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Pago por Servicios Complementarios tuvo un alza de 74% entre 2020 y 2021

Pago por Servicios Complementarios tuvo un alza de 74% entre 2020 y 2021

Después de dos años de la creación del mercado de Servicios Complementarios (SSCC), la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), detalla en su informe mensual que, a nivel agregado, durante el año 2021 se pagaron SSCC por un monto de 243,3 millones de dólares, mientras que en 2020 tal cifra llegó a los 139,8 millones de dólares, lo que representó un alza de 74%.

El promedio mensual, señala el documento, pasó de 11,7 a 20,3 millones de dólares, siendo agosto del 2021 el mes récord con 34,9 millones de dólares. “Las razones del alza son múltiples: la sequía que ha disminuido el aporte de centrales hidroeléctricas, así como mayores precios spot de energía que elevan el costo de oportunidad de proveer SSCC, y un mercado con un reducido número de oferentes y subastas que terminan mayor o parcialmente desiertas, entre otros factores”, explica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G.

Respecto de las acciones que tomó la asociación que representa a los clientes eléctricos no regulados destaca el efecto que tuvo la aplicación del dictamen N°10-2021 del Panel de Expertos Eléctrico, discrepancia que fue impulsada por clientes libres y acompañada por Acenor. Este dictamen, permitió que se aplicara un factor de desempeño a todos los componentes de costos de servicios complementarios de control de frecuencia. “A partir de la aplicación del factor de desempeño en los meses de septiembre a diciembre, se ha producido una reducción en el pago de 27,2 millones de dólares, respecto del caso que no se hubiera aplicado dicho factor. A esto se suman las reliquidaciones que se deben realizar producto de la aplicación del dictamen a los meses de junio, julio y agosto. Según el informe preliminar del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), las reliquidaciones solo por junio y julio ascenderían a 6,3 millones de dólares adicionales”, detalla el reporte.

Cuando estos valores se expresan en términos de USD/MWh, se observa que el pago mensual promedio en 2021 alcanzó los 3,2 USD/MWh, mientras que en 2020 fue de 2 USD/MWh mensuales.
El documento agrega que, en todos los meses, el Control Primario de Frecuencia (CPF) se mantiene como el principal componente para pago. Sin embargo, su participación bajó de 50% promedio mensual en 2020 a 43% en 2021. El cargo por Infraestructura y control de tensión también redujeron sus participaciones, mientras que los pagos por Control Secundario de Frecuencia (CSF), Control Terciario de Frecuencia (CTF), Costo Combustible Adicional y Costo Recurso Adicional (CRA+CCA) aumentaron su participación durante el 2021.

Monitoreo

Los servicios complementarios aportan a la seguridad y calidad del servicio eléctrico mediante la provisión de control de frecuencia y control de tensión, entre otros.
En la reforma a la ley eléctrica del año 2016 se introdujo una separación entre el mercado de energía y el de Servicios Complementarios: la energía seguiría un esquema de costos declarados, mientras los SSCC podrían ser prestados mediante ofertas en subastas.

Acenor monitorea de cerca la evaluación de este mercado debido a que los pagos para remunerarlos se efectúan, una parte por la demanda en forma directa, y otra parte por los generadores a prorrata de sus retiros para abastecer a clientes, lo que facilita su traspaso directo a estos últimos.

Revisa el informe completo haciendo clic aquí.

Clientes libres: Compañía Minera Sierra Gorda se une a Acenor A.G.

Clientes libres: Compañía Minera Sierra Gorda se une a Acenor A.G.

Sierra Gorda, uno de los principales productores de concentrado de cobre y molibdeno en Chile y el mundo, se unió recientemente a la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.).

Con 25 años de historia y ahora 21 asociados, la asociación gremial representa los intereses de los clientes libres, es decir, de las empresas cuya potencia conectada es superior a 500 kW y ha optado por esta categoría o tiene una potencia conectada superior a 5 MW.

“Cada día se hace más relevante la participación activa en los cambios regulatorios y el monitoreo de la operación eficiente del sistema y de los distintos cargos a los clientes”, explica el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, quien detalla que actualmente los asociados pertenecen a diversos sectores industriales del país, representando a más del 40% de la demanda máxima nacional.

La planta de Sierra Gorda, ubicada a 60 km de la ciudad de Calama, produce concentrados con minerales de baja ley de sulfuros de cobre, contando con una capacidad aprobada de 230.000 toneladas métricas por día (TPD) y una potencia conectada de 170 MW.

Clientes libres industriales pagan más de US$30/MWh adicional al precio de la energía

Clientes libres industriales pagan más de US$30/MWh adicional al precio de la energía

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.

Javier Bustos-director ejecutivo ACENOR AG 2 - copia

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.

Ciberseguridad: Acenor A.G. es incluida en Comité Consultivo para elaboración de Norma Técnica

La Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.) fue designada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) para ser parte del Comité Consultivo Especial que colabora en la elaboración de la Norma Técnica de Ciberseguridad y Seguridad de la Información.

Junto al director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, participan 23 integrantes más, entre los que se encuentran Francisco Muñoz, Freddy Macho, Eduardo Morales, Cristóbal Hammersley, Daniel Soto de CGE S.A., Doris Herrera de Chilquinta Servicios S.A., Fernando Muñoz de Sociedad Austral de Electricidad S.A., Fulvio Faletto de Enel Distribución Chile S.A., Viviana Delgado de Sonnedix Chile Holding Spa, Óscar Guarda de Acciona Energía SpA, Manuel Osses de Prime Energía SpA, Claudio Villalobos de Engie Energía Chile S.A., Sebastián Celis de Colbún S.A. y Laura Santos de Enel Generación Chile S.A.

Además, esta instancia está compuesta por representantes del Ministerio de Energía, del Ministerio del Interior y Seguridad Pública, el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía.

Entre los contenidos que abordará la Norma Técnica de Ciberseguridad están las medidas asociadas al CSIRT sectorial; sistemas de gestión de seguridad de la información que las empresas del sector eléctrico deberán establecer e implementar para la seguridad y continuidad de sus operaciones; la gestión del riesgo en materias de ciberseguridad y las exigencias de reportes sobre ciberincidentes por parte de las empresas para coordinar las acciones orientadas a mitigar sus efectos e impactos y contribuir a una oportuna normalización y estabilización de los servicios afectados.

La Comisión Nacional de Energía contempla realizar la consulta pública de esta normativa el año 2022.

Acenor analiza alza de costos de la energía en la zona sur del sistema eléctrico local

Acenor analiza alza de costos de la energía en la zona sur del sistema eléctrico local

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.