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Presidenta de Acenor A.G.: «Hemos visto también un alza considerable en otros costos sistémicos»

Presidenta de Acenor A.G.: «Hemos visto también un alza considerable en otros costos sistémicos»

La relación de minería y energía desde el mundo privado, y cómo los clientes están enfrentando la transición energética, fueron los temas centrales comentados por Francesca Milani, la presidenta de la Asociación de Clientes No Regulados de Energía (Acenor A.G.), quien fue la invitada del nuevo episodio de «Hágase la Luz», el programa semanal de energía de TXS Plus conducido por Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G. y por José Carrasco, director de Estrategia Regulatoria de ENC Energy Consultants.

En el programa donde se repasa el acontecer del sector energético, además de la revisión de la noticia de la semana, publicada en el portal de ELECTRICIDAD, Francesca Milani, abordó las diferencias y similitudes que existen entre dos de los rubros más relevantes para el desarrollo del país, tras haberse desempeñado en relevantes empresas eléctricas y mineras de Chile. En particular, se refirió a cómo ambas industrias han cambiado su visión de desarrollo hacia un futuro sostenible.

Avances

Milani indicó que la sostenibilidad en la década pasada «estaba partiendo», donde el suministro renovable de energía «no era tema», siendo la principal variable de decisión el precio. En 2018 «partimos en una licitación de suministro, el primero que se firmó en Chile, que exigía que fuera exclusivamente renovable».

Luego el sector minero siguió ese curso, por lo que «ha habido una transformación desde los antiguos contratos basados en carbón, a los actuales que son basados 100% en energía renovable”, práctica que luego se extendió a Perú, país en el que también gestionó el primer contrato que firma una empresa minera de energía exclusivamente renovable. Se refirió al «cobre verde», que «es aquel que puedes certificar que fue producido por energías renovables» y que, si bien hoy no marca diferencias relevantes en las compras desde el extranjero, «la industria hacia allá va».

Señaló que la minería está pasando por un cambio genuino y real, indicando que «nuestra preocupación ambiental no es sólo un tema de cumplimiento de metas, sino que es parte de la visión que tiene Anglo American, y otras compañías mineras también van en esa línea».

Respecto a esa compañía, mencionó que «las metas que tenemos son ambiciosas» y consideran «la reducción de emisiones de GEI a 2030», e «incorporamos como objetivo la carbono neutralidad a 2040», puntualizando que «si queremos hacer una minería sustentable en el tiempo, tenemos que preocuparnos de todos los aspectos que involucran a la minería, las comunidades en que nos insertamos, desarrollando diálogo y ser un buen vecino que mejore la calidad de vida de las personas que nos rodean».

Costos transmisión

Respecto a su rol como representando de los clientes libres, indicó que, si bien han accedido a precios de energía más bajos, el total del suministro no necesariamente ha bajado, considerando los fuertes aumentos por otros conceptos como transmisión o servicios complementarios. Hemos visto también un alza considerable en otros costos sistémicos».

«La Ley de Transmisión cambió el paradigma de cómo el cliente se relaciona con el sector eléctrico. Entre 2016 y 2021 se ha dado un alza importante en estos costos, que igualmente han sido traspasados a los clientes», añadió.

A su juicio, «a diferencia del esquema anterior, eran los generadores quienes se preocupaban, por tanto, de que esos costos sistémicos fueran los menores posibles. Hoy, eso no ocurre, por lo que los clientes han tenido que asumir ese rol».

Milani evaluó la señalada ley de transmisión comentando que «lo que quizás falló en esa ley es que los generadores cumplían el rol de control de costos, y que los consumidores no tienen estructura de empresa eléctrica, quizás las mineras pueden ser contraparte, pero los clientes más pequeños no tienen cómo ejercer este rol de contraparte de forma de velar que los costos sean eficientes y como Acenor tratamos de cumplir ese rol de contraparte».

Finalmente, respecto a las iniciativas de equidad de género, la representante gremial indicó que «las iniciativas gubernamentales y otras van en la línea de mejorar esta situación y que, si bien ha habido un avance importante en la última década, no es sólo aumentar la participación, sino que aumentarla en niveles directivos y en los directorios, en los que en general hay muy pocas mujeres».

Acenor y decreto preventivo: «Clientes libres están al tanto de la situación de estrechez eléctrica del sistema y no podemos restarnos a las medidas»

Acenor y decreto preventivo: «Clientes libres están al tanto de la situación de estrechez eléctrica del sistema y no podemos restarnos a las medidas»

«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.

Acenor A.G.: cambios en Norma Técnica implican reconocer declaración inflexible en el despacho de gas

Acenor A.G.: cambios en Norma Técnica implican reconocer declaración inflexible en el despacho de gas

El director ejecutivo de la Asociación de Consumidores Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos, expuso la visión del sector sobre los cambios a la Norma Técnica sobre el despacho de las centrales GNL, donde se incluye la discutida figura de la inflexibilidad, planteando la necesidad de reconocer este tipo de declaraciones dentro del sistema eléctrico local.

«Considerando las particularidades del GNL y la posición de Chile en el mercado internacional, se estima que la normativa técnica debe ser capaz de propender a que el Coordinador pueda realizar la operación más económica del sistema con toda la información disponible. Esto implica reconocer la necesidad de declarar inflexibilidades en el despacho de GNL, minimizando los espacios para que pueda existir un mal uso de esta opción», indicó Bustos ante la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados que analiza este tema.

El ejecutivo recordó que el gremio expuso sus observaciones a la propuesta de cambio a la normativa, realizada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), las cuales deben apuntar a que el estudio de GNL considere «criterios de mínimo arrepentimiento para la toma de decisiones, porque es más costoso para el sistema el que no se importe la cantidad necesaria de GNL versus la alternativa de que se exceda el volumen necesario de GNL y ello impacte a otras tecnologías de generación». •

Bustos señaló que el sector estima conveniente que este estudio, que ejecutaría el Coordinador Eléctrico, «se realice con una condición más robusta que considerando valores promedio».

También planteó la preocupación que tiene Acenor en torno a los efectos sistémicos para el régimen 2021-2022: «Dados los plazos definidos, el primer estudio GNL se iniciaría en octubre de 2021, lo que se llevaría a cabo con posterioridad a la nominación de ADP de las empresas importadoras de GNL (agosto). Por lo tanto, dicha nominación no tendría manera de saber los resultados del estudio a cargo del Coordinador».

«Esto puede llevar a que, en condiciones de incertidumbre, las empresas nominen menos barcos que los que el sistema necesitará durante el 2022, dejando muy poco margen para que ello pueda modificarse después. • Es importante que el primer estudio GNL pueda insumar las decisiones del ADP 2022. Para el ADP 2021, pueden aplicar el resto de las modificaciones de la NT», precisó.

Y agregó: «El borrador de NT incluye que el despacho del GNL será realizado a costo de oportunidad, que no es necesariamente igual a cero, se entiende que los impactos en otras tecnologías, se minimiza. Por ello, no se entiende por qué es necesario complejizar el mecanismo de declaración de inflexibilidad mediante el Estudio de GNL y la posterior asignación de cuotas máximas de GNL inflexible por empresa».

De acuerdo con Bustos, los temas de fondo que aprecia la asociación gremial en este tema se relacionan con la necesidad de «analizar la implementación de un mercado vinculante de ofertas de generación, donde cada suministrador realiza ofertas de acuerdo a sus riesgos, y donde existe un Mercado Day Ahead: 24 horas antes de la operación las unidades deben anunciar su disponibilidad de energía y reservas y asumir compromisos financieros de entrega de energía».

Además planteó la necesidad de «avanzar en transparencia y rendición de cuentas del Coordinador Eléctrico Nacional y que los procesos normativos del regulador «deben avanzar hacia la incorporación de análisis de impacto regulatorio de las modificaciones bajo estudio».

Servicios Complementarios: monto promedio de pago mensual pasó de US$5 millones a US$20 millones

Servicios Complementarios: monto promedio de pago mensual pasó de US$5 millones a US$20 millones

El pago de Servicios Complementarios pasó de un promedio mensual de US$5 millones a inicios de 2020, cuando comenzó el nuevo régimen legal, a US$20 millones en los primeros meses de este año, según relevó el nuevo reporte de seguimiento mensual de este mercado que elabora la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.).

Según el documento, «cuando estos valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago creció de menos de 1 USD/MWh a más de 3 USD/MWh».

El Control Primario de Frecuencia (CPF) es el principal componente para el pago de estos servicios, con una participación promedio de 51% entre abril de 2020 y marzo de 2021, seguido de el Control Secundario de Frecuencia (19%); el Control Terciario de Frecuencia (16%); infraestructura (6%); Costo Combustible Adicional y Costo Recurso Adicional (5%), y Control de Tensión (3%).

Acenor, que agrupa a los principales clientes libres industriales del país, señaló que el reporte viene a informar sobre un tema relevante para los clientes del sector eléctrico, «dado que las remuneraciones son pagadas mensualmente por los usuarios finales a través de un cargo de servicios complementarios».

Panel de Expertos admite discrepancia presentada por Acenor y cinco empresas contra el Plan de Expansión de la Transmisión 2020

El Panel de Expertos informó que se admitió la discrepancia presentada por la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor) y de otras cinco empresa del sector eléctrico (Enel Green Power Chile, AES Andes, Hydrostor, Reliable Nueva Energía y Transelec) contra el Informe Técnico que contiene el Plan de Expansión de la Transmisión 2020, publicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Las observaciones o presentaciones de las partes interesadas en este proceso serán hasta el 24 de mayo, mientras que la audiencia pública quedó fijada para el 31 de mayo.

Discrepancias

La discrepancia presentada por Acenor se refiere al proyecto de ampliación de la subestación Parinas, pues se indica que «la Comisión Nacional de Energía no demostró que dicha obra por si misma fuera efectivamente beneficiosa para el sistema», por lo que se solicita eliminar esta obra, modificando el Informe Técnico del Plan de Expansión.

Por su lado, AES Andes pide que se incluyan en el Plan a los proyecto de ampliación de la subestación Quintay y la ampliación de la subestación Loica.

En la discrepancia presentada por Enel Green Power Chile se pide que el informe final del Plan de Expansión incorpore la obra «Ampliación de barras 220 kV en la S/E Nva. Pichirropulli, en los siguientes términos:El proyecto consiste en la construcción de una media diagonal 220kV en la S/E Nva. Pichirropulli para la conexión de proyecto de generación. El proyecto considera la ampliación de las barras 1 y 2, con el fin de conectar el parque Eólico Ovejera Sur, que generará como máximo 250 MVA».

Por su lado, la presentación de Hydrostor solicitar que se reconozca en la evaluación económica los ahorros en pagos por capacidad de sistemas de almacenamiento genera al sistema eléctrico, ordenando a la CNE «que calcule estos ahorros o beneficios respecto de los sistemas de almacenamiento propuestos para los Planes de Expansión de Transmisión». También piden que incorporar en el Plan de Expansión de Transmisión 2020, «uno o dos sistemas de almacenamiento de larga duración y en la misma ubicación propuestas para los Proyectos Laguna y Pozo Almonte».

La discrepancia presentada por Reliable Nueva Energía pide que se incorpore Plan de Expansión 2020 al proyecto «Ampliación Subestación Polpaico», mientras que Transelec pide que se incorpore el proyecto que de habilitación de paños de línea con Interruptor para seccionar el Circuito N°1 de la Línea Pullinque-Los Lagos.