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CNE emite Informe Técnico Preliminar del Plan de Expansión de la Transmisión 2022

CNE emite Informe Técnico Preliminar del Plan de Expansión de la Transmisión 2022

La Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N° 85 de 2023, emitió el Informe Técnico Preliminar que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, correspondiente al año 2022, el cual contempla un total de 63 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.527 millones.

Este documento preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2022, que comenzó a inicios del año pasado, con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico Nacional, cumpliendo con lo mandatado en la Ley General de Servicios Eléctricos.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el Informe Técnico Preliminar presenta un total de 24 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$1.116 millones, de las cuales 17 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$252 millones aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de US$864 millones aproximadamente.

Respecto a los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 39 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de US$411 millones, de las cuales 25 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de US$137 millones aproximadamente, y 14 corresponden a obras nuevas, por un total de US$274 millones aproximadamente.

Se estima que las obras contenidas en el presente informe iniciarán su construcción a partir del primer semestre de 2025.

Principales obras

Las principales obras que se contemplan dentro del Informe Técnico Preliminar son:

Nueva Línea 2×500 kV Entre Ríos – Digüeñes, Nueva S/E Digüeñes y Nueva Línea 2×500 kV Digüeñes – Nueva Pichirropulli, que viene a reemplazar las obras de 500 kV del decreto 4/2019 entre las subestaciones Entre Ríos, Rio Malleco, Ciruelos y Pichirropulli, que permite completar el sistema de 500 kV hasta Puerto Montt y con ello el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.

Energización en 500 kV de línea 2×220 kV Nueva Pichirropulli – Tineo, que permite el tránsito de grandes volúmenes de energía desde y hacia el sur del país.

Nuevo sistema de compensación reactiva mediante condensadores sincrónicos: incorpora los requerimientos de infraestructura para mantener adecuados niveles de seguridad de servicio futuros, apoyando la fortaleza de red en el norte grande del sistema.

Nueva S/E Patagual, que apoya la seguridad de abastecimiento del Gran Concepción, aportando a la resiliencia de la zona.

Tendido segundo circuito línea 2×500 kV Ancoa – Charrúa, que aumenta la capacidad de transmisión hacia el centro del país.

Nuevas SS/EE de transmisión zonal: Margarita, Olmué y Montemar (Valparaíso), Lo Campino (RM), Claudio Arrau, Talcahuano Sur, Schwager y Vado Pedregoso (Concepción), Rukapillán y Padre Pancho (Araucanía), Calafquén (Los Ríos). Estas obras permiten el abastecimiento de la demanda en las distintas localidades para todo el horizonte de planificación, esto es al menos hasta año 2042.

Fortalecer la infraestructura eléctrica

El secretario ejecutivo (S) de la CNE, Deninson Fuentes del Campo, destacó el trabajo realizado, precisando que las obras contribuirán a fortalecer la infraestructura eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, “en el actual contexto de incorporación masivas de energías renovables, siendo un aporte esencial para el proceso de descarbonización”.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final, el que podrá ser sometido a discrepancias por parte de los mismos interesados ante el Panel de Expertos.

Generación eléctrica en 2023: Tecnologías solar y eólica consolidan liderazgo

Generación eléctrica en 2023: Tecnologías solar y eólica consolidan liderazgo

Pese a factores internos y también a nivel internacional, como la guerra en Ucrania y sus coletazos, la industria energética en 2023 continuará teniendo un rol protagónico en la economía nacional. De hecho, según el último IPOM del Banco Central, el sector liderará la reactivación en 2023 y es el segundo mayor inversionista en Chile después de minería en los próximos cinco años.

Así lo destacan en Generadoras de Chile, gremio que agrupa a las grandes empresas suministradoras de energía eléctrica que operan en el país. En enero, la entidad publicó su último mensual, correspondiente a diciembre 2022, documento que incluye cifras globales del sector en 2022 y de las proyecciones de su actividad para 2023.

Según el reporte, elaborado sobre la base de datos del ministerio de Energía y actualizados a noviembre de 2022, son 74 proyectos los que se espera que entren en operaciones durante 2023, los cuales suman un total de 4.318 MW de capacidad instalada y una inversión de US$6.040 millones.

Del total de iniciativas de inversión, 98,2% corresponde a energías renovables con el siguiente desglose respecto al total en construcción: 8,2% de centrales hidroeléctricas; 51,4% de centrales eólicas y 38,6% a centrales solares.

Aporte a la reactivación

Para conocer las expectativas que el segmento generación tiene para 2023, consultamos a tres asociaciones gremiales con relación a cómo proyectan el período. Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, comenta que “en 2023, continuaremos viviendo los impactos e incertidumbres de la pandemia, el desafiante contexto macroeconómico, geopolítico y de crisis energética global y los efectos de la crisis climática, como la persistente sequía”.

De acuerdo con el líder gremial, durante el último tiempo el sector energético se ha visto fuertemente desafiado por diversos factores externos, que han resultado en mayores costos operacionales, de logística y de financiamiento de nuevos proyectos. A su vez, menciona que hay mecanismos que se han ejecutado, como el de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas, que han impactado en la disponibilidad de recursos de las empresas para invertir en energías renovables.

“Las empresas que representamos son estratégicas para la reactivación económica y la transición energética, y lideran una agenda de inversiones potencial de 23 mil millones de dólares en renovables, almacenamiento e hidrógeno verde”, afirma Seebach.

No obstante, advierte que con el fin de concretar el potencial de inversión se requiere abordar con urgencia las condiciones habilitantes para sostener el desarrollo de energías renovables y la electrificación. Según el representante gremial, estos coadyuvantes son: la implementación oportuna del almacenamiento y de la ley aprobada en 2022 para la integración de más energías renovables; transmisión robusta, oportuna y mejor planificada para llevar la energía desde los territorios donde están los nuevos proyectos de generación a los usuarios, y una profunda modernización del Estado que colabore con el adecuado y oportuno desarrollo de estos proyectos, fundamentales para la transición energética.

Asimismo, Seebach sumó a la lista el fortalecimiento de los recursos y capacidad de gestión de las instituciones del mercado eléctrico, como el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía; coherencia regulatoria para alcanzar la carbono neutralidad; perfeccionamiento del sistema marginalista, que permita un desarrollo seguro y a mínimo costo de un mercado eléctrico con alta penetración de renovables, y una modernización del sector de distribución, acorde con los desafíos y beneficios de una sociedad más electrificada. “Y lo más importante –recalca el presidente ejecutivo– seguir trabajando para que la transición energética sea también una buena noticia para las comunidades y territorios donde se desarrollan los proyectos”.

Señales concretas

Por su parte, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), afirma que las empresas de energías renovables no convencionales que el gremio representa cuentan con pipelines de proyectos interesantes y de magnitudes de gran escala, suficientes para las metas y propósitos de descarbonización de la matriz eléctrica, cubrir el crecimiento de la demanda y también para los objetivos trazados con relación al hidrógeno verde (H2V).

“Sin embargo, están a la espera de señales concretas para la inversión, ya que cubren un rango amplio de materias”, advierte la representante del gremio de las renovables. Entre las más relevantes, menciona las medidas de corto plazo que se tomen para aminorar la alta exposición a costos marginales cero, que en combinación con las magnitudes de desacoples están desangrando los proyectos que han entrado en operación y que son indicadores de riesgo que la banca y los accionistas evalúan antes de invertir nuevamente en Chile.

Rojas añade que también están atentos a qué respuestas entrega la autoridad y el Coordinador Eléctrico a los crecientes vertimientos o recortes de energías renovables, “que solo aumentarán en 2023 de no aplicarse ninguna medida para dar más inserción a las ERNC”.

En esa línea, expresa que “tenemos urgente necesidad de responderle a nuestros inversionistas de si es que hay un plan de reacción ante los riesgos que están afectando a las empresas renovables y de almacenamiento del sector”. También es evidente –fustiga la líder gremial– “que requerimos de una evaluación coherente desde el territorio, que sea acorde al propósito del cambio climático al que contribuimos con nuestros proyectos. No puede ser que proyectos que han tenido calificaciones ambientales aprobadas y en regla, sufran de retrocesos en sus planes de construcción”.

Lo anterior, concluye Ana Lía Rojas, solamente retrasa la decisión de inversión, tanto para la generación renovable como para la transmisión “y es una afectación que debemos trabajar en una agenda del territorio para la transición energética, urgentemente”.

Hidrógeno y CSP

De igual manera, Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), reconoce auspiciosas expectativas para el presente ejercicio. “Creemos que 2023 es un año muy prometedor para nuestra industria, ya que no solo estamos impulsando grandes inversiones en proyectos en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que entreguen inercia al sistema, sino que también otros no conectados y con generación dedicada, en apoyo a la producción de los derivados del hidrógeno, como lo es el amoníaco”, sostiene.

Ello, agrega, porque para la producción de ese compuesto es necesario contar con energía estable, de base y síncrona 24 horas. “Adicionalmente, la industria de desalinización también tiene el desafío de entregar suministro estable y continuo, por lo tanto, en ambos casos la CSP es la solución complementaria ideal para ellos”, detalla.

En materia regulatoria, Sepúlveda asevera que “estamos apoyando las iniciativas del gobierno, como por ejemplo ley de Cuotas, nuevo Reglamento de Potencia, ley de Almacenamiento, etc. Todos estos son instrumentos que ayudan a incentivar nuestra industria, aunque claramente que es necesario perfeccionarlas, pero ya es un gran avance el comenzar la discusión”.

Continúa leyendo este artículo, publicado en revista Electricidad N° 274 (enero 2023), ingresando desde aquí.

Acenor A.G. advierte alza de precios sostenida en servicios complementarios

Acenor A.G. advierte alza de precios sostenida en servicios complementarios

De acuerdo con el último informe emitido por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), entre enero de 2020 y diciembre de 2022 el mercado de servicios complementarios (SSCC) no ha encontrado un nivel de equilibrio en materia de costos.

“Hasta marzo de 2022 los pagos eran del mismo orden de magnitud que en 2021, pero a partir de abril han tenido un alza constante, más que duplicando los pagos mensuales respecto del año anterior. Desde enero de 2020 hasta diciembre de 2022, el cargo mensual ha aumentado un 1.800%, pasando de 0,6 USD/MWh a 10,5 USD/MWh”, señalan desde la asociación gremial.

Los servicios complementarios se encuentran definidos en el artículo 225° de la ley General de Servicios Eléctricos y aportan a la seguridad y calidad del servicio eléctrico mediante la provisión de control de frecuencia y control de tensión, entre otros ámbitos. En la reforma a la ley eléctrica del año 2016 se introdujo una separación entre el mercado de energía y el de SSCC: la energía seguiría un esquema de costos declarados, mientras los servicios complementarios podrían ser prestados mediante ofertas en subastas.

“Este es un tema relevante para los clientes libres, dado que las remuneraciones de los servicios complementarios son pagadas mensualmente por los usuarios finales a través de un cargo de SSCC”, añaden.

El análisis efectuado por Acenor detalla que los pagos mensuales siguen creciendo mes a mes, sobre todo, por el componente de sobrecostos, más que por pagos de costo de oportunidad: “Adicionalmente, el mecanismo de adjudicación es principalmente por instrucción directa en el caso del servicio de control de frecuencia, a diferencia de cómo se diseñó originalmente la regulación, que tenía como objetivo el desarrollo de un mercado de subastas y licitaciones”.

En el corto plazo, expone el reporte, se espera que los niveles de costos se mantengan altos, sujetos a precios internacionales de combustibles y disponibilidad de generación hidroeléctrica, pero también a mejoras operacionales del Coordinador Eléctrico que pudieran reducir las necesidades de reservas.

Rige decreto tarifario que fija valor anual de instalaciones de transmisión para clientes regulados 2020-2023

Rige decreto tarifario que fija valor anual de instalaciones de transmisión para clientes regulados 2020-2023

El ministerio de Energía publicó en el Diario Oficial el Decreto Tarifario 7T de 2022, el cual fija el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal y de las instalaciones de transmisión dedicadas que utilizan los usuarios sometidos a regulación de precios para el cuadrienio 2020-2023.

Este es el primer proceso de valorización cuatrienal realizado en el marco de la Ley 20.936, de 2016, donde se establece que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas que utilizan los usuarios sometidos a regulación de precios, será determinado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) cada cuatro años, en base a la valorización de las instalaciones

El Decreto 7T incorpora lo dispuesto en la Resolución Exenta N°18, de 19 de enero de 2023, de la CNE, que rectifica el Informe Técnico Definitivo de Valorización de las Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020-2023.

El resultado de este decreto tendrá un impacto en la tarifa de los clientes finales y en la remuneración que deben percibir los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisión durante el correspondiente periodo tarifario.

El proceso de Valorización de Instalaciones de Transmisión toma en cuenta la infraestructura existente y no las obras que provienen del proceso licitatorio asociado a los planes de expansión de la transmisión. Cabe destacar que los nuevos proyectos de transmisión, necesarios para apoyar la expansión de energías limpias, están incorporados vía plan de expansión que realiza cada año la CNE y sus ingresos dependen directamente de los valores adjudicados en las respectivas licitaciones abiertas y competitivas.

Para este proceso se consideraron las instalaciones de transmisión cuya entrada en operación se verificó hasta el 31 de diciembre de 2017, declaradas en la base de datos entregada por el Coordinador Eléctrico Nacional.

Los valores que se fijaron son: Valor de Inversión (“V.I.”), la Anualidad del Valor de Inversión (“A.V.I.”), Costos de Operación, Mantenimiento y Administración (“C.O.M.A.”), Ajuste por Efecto de Impuesto a la Renta (“A.E.I.R.”) y Valor Anual de la Transmisión por Tramo (“V.A.T.T.”).

Desde el organismo regulador señalaron que “la toma de razón del Decreto 7T por parte de la Contraloría General de la República ratifica el acucioso trabajo profesional realizado por la Comisión Nacional de Energía en la elaboración del Informe Técnico, considerando el crecimiento y nivel de detalle de la infraestructura a ser valorizada, dando además por zanjadas las diferencias suscitadas en la industria con motivo de este proceso”.

Participación

El proceso de valorización consideró, de acuerdo con la ley, la constitución de un comité encargado de adjudicar y supervisar los estudios de valorización, integrado por representantes del ministerio de Energía, de la CNE, de las empresas propietarias de instalaciones de los sistemas de transmisión nacional y zonal, de los clientes libres y del Coordinador Eléctrico.

Además, las empresas inscritas en el registro de participantes y usuarios e instituciones interesadas concurrieron a la presentación de los estudios por parte de los consultores, instancias en las cuales pudieron realizar observaciones a los informes correspondientes y posteriormente observar el Informe Técnico Preliminar de la Comisión.

Enel Green Power Chile inicia operación comercial de la central fotovoltaica Campos del Sol

Enel Green Power Chile inicia operación comercial de la central fotovoltaica Campos del Sol

Enel Chile, a través de su filial de desarrollo de energías renovables Enel Green Power Chile, recibió la autorización del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) para iniciar la operación comercial de su central fotovoltaica Campos del Sol, ubicada en la región de Atacama. Con una potencia instalada neta de 375 MW, el parque solar pasa a ser uno de las más grandes de su tipo en el país.

Fabrizio Barderi, gerente general de Enel Chile, destacó el hito alcanzado con relación al proyecto. «Haber recibido esta autorización nos permite seguir avanzando en la diversificación de nuestra matriz de generación, que cuenta con un mix renovable de cuatro tecnologías: solar, eólica, geotérmica e hídrica. De esta forma, seguimos con nuestro compromiso de empujar la transición energética justa en Chile, entregando energía limpia para las diversas actividades que el país y sus habitantes necesitan, siendo un aporte y actor relevante en el proceso de electrificación de los consumos a nivel nacional”, señaló el ejecutivo.

Para la construcción de Campos del Sol se instaló cerca de un millón de paneles solares, con tecnología fotovoltaica de punta del tipo monocristalina bifacial, lo que permite mayor eficiencia en la captación de la radiación solar y generando en promedio un 12% más de electricidad comparado con la utilización de paneles convencionales.

Gracias a su gran tamaño y potencia instalada, se espera que produzca anualmente cerca de 1.200 GWh de energía 100% limpia que será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Esta capacidad permitiría alimentar aproximadamente 512 mil hogares chilenos, evitando a su vez la emisión de alrededor de 947 mil toneladas de CO2 a la atmósfera.