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Ministerio de Energía publicó decreto con medidas preventivas para evitar racionamiento eléctrico

Ministerio de Energía publicó decreto con medidas preventivas para evitar racionamiento eléctrico

Fue publicado en el Diario Oficial el decreto del Ministerio de Energía que establece una serie de medidas preventivas para evitar el racionamiento eléctrico, las que estarán vigentes hasta el 31 de marzo de 2022, con el objeto de «evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional, preservando con ello la seguridad».

«Las medidas señaladas se orientarán, principalmente, a reducir los impactos del déficit para los usuarios, a incentivar y fomentar el aumento de capacidad de generación en el SEN, a estimular o premiar el ahorro voluntario y a aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar al país», se indica.

Detalles

Las principales medidas que se contemplan son:

-Aceleración de la conexión de proyectos avanzados

-Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos (“PMGD”) y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala

-Utilización de energía embalsada

-Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador

-Optimización del mantenimiento de unidades generadoras

-Registro de capacidad de generación adicional

-Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL

-Monitoreo de indisponibilidades de combustibles

Transmisión y distribución

El decreto también considera medidas preventivas aplicables al segmento de la transmisión, como el tratamiento especial de instalaciones de transmisión, donde el Coordinador Eléctrico Nacional «deberá enviar a la Comisión y a la Superintendencia, dentro del plazo de 5 días hábiles contado desde la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, un informe fundado en el que identifique las instalaciones de transmisión que ameriten un tratamiento especial en razón a la situación de estrechez que motiva la emisión del presente decreto».

Además se contemplan medidas para la distribución, como la «relajación de normas de calidad de servicio (tensión)», en que las empresas distribuidoras «deberán operar en los niveles más bajos posibles de voltaje dentro de los estándares de calidad de producto para los sistemas de distribución, siempre y cuando esta acción no ponga en riesgo la continuidad de suministro y no se afecte la seguridad de las instalaciones, las personas y las cosas. Asimismo, en los casos que corresponda, deberán coordinarse con las empresas de transmisión y el Coordinador».

«Para efectos de lo anterior, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, una estimación de ahorros de consumos y un plan de implementación de la medida que se establece en el presente artículo, en el plazo, formato, medio y otras consideraciones que determine la Superintendencia. Asimismo, de manera previa a la ejecución de esta medida, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, en la forma, plazo y medios que ésta determine, un análisis para determinar el porcentaje máximo de reducción de tensión nominal de sus redes de distribución que no afecte la calidad de servicio de sus clientes ni la operación de los medios de generación a que hace referencia el artículo 149° bis de la LGSE que se encuentren conectados a sus redes», se estipula.

Demanda

El decreto tiene medidas aplicables a la demanda eléctrica, señalando que las empresas generadoras y distribuidoras del Sistema Eléctrico Nacional quedan autorizadas para adoptar las siguientes medidas:

-Promover disminuciones del consumo de electricidad

-Pactar con sus clientes reducciones de consumo

-Suspender el suministro, en los casos señalados en el presente decreto y de acuerdo al procedimiento establecido en el artículo séptimo siguiente, mediante la aplicación de programas de corte

Finalmente, se establece un procedimiento para la administración de déficit y pagos de compensaciones, además de Consideraciones sobre calidad y continuidad de suministro y condiciones de racionamiento.

Racionamiento eléctrico en California alimenta debate sobre los riesgos de la transición energética en Chile

(El Mercurio) A mediados de agosto el estado de California tuvo cuatro días para el olvido. A la preocupación por los incendios forestales, que cada año arrasan con más fuerza a esta zona de Estados Unidos, este año se sumaron las restricciones de movilidad impuestas por la pandemia y una ola de calor que en algunas zonas elevó los termómetros hasta los 39° C. Este cóctel hizo que la demanda eléctrica subiera tanto que, aunque no alcanzó a batir récords, hizo colapsar al sistema eléctrico, que no fue capaz de cubrir el peak de consumo. ¿El resultado? Cortes programados del suministro entre el viernes 14 y el lunes 17 afectaron a cerca de 10% de la población del estado, es decir, 3,3 millones de personas de un total que bordea los 39 millones.

La última vez que California tuvo que aplicar una medida tan extrema fue hace 20 años, a raíz del escándalo de manipulación de precios de la energía que derivó en el bullado caso Enron. Esta vez los apagones enfurecieron a las autoridades locales que exigieron investigaciones, y dieron pie para diversas acusaciones entre las empresas de energía, el operador del sistema y los legisladores.

Óscar Morales, líder de proyectos de la consultora Systep, explica que los análisis preliminares muestran que el racionamiento en california tuvo causas estructurales y coyunturales. Entre las primeras está el retiro de alrededor de 5.000 MW de unidades de gas natural en los últimos tres años, como parte del proceso de transición hacia una matriz con menos emisiones, mientras que entre las razones coyunturales están los incendios forestales y la reducción de las importaciones de electricidad desde los estados vecinos, también afectados por las altas temperaturas.

En la práctica lo que sucedió es que el peak de consumo eléctrico se produjo justo en las horas de la tarde en las que la generación renovable comienza a declinar. Esto, sumado al retiro de unidades convencionales, entre las que figura incluso una de las dos centrales nucleares que abastecen al estado (la segunda comenzará su cierre a partir de 2024), hizo que la energía no fuese suficiente, disparando además el precio mayorista de la energía, que el sábado 15 de agosto llegó a superar los US$3.800 MWh, cien veces más que el promedio habitual.

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Los especialistas coinciden en que el problema de California no es la incorporación y el futuro predominio de la generación renovable, sino que ese proceso de descarbonización no se ha dado en conjunto con otras modificaciones tecnológicas, normativas y de mercado. «California lleva dos décadas siendo un referente a nivel mundial de las buenas y también de las malas noticias en materia energética y ver lo que pasó hace unos días es ver lo que puede pasar en Chile dentro de diez años o menos, si no tomamos los debidos resguardos en la descarbonización», dice Daniel Salazar, socio director de la consultora energiE.

El también exdirector ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), ente que opera el sistema eléctrico local, agrega que mientras California llegó al extremo del racionamiento en Chile se discute un proyecto de ley que obliga a cerrar todas las centrales a carbón en 2025. «Cómo no vamos a poder ver el riesgo que corremos al precipitar un proceso que requiere tiempos que no pueden ser breves y que ya está más acelerado respecto del cronograma original. La descarbonización es mucho más que un itinerario con fechas, es un proceso que requiere conducción y eso no ha estado, solo nos hemos llenado llenando de anuncios que se prestan para las posiciones maximalistas que vemos en el Congreso», asegura Salazar.

Morales coincide y comenta que todo proceso regulatorio que involucre una modificación significativa del parque de generación debe venir soportado por análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales que recién están en estudio por parte del CEN. «Se debe determinar si el parque de generación luego de retirar unidades es capaz de atender las variaciones de la generación solar y eólica, así como también si podría suministrar la demanda ante situaciones coyunturales», puntualiza.

Los datos de Systep muestran que cuando el viento deja de soplar y la intensidad solar baja, en un lapso de no más de cuatro horas el sistema eléctrico pierde del orden de 900 MW, lo que equivale al 9% de la demanda máxima diaria. «Esta variabilidad aumentará en los próximos tres años, debido a que se tiene prevista la puesta en operación de 3.000 MW de nuevas centrales eólicas. Por tanto, el manejo de la variabilidad de la generación eólica se tornará más importante para los próximos años», dice Morales.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo de Generadoras, gremio que agrupa a los productores eléctrico, dice que si bien el sistema eléctrico californiano tiene importantes diferencias con el chileno, y los efectos del cambio climático serán diferentes a lo ancho del planeta, Chile es particularmente vulnerable y eso requiere un proceso robusto y ambicioso de adaptación y ante eso, precisa, la descarbonización debe ser estructural, con avances en múltiples dimensiones, como el retiro de centrales a carbón, la integración de fuentes renovables, y una mayor electrificación de consumos basados en fósiles. «Todas estas medidas constituyen desafíos técnicos que requieren una actualización regulatoria, que sea capaz de ser predecible para continuar atrayendo las inversiones requeridas para la transición, y lograr un sistema eléctrico lo suficientemente flexible y resiliente, para responder a las necesidades operativas que exijan, por ejemplo, eventos extremos como los ocurridos en California».

Descarbonización acelerada: Systep prevé escenarios de potencial racionamiento eléctrico

Descarbonización acelerada: Systep prevé escenarios de potencial racionamiento eléctrico

Un eventual escenario a futuro de riesgos de racionamiento, congestión en la transmisión y un aumento en los costos marginales que terminarían impactando las tarifas eléctricas son los principales efectos que prevé Systep Ingeniería si es que se aprueba el proyecto de ley de descarbonización acelerada que se tramita en el Congreso, en que se propone el cierre del parque termoelétrico a carbón a 2025, con el cese de operaciones inmediato para las centrales que tengan actualmente más de 30 años de antiguedad.

De acuerdo con el reporte mensual de la consultora, se evaluaron los riesgos que podrían emanar del retiro
abrupto de centrales carboneras, según el cronograma del Proyecto de Ley, realizando simulaciones de la operación del sistema eléctrico y la tarifa para clientes residenciales hasta 2031. «En este ejercicio se consideraron alrededor de 1,5 GW en centrales renovables de reemplazo actualmente en desarrollo, asociadas a la primera fase del plan de descarbonización, pero sin asumir reemplazo por el retiro adicional que impondría el Proyecto de Ley», se precisó.

Es así como el análisis sostiene un cambio por descarbonización acelarada podría generar «cambios a nivel de despacho (producción por tecnología), riesgos de racionamiento, flujos de transmisión y costos marginales».

Racionamiento

«Para evaluar el riesgo de racionamiento se calculó el “margen de reserva ajustado” para los escenarios base y de retiro anticipado. El retiro anticipado de termoeléctricas a carbón del sistema resulta en un margen de reserva promedio para el periodo 2026-2031 de 1,4 para horas de día y 1,2 para horas de noche, lo que representa una caída de 16% y 18% respecto del caso base. Sin embargo, para una condición hidrológica seca, como la probabilidad de excedencia 95% (año hidrológico 2016/17), el margen de reserva durante horas de noche cae a 1,1 en promedio entre 2026 y 2031», señala el reporte.

«Esto significa que la capacidad de generación disponible es sólo 10% mayor a la demanda máxima, lo que implica un alto riesgo de insuficiencia ante aumentos de demanda y menor disponibilidad de recurso primario (agua, sol y viento además de combustibles), en conjunto con la falla de alguna gran central de generación o elemento de transmisión. De hecho, las simulaciones resultan en racionamiento de la demanda a partir de 2029, alcanzando 18 días el 2031 (5% de las horas del año) en una hidrología seca (probabilidad de excedencia 95%). Este potencial racionamiento destaca la importancia de desarrollar nuevas centrales a fin de acotar la probabilidad de ocurrencia de eventos de falla en el suministro. Un contexto de precios más altos y menor confiabilidad de suministro podría ir en contra del impulso que la autoridad busca dar a la electrificación de la calefacción y el transporte», se añade.

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Transmisión

La cierre adelantado para todo el parque termoeléctrico a carbón, según Systep, también produciría nuevos escenarios de congestión en la transmisión: «Por ejemplo, si en el caso base se esperan importantes flujos desde la zona norte al centro (por producción solar en el día y carbón en la noche), el retiro total de las carboneras implica inversión de flujos durante horas de noche (desde el centro al norte), y una mayor probabilidad de congestión entre ambas zonas».

Y se agrega: «Las mayores necesidades de transmisión destacan la criticidad del proceso de planificación, dados los extensos plazos de desarrollo para obras de gran envergadura, por ejemplo, sobre 10 años para la línea HVDC entre Antofagasta y Santiago».

Costos marginales

Systep indica que el retiro anticipado del carbón también «resultaría en un alza de los costos marginales promedio del sistema del orden de 104% en el corto-mediano plazo, como consecuencia del mayor despacho de centrales a gas y diésel (con un mayor costo variable en comparación a las carboneras). A nivel mensual, el costo marginal
aumentar hasta en 124 US$/MWh, en condiciones hidrológicas muy secas».

Se explica que, por ejemplo, este aumento de costos marginales aumentaría en 101% los costos de retiro promedio «que deben asumir los suministradores de los contratos para clientes regulados que vencen posterior al 2025, observándose un comportamiento similar en el caso de los clientes libres».

En las conclusiones del reporte mensual se indica que, si bien es  «muy probable que haya espacio para adelantar la descarbonización, es necesario que el proceso esté acompañado de una planificación de largo plazo y políticas progresivas, basadas en análisis técnicos, económicos, ambientales y sociales».

Venezuela anuncia racionamiento eléctrico hasta mayo

(Pulso) El ministro venezolano para la Energía Eléctrica, Luis Motta Domínguez, anunció que el país sufrirá cortes en el flujo eléctrico de cuatro horas durante los próximos cuarenta días, debido a que la sequía que afecta al país ha recortado dramáticamente la capacidad de generación hidroeléctrica.

“Con estas cuatro horas diarias, los venezolanos van a colaborar para detener el descenso de los niveles de la Central Hidroeléctrica en El Guri”, dijo Domínguez en declaraciones para Venezolana de Televisión, donde también  llamó a la población a realizar un “uso eficiente de la energía”, nombrando a los estados de mayor consumo y acusando a dos municipios de hacer un mal gasto de la electricidad.

Asimismo, el secretario de Estado indicó que estas medidas “van en beneficio y protección del pueblo. Con esto vamos a extender la cantidad de agua que nos queda, esperando que empiecen las lluvias y vamos a seguir dando el servicio al pueblo venezolano. Habrá restricciones, es necesario, es un sacrificio”.

El plan posee una distribución de cinco bloques horarios: de 8:00a.m a 12:00p.m, 12:00p.m a 4:00p.m, 12:00a.m a 4:00a.m, 4:00a.m a 8:00a.m.

De acuerdo con el diario local El Nacional, el plan del Gobierno de Nicolás Maduro es aumentar el racionamiento para ahorrar de 2.000 a 6.000 megavatios entre abril y mayo.

En tanto Alexis Rodríguez, directivo de la Federación de Trabajadores Eléctricos, informó que Corpoelec, el ente regulador de la energía, profundizará la suspensión del servicio, sobretodo en 9 estados del interior del país.

Justamente en Valencia, ciudad de la región central de Venezuela, los vecinos denunciaron que sufren cinco apagones diarios y advirtieron que de continuar así la situación convocarán a manifestaciones. “No debemos acostumbrarnos a esta situación. Lo normal es que tengamos electricidad todo el día. No tenemos que sufrir estos apagones por la irresponsabilidad de quien gobierna”, señaló Carlos Sánchez, miembro de Movimiento Isabelica, localidad al interior de Valencia.

En tanto, la oposición política ha criticado duramente el anuncio, que ha calificado de racionamiento energético, término que el gobierno ha evitado en todo momento.

[Venezuela decreta los viernes como “día no laborable” para reducir consumo eléctrico]

Riesgo de racionamiento eléctrico en Colombia

Riesgo de racionamiento eléctrico en Colombia

(Diario Financiero) A fines de octubre, el gobierno de Colombia anunció medidas de emergencia para evitar un racionamiento eléctrico que amenaza en el corto plazo. El plan incluye arreglos para incrementar la oferta de las fuentes de gas natural e hidroelectricidad, una campaña de ahorro y alzas en las tarifas.

Normalmente, cerca de 80% del suministro eléctrico efectivo de Colombia es proporcionado por fuentes hidroeléctricas, aunque representan 65% de la capacidad de generación total (15.489 MW). Sin embargo, la intensificación del fenómeno de El Niño ha hecho caer el suministro hidroeléctrico, que ha debido ser compensado con fuentes termoeléctricas. Los generadores termoeléctricos ahora están satisfaciendo entre 30% y 35% de la demanda, pero esto ha presionado sus finanzas, ya que el precio por kilowatt que reciben en el mercado tiene un tope establecido por ley y, bajo las actuales condiciones, apenas cubre la mitad de su costo total de generación.

Algunos expertos dicen que el regulador del sector falló en asegurar que las generadoras termoeléctricas estuvieran preparadas para confrontar el escenario actual, caracterizado por costos de insumos inusualmente altos. Las centrales a gas afrontan un peak de precios por la alta demanda, mientras que la depreciación del peso impide que caigan los valores del diésel para las centrales a petróleo, pese a la baja del crudo a nivel internacional.

La situación se ha vuelto tan crítica que dos termoeléctricas que en conjunto generan 500 MW debieron cerrar sus operaciones la semana previa a los anuncios del gobierno.

Espiral de precios

El alza en las tarifas mensuales de entre 1,75% y 2,5% aumentará las presiones inflacionarias y las autoridades no descartan un racionamiento si El Niño sigue intensificándose.

El 30 de octubre el banco central (Banrep) aplicó su segunda alza mensual de tasas consecutiva, elevando los tipos en 50 puntos base a 5,25%, tras un incremento previo de 25 puntos. La autoridad anunció además medidas para contener la volatilidad del peso. Banrep intenta reanclar las expectativas inflacionarias, que han subido en los últimos meses y ahora están en la parte alta del rango meta de entre 2% y 4%. El deterioro en las expectativas refleja un reciente espiral en los precios del consumo.

El IPC subió 5,35% anual a septiembre y se espera que las presiones se mantengan debido al efecto rezagado de la depreciación en el costo de las importaciones. El Niño también está repercutiendo por la caída en la producción de alimentos.

Banrep se comprometió a reducir la volatilidad del peso interviniendo en el mercado, pero los partícipes consideran su anuncio insuficiente y tardío porque la moneda ya sufrió una fuerte baja este año.

[La vulnerabilidad del sector eléctrico colombiano]