octubre 23, 2020 | Industria
La generación con combustibles fósiles en el Sistema Eléctrico Nacional bajó 10% en un mes, debido al incremento del aporte hidroeléctrico, el cual aumentó en 6,6% debido al rol que juegan los deshielos en esta fuente energética y a la ausencia del gas inflexible, según indicó el Reporte semanal de la consultora Antuko.
En análisis de la operación del sistema señala el aumento en los niveles de presas a causa de los deshielos que se producen en primavera, lo que se ha traducido en un alza de 2,2% del aporte de la generación hidráulica de embalse, y de un 4,4% en la generación hidroeléctrica de pasada.
[LEA TAMBIÉN: [+VIDEO] El impacto de las declaraciones de gas inflexible en el sistema eléctrico nacional]
«Esto desplazó a la generación de combustibles fósiles, que alcanzó una participación del 29% (-10 pp frente hace un mes. En cuanto a las ERNC, el viento tuvo una disminución de 4,5 pp (puntos porcentuales) debido a las peores condiciones climáticas y la solar no varió. No se informó de gas inflexible», recalca el documento.
Según la consultora, la demanda aumentó 0,1% entre el 12 y 18 de octubre, en que el mix de generación registró una participación del 30% para el carbón; 9% para el gas natural; 38% para la hidroelectricidad; 13% solar fotovoltaico; 8% eólico y 2% para la biomasa.
septiembre 30, 2020 | Industria
La necesidad de avanzar en incentivos correctos dentro de la estrategia de flexibilidad en el sector eléctrico fue uno de los principales temas que se abordaron en el webinar realizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.) sobre la «regulación necesaria para la inserción a gran escala de las energías renovables a la matriz energética», donde además de planteó la revisión de las declaraciones de gas inflexible en el parque termoeléctrico en el país.
Alfredo Solar, past president de la asociación gremial, se refirió al primer punto en la apertura de la conferencia, señalando que actualmente «los incentivos no son los correctos pues nos estamos llenando de centrales de respaldo a diésel, que no son tan eficientes y creo que eso hay que cambiarlo, por lo que me imagino que la estrategia de flexibilidad tiene que considerar señales adecuadas para tecnologías que sean flexibles y para que también sean eficientes».
«Si queremos referirnos a flexibilidad, tratemos de eliminar las inflexibilidades, se han hecho importantes avances, pero aún queda mucho por hacer. En el gas inflexible también tenemos un tema que afecta el despacho de las renovables y los precios que éstas ven en el mercado. Me parece fundamental que esos elementos, que tal vez no son de la ley, sean considerados por la autoridad y se puedan trabajar», afirmó el representante gremial.
[LEA TAMBIÉN: Sistemas de almacenamiento: plantean desafío de integrarlos sin efectos indeseados en la competencia]
Solar también indicó que las señales deben ser adecuadas para el almacenamiento de energía, «que es un elemento esencial de la flexibilidad y necesitamos que se trate todo el tema de las baterías para conectar con las energías renovables y así darle eficiencia al sistema».
Posteriormente tomó la palabra Hugh Rudnick, director de Systep Ingeniería y académico de la Universidad Católica, quien precisó los principales ejes definidos en la Estrategia de Flexibilidad, donde destacó el avance que plantea la estrategia para trabajar en el reconocimiento de la suficiencia de potencia y el almacenamiento, junto a la mejoría de los diseños de programación y operación del sistema.
![[+VIDEO] El impacto de las declaraciones de gas inflexible en el sistema eléctrico nacional](https://www.revistaei.cl/wp-content/uploads/2020/09/ana-lia.jpg)
septiembre 1, 2020 | Industria
agosto 14, 2020 | Industria
Una reforma urgente a la norma técnica de GNL, para hacer frente a la situación actual que genera el llamado gas inflexible, planteó la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), con el objetivo de «amparar la sana competencia», entre los actores del mercado eléctrico local, según señala a ELECTRICIDAD, Rafael Loyola, director ejecutivo del gremio.
Según el representante de la asociación, el gas inflexible actualmente «implicaría una alteración sobre la operación competitiva del sistema», por lo que reitera el imperativo de revisar la normativa en esta materia, que también afecta al sector mini hidro.
Diagnóstico
¿Cuál es la visión y postura de Apemec frente al llamado gas inflexible?
Este es un tema que nuestro gremio viene siguiendo desde hace bastante tiempo. A mediados del año 2015 encargamos un estudio, a la consultora Antuko, para cuantificar el impacto de las declaraciones de GNL con contratos con modalidad «Take or Pay». Los resultados del estudio eran concluyentes respecto a que su uso ocasionaba una reducción substancial de los costos marginales y por lo tanto un eventual perjuicio de proporciones a los actores del sistema que estuviesen comercializando sin contratos y, dada la característica de cierto generadores del mercado en cuanto a su mix de generación, tenía la potencialidad de poder ser usado para aprovechar estas situación de poder de mercado. Es en razón de aquello que en esa época pusimos a disposición de las autoridades correspondientes todos los antecedentes. Como consecuencia de lo anterior, se organizó una mesa técnica para estudiar la regulación la Norma Técnica que derivó en la actual regulación.
Hoy dado el uso, ya no excepcional de este mecanismo, sumado a la profundidad actual del mercado del GN, vemos que sin duda tal Norma Técnica requiere de perfeccionamientos urgentes que amparen la sana competencia entre los actores. Así, hemos consultado expertos en la materia que nos indican incluso que en la actualidad el GNL inflexible realmente no existe. Las condiciones actuales del mercado del GNL harían muy excepcional el hecho de no poder redirigir los envíos de gas, generándose la inflexibilidad y de esta forma declarar que este insumo tiene costo marginal igual a cero. Nos parece que esto debe ser nuevamente revisado.+
[LEA TAMBIÉN: Gas inflexible: Los generadores que esperan una revisión de la norma técnica]
¿Qué impacto tiene para el sector mini hidro este tema?
Todas las centrales hidroeléctricas se ven impactadas por este tema, ya que, no obstante algunas tener contratos de suministro, la gran mayoría con clientes libres, siempre existe una parte de la producción eléctrica que va a estar al spot pues de lo contrario significaría que ese titular toma una posición muy arriesgada o francamente especulativa. Al declarar su costo variable de combustible igual a cero, el llamado GNL inflexible, a nuestro juicio con los antecedentes que se disponen, está afectando a varios generadores, en particular los renovables dada su función de generación. Así, sería grave que una empresa aprovechara esta circunstancia alterando la sana competencia y eventualmente tomar posiciones comerciales haciendo uso de este mecanismo para optimizar sus resultados.
¿Cuáles son las medidas que espera Apemec en esta materia?
Está fijado una revisión de la norma técnica para diciembre de este año, esperemos que esta vez esta norma recoja las observaciones de todos los agentes del mercado en cuanto a regular de manera definitiva y de acuerdo a los tiempos que la información de las declaraciones de GNL inflexible deben tener un estándar de información que justifique, más allá de toda duda razonable, la inflexibilidad de ese combustible.
julio 26, 2021 | Industria
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».
