Javier Bustos, jefe de la División Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía en la charla inaugural. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.
Javier Bustos, jefe de la División Prospectiva y Política Energética del Ministerio de Energía en la charla inaugural. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Actores del sector analizaron impacto en contratos y precios para clientes libres

Este fue uno de los temas abordados en la XV versión del Foro Eléctrico del Norte, ForoNOR 2017, organizado por Technopress en el Hotel Enjoy de Antofagasta, junto a la nueva configuración que tomará el sistema de transmisión.

La preocupación por el impacto en los precios del sector eléctrico en el escenario de un sistema nacional eléctrico unificado, además de los desafíos en transmisión, fueron los ejes centrales abordados en la XV versión del Foro Eléctrico del Norte, ForoNOR 2017, donde también se revisaron los desafíos que plantea la interconexión SIC-SING que entrará en operaciones a fines de este año.

El evento fue organizado por Technopress, una empresa del Grupo Editorial Editec, donde también se analizaron los efectos que tendrá el nuevo sistema eléctrico nacional en materia de contratos y precios para clientes libres y regulados.

Precios

Francisco Aguirre, director de Electroconsultores y académico en Economía Energética, fue el primer expositor que abordó este tema, señalando que los precios en la industria eléctrica se deben entender en el contexto de cada zona, especialmente por la variación que se da a lo largo del sistema eléctrico nacional. “Es importante que la gente y quienes entregan la información, entiendan el proceso de los factores que determinan el precio final y la relación existente entre demanda proyectada y demanda contratada”.

El especialista recordó que en el corto plazo los precios de la energía seguirán altos, debido a que están entrando en vigencia los valores de las licitaciones de 2013, marcados por ofertas más altas. “Hoy esos precios están entrando en vigencia y lo que están haciendo es incrementar los costos, lo cual, según los estudios más serios, determinan que de acá al 2022 los precios seguirán en alza”.

Otro reto en esta materia será el pago de la transmisión, de acuerdo a Christian Clavería, gerente de Energía de BHP Billiton, puesto que, a su juicio, aún hay temas por resolver como evitar el doble pago que se puede generar en el acuerdo de generadores y clientes para cambiarse al sistema de estampillado.

“Al día de hoy no vemos clara la promesa de baja de precios porque, por un lado, si bien se han dado valores en las licitaciones que son bastante interesantes, lamentablemente muchos de nosotros tenemos contratos a largo plazo los cuales se establecieron con generadores para asegurar la construcción de grandes proyectos”, agregó el ejecutivo.

Según Clavería, “vemos con preocupación que suben los otros costos que tiene la transmisión, por ejemplo, baja el precio de la energía, pero suben los precios de la potencia y los servicios complementarios. Por lo tanto, esperamos que a través de las mesas de trabajo se logren tomar medidas que permitan ahorrar los costos específicos”.

Christian Clavería, gerente de Energía de BHP Billiton. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

 

Transmisión

En el panel de coordinación y operación del sistema interconectado nacional se destacó la exposición de Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec, quien mencionó que los principales desafíos a corto plazo en este tema apuntan a la distribución de recursos del Control Primario de Frecuencia (CPF), donde es necesario unificar criterios técnicos-económicos para la definición de reservas para control de frecuencia, además de la posibilidad de que los estudios del Coordinador Eléctrico Nacional estimen la distribución de las reservas a lo largo del sistema.

También planteó que el almacenamiento de Energía en base a baterías (BESS) puede ser un recurso que provea el Servicio Complementario del CPF.

En materia de generación, Ahumada mencionó que entre 2021 y 2022 se incorporarán 5.000 MW de capacidad instalada al sistema eléctrico como resultado de la licitación de suministro para las distribuidoras. El especialista agregó que los costos bajos del sistema serán factibles “en la medida que se refuerce el sistema de transmisión”.

Eric Ahumada, vicepresidente de Desarrollo de Negocios de Transelec. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Dentro de los retos de mediano y largo plazo para el sistema eléctrico nacional, el ejecutivo señaló que con la descarbonización progresiva del parque generador, el sistema eléctrico nacional necesitará contar con flexibilidad y energía renovable 24/7, lo que plantea la adaptación de las regulaciones frente al avance de nuevas tecnologías.

“Hacer uso de la energía renovable abundante y barata del norte y el sur es un desafío país: Se requiere un crecimiento importante de la demanda y sistemas de transmisión robustos que la transporten”, indicó Ahumada.

Clientes libres

Para Rubén Sánchez, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), el nuevo sistema eléctrico que surgirá con la interconexión SIC-SING “debiera propender a alcanzar mejoras en cuanto a economía eléctrica, básicamente por la mayor economía de escala, pues al haber una mayor cantidad de oferentes y demandantes habrá una mayor competencia”.

Eso sí el ejecutivo advirtió que en el sector de clientes libres ven algunas dificultades “por los riesgos que debe asumir la demanda por los sobrecostos de la transmisión por la nueva ley y su sistema de asignación del estampillado”.

Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor A.G. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Sánchez explicó que también aprecian riesgos en el diseño de la transmisión con holguras, por lo que “creemos que se debe definir con cierta precisión técnica este aspecto, porque no hay duda que un sistema con holgura tiene sobrecostos respecto a un sistema que no la tenga”.

En opinión del ejecutivo además existe “un riesgo de duplicación de los cargos de transmisión, especialmente para los clientes que ya tienen contratos antiguos, con cargos fijados”.

Sánchez dijo que en el sector estiman que los valores en el nuevo sistema eléctrico nacional aumentarán sus costos en el sistema de transmisión, “del orden de US$6 a US$10 por MWh, porque la demanda va a pagar en forma directa el peaje de los sistemas nacionales y zonales con el estampillado y la transmisión diseñada con holguras”.

Las perspectivas regulatorias

Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G., gremio que agrupa a los pequeños y medianos generadores, señaló que dentro de las perspectivas regulatorias del mercado eléctrico la libre competencia debe tener un rol preponderante, por lo que planteó que esto debe ser respaldado por la nueva función de monitoreo que tiene el Coordinador Eléctrico Nacional.

A su juicio este rol del organismo será relevante para todo el espacio del mercado mayorista en el cual actúan las empresas generadoras, por lo que “los desarrollos de nuevos reglamentos deben estar diseñados bajo la perspectiva de la libre competencia”.

Carlos Barría, director ejecutivo de GPM A.G. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Junto a este punto, el dirigente gremial afirmó que es fundamental contar con un diseño robusto de regulación reglamentaria y de normas técnicas, junto con la evaluación, por medio del Coordinador Eléctrico Nacional, del desempeño competitivo como, por ejemplo, la Norma Técnica de Declaración de GNL. “Para asegurar esto, es clave el monitoreo de la competencia en las decisiones unilaterales que afectan la operación real, las cuales impactan en la determinación de precios y asignación de la producción”, precisó el ejecutivo.

[Complementariedad tecnológica definirá mercado eléctrico tras interconexión SIC-SING]