decidir cuándo cargar y descargar las baterías, por lo menos de forma transitoria, para incentivar la entrada de este tipo de instalaciones.
«Estamos ciertos que si se genera un plan de trabajo público privado, que busque las mejores soluciones para nuestro país, éstas y otras medidas pueden ser consideradas, analizadas y en algunos casos adoptadas. Lo que estamos ciertos no puede seguir sucediendo, es la inacción de la autoridad frente a un escenario que será complejo para el suministro eléctrico de Chile durante toda la década», concluye Valgesta Nueva Energía.
diciembre 10, 2021 | Sin categoría
Los requerimientos de potencia máxima y energía eléctrica del transporte público metropolitano a 2025 ascenderían a 272 MW y 0,5 TWh al año, siendo las subestaciones Recoleta, Lo Boza y Santa Marta las que presentan las mayores necesidades, según indica el «Diagnóstico del Uso Esperado del Sistema de Transmisión», elaborado por el Coordinador Eléctrico Nacional.
De acuerdo con el documento, «esta proyección de demanda de electromovilidad considera sólo el transporte público Metropolitano, ya que para el resto del país no se tiene claridad de las subestaciones donde se realizará la carga de los buses eléctricos y la fecha esperada de desarrollo de estos proyectos».
«Para abordar el alcance de la Electromovilidad del Transporte Público en la RM, se realizaron reuniones con la Dirección de Transporte Metropolitano (DTPM) y la CNE, obteniendo por parte de la DTPM la información de los terminales de buses donde se reemplazará su flota, las potencias estimadas para cada terminar y la fecha estimada de puesta en servicio asociada a cada licitación», sostiene el informe.
