marzo 19, 2023 | Industria
Debido al escenario de aguda sequía que afecta al país y su impacto en el sistema eléctrico, el gobierno decidió extender hasta el 30 de septiembre el decreto de racionamiento eléctrico preventivo actualmente en vigencia, con lo que se cumplirán dos años bajo este mecanismo, ante las dificultades que se arrastran para la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Se trata de la tercera prórroga de la medida iniciada en septiembre de 2021 y que se suponía iba a vencer el 31 de marzo próximo.
A través de un documento publicado en el Diario Oficial, firmado por el ministro de Energía, Diego Pardow, se señala que “con el objeto de disminuir y manejar la profundidad del déficit frente a situaciones críticas o imprevistas, la Comisión (CNE) recomendó a esta Secretaría de Estado mantener la reserva hídrica de 66 GWh definida en el Decreto N° 51, de acuerdo con los análisis realizados por el Coordinador en su Informe DEAS-GM-SEN Nº3/2023 Estudio de Seguridad de Abastecimiento período febrero 2023 – enero 2024, puesto que, para las condiciones de estrés del sistema, podría existir riesgo de desabastecimiento”.
El texto agrega que “la CNE concluyó que las situaciones de riesgo de desabastecimiento pueden mantenerse para el año 2023, dependiendo de la disponibilidad de los recursos energéticos que presente el sistema, considerando tanto el parque de generación actual como el proyectado a propósito de los proyectos que puedan entrar en servicio durante los siguientes meses; por ello que, en virtud de los análisis realizados por la Comisión, se recomendó a esta Secretaría de Estado extender el Decreto Preventivo de Racionamiento hasta el 30 de septiembre de 2023”.
Por otra parte, en el documento se advierte que, en caso de que no se extendiera el decreto de racionamiento, entre otros efectos, “no podría ser posible contar con el abastecimiento de combustible mediante oleoducto para San Isidro 1 y Nehuenco 1, lo que implicaría un mayor estrés para la logística de diésel y, por lo tanto, un mayor riesgo de desabastecimiento”.
El documento, asimismo, establece un ajuste del costo de racionamiento, de 285,249 $/kWh a 319,773 $/kWh.
febrero 3, 2023 | Industria
Con el objetivo de proteger la seguridad de las personas y de la infraestructura de transmisión, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), en un trabajo coordinado con Transelec y las empresas de distribución de la zona, anunció este viernes el racionamiento de energía eléctrica para la región del Ñuble, principalmente, en algunas zonas de Chillán.
“Las temperaturas superaron los 41°C, por lo que para tener una afectación lo más acotada posible, en coordinación con las empresas transmisoras y distribuidoras de la zona, a las 14:42 horas se instruyó una reducción de 5 MW de consumos en S/E Chillán por control transferencia en Línea 154 kV Charrúa-Pueblo Seco. A las 16:48 horas ya se han recuperado el 100% de los consumos reducidos en esa subestación”, explicaron desde el organismo a cargo de la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Por su parte, Transelec precisó que “la causa de este racionamiento se debe a que las líneas de transmisión tienen una capacidad limitada de operación bajo efectos de tan altas temperaturas y se produce la obligación de ‘botar carga’, como se conoce habitualmente el concepto en el mundo eléctrico, con el objeto de asegurar continuidad de servicio”.
Desde el Coordinador agregaron que “la línea 154 kV Pueblo Seco-Chillán ha presentado la mayor restricción, es así como durante esta mañana los riesgos de afectación derivados de los incendios habían sido mitigados mediante adecuaciones de la topología con la que normalmente se abastece la zona, lo que implica que los consumos de la capital regional están siendo abastecidos desde un único vínculo”.
Debido a la persistencia de las altas temperaturas, el organismo indicó que está monitoreando los niveles de transferencias en las líneas de transmisión que abastecen a la capital regional de Ñuble, “con comunicación directa con las empresas transmisoras y distribuidoras para tomar las medidas necesarias que permitan mantener la continuidad de servicio”.
En ese sentido, la empresa de transmisión informó que esta instancia de coordinación busca “adoptar las medidas que sean necesarias a fin de asegurar la continuidad del suministro y mitigar cualquier condición de riesgo que pueda ser advertida”.
Otras regiones
En cuanto a la situación en otras regiones del país, el CEN señaló que “los riesgos que este jueves se vieron en el Biobío están bajo control, desde el punto de vista del normal funcionamiento del sistema de transmisión nacional y zonal, aunque el Coordinador sigue monitoreando la evolución del efecto de los incendios y las altas temperaturas”.
Hasta el momento, cinco personas fallecidas y 14.000 hectáreas arrasadas por las llamas es el saldo que han dejado los incendios forestales registrados en las regiones de Ñuble y Biobío, por lo cual el gobierno decretó Estado de Catástrofe para ambas zonas.
agosto 16, 2022
En este año 2022 nos hemos topado con dos noticias aparentemente contradictorias en el sector eléctrico. La primera habla de la falta de energía y la posibilidad de racionamiento eléctrico y la segunda de aumento de los vertimientos de energías renovables, mayoritariamente solar, que a la fecha ya ha doblado toda la energía renovable vertida en 2021. Pero, ¿Cómo podemos estar vertiendo energía si estamos con riesgo de racionamiento?
La respuesta tiene que ver con la forma en que funciona la energía eléctrica, la cual, a diferencia de otros mercados, debe equilibrar la oferta y la demanda en todo momento y en todo lugar, preservando la operación económica y segura del sistema. En la práctica, la operación segura la entregan las llamadas centrales base, las cuales funcionan permanentemente y le aportan estabilidad al sistema y el vertimiento o racionamiento responden a situaciones extremas de exceso o falta de energía respectivamente.
Es decir, los vertimientos de energías renovables en la actualidad responden más al exceso de energía solar en determinadas horas donde la demanda es menor y el riesgo de racionamiento responde a la posibilidad de no contar con la energía suficiente en horas de estrés para abastecer la demanda del sistema.
Es por esto que llama la atención que algunos generadores solares pidan más inversión en transmisión antes de preguntarse si es lo más eficiente para el sistema, sobre todo considerando que la capacidad instalada en generación solar se duplicaría en todo el 2022.
Un ejemplo cercano se da en el transporte de automóviles con el concepto de “tráfico inducido”, donde algunos expertos señalan que la inclusión de más calles y carreteras no reduce el tráfico, sino que en algunos casos los aumenta. Esto se da porque al haber más carreteras, existirá un mayor incentivo a viajar en automóvil, lo que termina aumentando el tráfico aún más que antes de la incorporación de estas nuevas carreteras.
Aplicando este concepto al sector eléctrico, al aumentar las líneas de transmisión exclusivamente para evacuar la energía solar proveniente del norte, estaríamos incentivando a que existan más centrales de generación solar en dichas zonas y por consiguiente aumentar aún más la oferta en las horas de sol, lo que probablemente aumentaría el vertimiento y no solucionaría la falta de energía en horas de mayor demanda.
Quizás estamos dándole el enfoque incorrecto al problema al creer que los vertimientos se solucionarán exclusivamente con mayor infraestructura de transmisión, la cual presenta costos de inversión altísimos y tiempos de construcción muy largos. Un ejemplo de esto es la futura línea de corriente continua, con entrada prevista en 2029 y cuyo costo asciende por si sola al 1/3 del total del sistema de transmisión nacional existente y el cual será traspasado íntegramente a los clientes finales.
¿Qué tal si le damos prioridad aumentar la oferta renovable nocturna mediante la incorporación de centrales de almacenamiento o complementarias a las solares que permitan aumentar la oferta de energía en horas fuera de sol? ¿O quizás incentivar la construcción de fuentes de generación renovable más cerca de la demanda en vez de continuar construyendo líneas para una sola tecnología?
¿Y si tuviéramos las herramientas para incentivar el desplazamiento la demanda actual de energía hacia las horas de mayor oferta, por ejemplo, activando el rol de los consumidores de energía con la incorporación del comercializador que podría dotar de este dinamismo a la demanda?
Ciertamente debemos comenzar a responder estas preguntas, pensando en un futuro con menor generación fósil, donde aprovechemos la infraestructura actual, planificando de manera organizada las inversiones en transmisión y con un mix tecnológico limpio y eficiente que permita operar los sistemas con mayor confiabilidad y al menor costo para los clientes finales.
marzo 24, 2022 | Industria
Se publicó en el Diario Oficial un nuevo cambio al Decreto Supremo 51, de 2021, que contiene medidas preventivas frente a la estrechez energética que vive el Sistema Eléctrico Nacional, el cual establece la implementación de una «reserva hídrica», para «evitar y, en su caso, manejar, disminuir o superar un eventual déficit de generación, en conformidad a las disposiciones legales y reglamentarias vigentes».
La medida fue destacada por el ministro de Energía, Claudio Huepe: “Estamos trabajando para asegurar el suministro eléctrico en lo que queda del año, integrando todos los mecanismos que tenemos a nuestra disposición, siendo esta una herramienta muy importante para este proceso”.
Esto fue recomendado a inicios de marzo por parte de la Comisión Nacional de Energía. Es así como en el cambio al DS 51 se define a la Reserva Hídrica: «Con el objeto de disminuir, manejar o superar el déficit de generación eléctrica, el Coordinador deberá coordinar la operación de las centrales hidroeléctricas de embalse de tal forma que se garantice la existencia en todo momento de una reserva hídrica efectivamente disponible, equivalente a 650 GWh, a ser dispuestos para paliar el déficit proyectado, considerando las restricciones técnicas y operacionales de cada embalse y procurando que la acumulación de la reserva hídrica minimice la probabilidad de vertimientos futuros en embalses estacionales y que no comprometa la seguridad de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional».
«El procedimiento de acumulación de la reserva hídrica, así como los términos generales para su uso y recuperación, deberán ser elaborados por el Coordinador y comunicados a la Comisión», se agrega.
También se establece que el organismo coordinador «deberá elaborar un procedimiento de valorización de los efectos económicos producidos por la formación y mantención de la reserva hídrica».
Otra modificación legal se refiere al uso de diésel, indicándose que el Coordinador «deberá realizar una proyección de la cantidad de diésel promedio mensual en m³/día, para cada mes, que requerirá el SEN durante la vigencia del presente decreto, para minimizar la probabilidad de racionamiento eléctrico. La cantidad de diésel indicado anteriormente se denominará «Diésel Mensual Requerido por el Sistema».
marzo 10, 2022 | Industria
En webinar, organizado por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), los expertos analizaron las consecuencias de la modificación al Decreto Supremo N°1/2022, que establece modificaciones al actual decreto y crea el «Diésel de Seguridad», quienes coincidieron en señala que con ello se encarece los costos de generación y de producción que se traspasarán a clientes finales.
El director de Breves de Energía, Cristián Muñoz, expuso sobre el estudio que da cuenta de los impactos y costos de dicho mecanismo, donde entregó un contexto de la norma, cómo se realizaría el pago de los costos y realizó un análisis de las deficiencias del decreto.
El ejecutivo inició la exposición señalando que primero es importante contextualizar. “El Decreto 1, viene a ampliar la vigencia del Decreto 51 -de agosto del 2021-, que es un decreto preventivo de racionamiento, medidas donde el regulador impone medidas a modo de prevenir cualquier tipo de falla en el suministro. Ese decreto preventivo dura hasta el 31 de marzo y principalmente entre sus medidas, buscaba agilizar un poco la burocracia de los proyectos y le impone al Coordinador la misión de representar mejor las hidrologías y adicionalmente le dice que mantenga las cuotas, volúmenes y trate de subirlo a medida que a fines de marzo lleguemos con una mejor reserva, entendiendo que los embalses más relevantes están agotados.
«El decreto 1 empieza a circular en enero, y lo que hace es prolongar el decreto 51 hasta finales de septiembre, porque se ve un problema en el suministro, y también ve que el año hidrológico -que empieza en abril- se viene complicado, seco», explicó Muñoz.
Junto a eso, el ejecutivo añadió que «el decreto impone unas medidas novedosas y una de estas es sobre el suministro de petróleo, el tema de la restricción de petróleo es un tema conocido del mercado y llama la atención que este decreto impone que las unidades tengan un back up de petróleo, llamado diésel de seguridad. Esto se realizó porque el ente regulador realiza un estudio mensual donde ve el abastecimiento del sistema y ve cómo está el suministro».
En suma, «este estudio presenta varios casos donde intenta identificar la robustez del sistema eléctrico, se identifica el escenario crítico y ver de todos los casos que son casos complicados, elegir un escenario crítico que no está formalizado, entonces se identifica la cantidad de petróleo que se necesita en función a los metros cúbicos que se necesitan mensualmente y los m3 por día máximos que voy a necesitar. La energía que necesito mes a mes y la capacidad máxima que necesito asegurar, pero el decreto dice que compare el año 2021 y el diesel de seguridad que resulta, es el resultado de la comparación con el año 2021 y adicionalmente hace lo mismo con el máximo consumo», señaló.
Sumado a esto, explicó que «entonces, el diésel de seguridad se calcula con la comparación del año 2021 con el 2022 y resulta en los m3 cúbicos máximos, por mes y la capacidad máxima diaria. Con estos resultados, el Coordinador dice que necesita que envíen los costos activos y variables. Al recibir estas propuestas, los costos fijos los divide por la energía que le está asegurando la central termoeléctrica y ordena de menor a mayor la producción. Así es como se determina el diésel de seguridad».
Pago de los costos
En cuanto al pago de los costos -explicó Muñoz-, «lo asumen los generadores, es una política normal que se ha acostumbrado, el costo adicional se calcula el costo lo divido por la demanda y se lo traspasa a los clientes. Sin embargo, esto en la práctica no es así ya que el próximo paso de los generadores es decir que esto genera un cargo adicional, asumen que tiene una cláusula de traspaso y esto inmediatamente se traspasa a los clientes».
Agregó que «hay una reasignación de ingresos de suficiencia para aquellas centrales a petróleo que lograron ser asignadas con este diesel de seguridad, entonces el regulador le dice “gracias a lo que están aportando con este back up, te doy un adicional, un ingreso fijo de suficiencia”, y un artículo muy relevante es que reduce el costo falla de sistema, es la señal que tienen los modelos para decir cuánto le cuesta al sistema o cuánto valora la sociedad la energía, es una señal potente en la medida que tiene costos de falla más altos».
El ejecutivo detalló que, «primero, no considera las respuestas de los generadores. los generadores si tienen la señal adecuada de precios y de regulatoria, responden y lo hacen rápidamente. Adicionalmente, hay una escasez relevante en la industria transporte con respecto a las unidades de transporte que no están tomando en cuenta. Es decir, si uno necesita más tiene que salir a comprarlo y esto no es rápido, no es que uno pida una unidad de transporte hoy y llega mañana, sino que se demora varios meses. Hay falta de conductores especializados, no puede ser cualquiera porque son peligrosas, hay usos especiales».
Además, «no se hace cargo del problema de fondo, que las termoeléctricas a petróleo están acostumbradas a una curva de generación, es decir que están acostumbradas a que en caso crítico ellas generan solamente algunas horas de la punta. Esto es una curva convencional, la que se está dando hoy día es que las centrales van a generar que se produzca una deficiencia en el suministro de petróleo del cual hay que hacerse cargo», añadió.
Visión de Acenor
Por su parte, el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, explicó su posición ante el mecanismo de diésel de seguridad, donde destacó que “es importante dejar en claro que como clientes eléctricos o regulados estamos conscientes de la situación de estrechez energética actual. La situación de sequía no solo es evidente sino que también está afectando a los sectores productivos a lo largo de todo el país. Desde Acenor estamos de acuerdo en que se tomen medidas en el marco de una estrategia integral para evitar una situación de racionamiento, con medidas de corto y mediano plazo”.
Añadió que “El mecanismo denominado diésel de seguridad implica una serie de costos adicionales que mediante diferentes canales, terminarán siendo traspasados a clientes finales. De esta manera, se estaría traspasando un riesgo del mercado del diésel a los consumidores de energía, cuando normalmente este costo logístico lo absorbe el proveedor de diésel y lo recupera a través del margen por litro o m3 de combustible que vende”.
Además, explicó que “los clientes eléctricos ya pagan mensualmente por energía y por capacidad de suministro eléctrico que esté disponible para las horas de mayor demanda del sistema eléctrico. Lo que establece el mecanismo de diésel de seguridad contradice la regulación existente, donde los costos fijos del aprovisionamiento de combustible ya se pagan por el cargo con potencia”.
“Es un mecanismo que nunca ha sido implementado en la historia eléctrica del país, requiere que se financie una nuestra infraestructura de camiones, choferes, barcos que en algunos casos podría llegar al 30% de la capacidad actual de distribución. Puede generarse acciones que impacten en la libre competencia, dado que el decreto facilita que se de una negociación centralizada por el cargo fijo del diésel de seguridad”, agregó Bustos.
Además -según el ejecutivo- “nada asegura que este mecanismo vaya a reducir la probabilidad de ocurrencia de eventos de racionamiento, sino que a lo único que apunta es que las empresas generadoras a diésel no tengan que afrontar los costos de contratar suministro de combustible”.
Conclusiones
Considerando que lo más probable es que la escasa disponibilidad de agua para generación eléctrica sea algo permanente en el futuro, creemos que será tarea de las nuevas autoridades enfrentar la actual situación de estrechez energética con una estrategia integral y donde las medidas parciales, como las de mecanismo de diésel, claramente no son la solución.
El mecanismo de diésel de seguridad es una medida compleja de implementar, costosa y poco efectiva para la situación actual. Como Acenor no solo estamos preocupados del costo para los usuarios finales de electricidad, sino también de que se tomen las mejores medidas posibles para el conjunto de la sociedad.
