septiembre 14, 2021 | Industria
Conocer los principales aspectos que contendrá el proyecto que modifica los Sistemas Medianos (SSMM) de electricidad, fue el tema central de la Comisión de Zonas Extremas del Senado, donde se escuchó al ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien indicó que el cambio es necesario para incorporar más generación renovable y proyectos piloto; modernizar la planificación de los sistemas, entre otros aspectos.
A diferencia del sistema eléctrico nacional, que llega desde el extremo norte hasta Chiloé, el sistema mediano solo tiene alcance en la macrozona sur (Palena a Magallanes) y tiene una integración vertical, con generación de menos de 200 MW y más de 1,5 MW.
Impactos
Respecto a la norma propuesta, los senadores adelantaron que se debe ver cuáles son los impactos de estos sistemas; abordar el tema tarifario, considerando que la zona sur paga más por un sistema más precario/inestable, donde el sistema se cae por las condiciones propias de la zona.
En la misma línea, se llamó a incorporar los sistemas aislados a esta iniciativa y a analizar una equidad tarifaria (¿Cómo subsidiar? ¿Con los impuestos generales, a través de las cuentas de energía?), lo que se abordaría próximamente con el ministro y con “cifras a la vista”.
Jobet
El ministro de Energía explicó que en cada Sistema Mediano existe al menos una empresa concesionaria que es dueña de activos de generación, transmisión y distribución, la cual tiene señales tarifarias, que le reconocen una renta por sus costos de operación e inversión en generación, transmisión y distribución.
Sobre la generación y transmisión, no se expanden libremente y depende de procesos de planificación regulados que instruyen al privado construir nueva capacidad de generación y/o transmisión.
Respecto al nivel de distribución, este opera de igual manera alSistema Eléctrico Nacional, donde la empresa en función de las áreas típicas obtiene una señal tarifaria suficiente para tener el incentivo de expandir esta red de ser necesario para suministrar a todos los clientes en su zona de concesión.
El Coordinador realiza la programación de los SSMM que tengan más de una empresa generadora. Pero su rol es más acotado en comparación con el SEN.
Según explicó Jobet, en los últimos años el sector eléctrico chileno ha tenido una transición hacia el uso de renovables impresionante, llegando el SEN a contar con un 51% de capacidad instalada renovable; sin embargo, esta transición ha sido más lenta en los SSMM, los cuales en promedio cuentan con un 16% de su capacidad de generación de fuentes renovables.
Además, advirtió, que la rigidez del proceso de planificación ha ralentizado la transición energética y no se pueden desarrollar proyectos piloto que permitan aprovechar recursos disponibles.
Según se expuso, es necesario para incorporar más generación renovable y proyectos piloto; para modernizar la planificación de los Sistemas Medianos; y para incentivar y apoyar la transmisión de sistemas aislados a sistemas medianos de electricidad.
Asimismo, se busca una mayor participación ciudadana, flexibilidad en la planificación y aumentar la competencia.
septiembre 7, 2021 | Industria
La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) mostró los resultados de la primera fase del estudio «Ruta de Referencia para Alcanzar Cero Emisiones en el Sector de Generación de Energía Eléctrica en Chile», encargado a la consultora SPEC, en colaboración con el Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ICSI).
Los datos exhibidos corresponden a la etapa «Escenario sin carbón al 2025», que se presentaron a una audiencia compuesta por especialistas del sector, entre autoridades, consultores y académicos.
«Para lograr esta transición, es necesario contar con una mirada de largo plazo, que vaya más allá de la salida del carbón, identificando los factores clave para lograr el objetivo final. Entender cómo afectan, por ejemplo, la velocidad de inversión en centrales renovables, las restricciones de transmisión, las barreras para el ingreso de nuevas tecnologías, el almacenamiento de energía o la flexibilidad del sistema, entre muchas otras variables», destaca Carlos Finat, director ejecutivo de Acera.
Resultados
Según indica la investigación, para el desarrollo de infraestructura ERNC, «se requiere que en el periodo 2022-2025 se pongan en servicio alrededor de 8.000 MW adicionales a los ya comprometidos, que corresponden en torno a 10.000 MW», de los cuales 1.000 MW se necesitan para sistemas de almacenamiento.
«Para adaptar el sistema, en el período 2022-2025, dada la incompatibilidad de los tiempos de desarrollo de tecnologías como CSP y bombeo hidráulico, va a requerir una fuerte expansión del parque de generación eólico. Si no se llegara a adaptar el sistema en términos de la capacidad instalada, se requeriría un uso significativamente mayor de generación diésel, pudiendo llegar a ser del orden de seis veces a lo utilizado en el año 2020», señala el estudio.
Se sostiene que para que este volumen de potencia entre en operaciones, es necesario que las políticas regulatorias consideren aspectos como el reconocimiento de la remuneración por capacidad, el aumento programado del impuesto a las emisiones, la incorporación de las ERNC al mercado de servicios complementarios y cambios regulatorios para los sistemas de almacenamiento, entre otros.
Otra conclusión que se plantea es que el sistema eléctrico sea capaz de asegurar el suministro de combustibles como gas y diésel: «El primero es requerido para complementar la variabilidad intra-diaria de las renovables solar y eólica, y se requiere de manera permanente durante el año para complementar la variabilidad hidrológica. El diésel deberá hacer frente a escenarios extremos de indisponibilidad eólica-solar».
En materia de transmisión se sostiene que las congestiones del sistema de transmisión podrían producir recortes anuales de generación ERNC del 6,36%, las que podrían ser gestionadas mediante sistemas de almacenamiento, como activo de transmisión. Actualmente, no hay proyectos de estas características dentro del plan de expansión.
También se explica que el sistema requerirá que la hidroelectricidad tome un rol fundamental en el aporte a la flexibilidad operacional intra-diaria, por lo que se requerirá de cambios «en estrategias y plataformas para la operación y despacho de los recursos, y poner atención a posibles conflictos con otros usos del agua e impacto en los ecosistemas locales».
«Desde el punto de vista de la estabilidad de tensión del sistema ante salidas intempestivas de líneas de transmisión, se requieren recursos adicionales que no pueden ser del todo provistos por centrales ERNC y que requieren inversiones adicionales», se agrega.
Finalmente se afirma que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), «deberá iniciar urgentemente un proceso de mejora de la modelación dinámica del sistema, en particular de las centrales renovables, para identificar tempranamente condiciones críticas de operación y estrategias de solución que aprovechen al máximo las capacidades de las ERV».
septiembre 7, 2021 | Industria
Una serie de medidas que se podrían considerar para que el sistema eléctrico local siga adaptándose a la nueva realidad de la transición energética, con el ingreso de nuevas tecnologías, además de las condiciones que se manifiestan con el cambio climático, plantea el análisis de Generadoras de Chile, publicado en su boletín del mercado eléctrico de este mes.
Según el documento gremial, «es urgente contar con una estrategia clara que permita al país transitar a un sistema carbono neutral de manera responsable, abordando aspectos como la gestión de recursos hídricos para la generación eléctrica, el desarrollo oportuno de infraestructura habilitante para la integración de generación renovable, la integración eficiente de recursos distribuidos y la revisión de mecanismos que permitan adaptar la infraestructura para hacer frente a nuevas fuentes de estrés que podrían poner en riesgo la operación segura del sistema eléctrico».
Ideas
Es así como se menciona la optimización del uso de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas, mediante la revisión de las herramientas y supuestos que se utilizan para identificar estrategias óptimas de gestión del recurso, sobretodo con el escenario de menor disponibilidad.
«En la medida que la gestión del agua embalsada se siga optimizando de manera centralizada por el Coordinador, la selección de la herramienta más idónea para gestionar de manera óptima el uso de recursos hídricos en embalses se podría desprender de una métrica que permita comparar el desempeño de distintos modelos de manera objetiva, considerando tanto herramientas simples como sofisticadas. Además, estos modelos se podrían evaluar utilizando datos del pasado (backcasting) y también simulaciones de escenarios sintéticos futuros (forecasting), tomando en cuenta los pronósticos de impacto del cambio climático en la disponibilidad de agua para la generación eléctrica», se señala.
Otro aspecto que indica el análisis es «priorizar la implementación de estrategias que permitan optimizar el uso de la infraestructura de transmisión existente», mediante opciones como «el reemplazo de equipos (e.g., transformadores), el uso de límites dinámicos de capacidad, esquemas especiales para el control correctivo de la red, la instalación de equipos FACTS (Flexible AC Transmission Systems) y la implementación de herramientas para la evaluación de seguridad en tiempo real y la optimización del despacho económico del sistema».
Además, se hace referencia a la necesidad de seguir perfeccionando señales de precios para la instalación eficiente de sistemas de almacenamiento, junto con la reducción de barreras para «la participación de este tipo de activos en los mercados de energía, potencia y servicios complementarios».
La revisión de señales de precios también se considera #para el ingreso eficiente de generación distribuida que, de desarrollarse de manera adecuada, podría permitir postergar inversiones en otros tipos de infraestructura. En esta misma línea, también vale la pena avanzar en la implementación de mecanismos que habiliten la participación de la demanda en la entrega de servicios que aporten flexibilidad al sistema, permitiendo a los clientes finales interactuar activamente con el mercado eléctrico».
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.
septiembre 2, 2021 | Industria
Se publicó en el Diario Oficial el listado de 76 empresas consideradas estratégicas por prestar servicios esenciales a la población, cuyos trabajadores no podrán ejercer el derecho a huelga, de las cuales la mayoría (39) pertenecen al sector energético, específicamente dedicadas a la generación, transmisión y distribución eléctricas, además de cooperativas eléctricas, compañías distribuidoras de gas y del Coordinador Eléctrico Nacional.
La vigencia de este listado es de dos años, mientras que las empresas y sindicatos tienen 15 días hábiles para acudir a la Corte de Apelaciones, si es que lo estiman conveniente.
Las empresas
Las empresas energéticas consideradas estratégicas son:
-Chilquinta Energía S.A.
-Compañía Eléctrica del Litoral S.A.
-Compañía General de Electricidad S.A.
-Compañía Transmisora del Norte Grande S.A.
-Cooperativa de Abastecimiento de Energía Eléctrica Curicó Ltda.
-Cooperativa de Consumo de Energía Eléctrica de Chillán Ltda.
-Cooperativa de Servicios de Abastecimiento y Distribución de Agua Potable Alcantarillado y Saneamiento Ambiental Yungay, Gultro, Los Lirios Limitada.
-Cooperativa Eléctrica Charrúa Ltda.
-Cooperativa Eléctrica Los Ángeles Ltda.
-Cooperativa Eléctrica Paillaco Ltda.
-Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Ltda.
-Cooperativa Rural Eléctrica Río Bueno Ltda.
-Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
-Electrogas S.A.
-Eletrans S.A.
-Empresa de Transmisión Chena S.A.
-Empresa de Transmisión Eléctrica Transemel S.A.
-Empresa Eléctrica de Magallanes S.A.
-Empresas Gasco S.A.
-Enel Colina S.A.
-Enel Distribución Chile S.A.
-Enel Green Power Chile S.A.
-Enel Transmisión Chile S.A.
-Energía de Casablanca S.A.
-Engie Energía Chile S.A
-Gas Sur S.A.
-Gasmar S.A.
-Gasoducto NorAndino SpA.
-GNL Quintero S.A.
-Interchile S.A
-Intergas S.A.
-Luzlinares S.A.
-Luzparral S.A.
-Metrogas S.A.
-Sociedad GNL Mejillones S.A.
-Transelec Concesiones S.A.
-Transelec S.A.
-Transmisora Eléctrica del Norte S.A.
