agosto 14, 2019 | Sin categoría
Seis son las oportunidad que identificó un estudio hecho por Valgesta Energía para la participación de los sistemas de almacenamiento energético en el mercado eléctrico local, donde se plantea una propuesta regulatoria para la realidad chilena.
De acuerdo con el documento el desarrollo de estas tecnologías puede ofrecer servicios como:
Arbitraje de energía
Según el estudio, el arbitraje consiste en aprovechar las diferencias del precio marginal a lo largo de un período de tiempo, precisando que se obtiene un beneficio «al cargar el sistema de almacenamiento en momentos en que el precio sea bajo (como en horas de mayor generación renovable, o en horas de menor demanda) y descargarlo en momentos en que el precio sea alto (horas peak)».
«Sin embargo, para que la explotación de esta oportunidad sea rentable, se deben transar grandes cantidades de energía, lo cual está limitado por las capacidades máximas de almacenamiento de las tecnologías», se añade.
Por ello, en principio esto no sería una opción viable para sistemas de baterías o volantes. Otra limitante es cómo funcione el mercado de energía. En aquellos mercados donde el despacho económico se condiga con el despacho físico, los SdA pueden ofrecer y comprar energía en los momentos en que les sea convenientes, según sus proyecciones, y así gestionar el riesgo del arbitraje. Pero en mercados centralizados, como el chileno, la operación de los SdA está sujeta a las instrucciones del operador del sistema, por lo que no pueden gestionar el riesgo y están más expuestos a tener pérdidas económicas en las transacciones por compra y venta de energía.
Capacidad
«La función de entregar capacidad en las horas punta es asumida por unidades convencionales con gran capacidad de rampa, las cuales pueden tener altos costos de operación», plantea el informe, por lo que los sistemas de almacenamiento «pueden asumir este rol y entregar capacidad para las horas punta, cargándose en horas de baja demanda y por ende a menores precios (se vincula con el arbitraje de energía). Sin embargo, podrían verse limitados por los tiempos de operación que el operador del sistema ordene a las unidades de punta».
Co-localización con ERNC
Valgesta señala que la generación de fuentes renovables «muchas veces se debe «verter» para así respetar las limitaciones de las líneas de restricción y los mínimos técnicos de las centrales térmicas», razón por la cual sostiene que el uso de sistema de almacenamiento instalados junto con plantas de energías renovables, permitiría almacenar la sobre generación y entregarla en horas donde su fuente de generación no está disponible.
Además, señala que se puede distribuir su generación en el tiempo puede ayudar a mejorar el nivel de capacidad que se le reconoce a este tipo de plantas, lo que aumentaría su remuneración por este concepto.
Servicios Complementarios y Flexibilidad
El estudio afirma que la creciente penetración de fuentes de Energías Renovables Variables «trae consigo un riesgo a la seguridad del sistema, debido a la variabilidad de las inyecciones, y la disminución de la inercia sistémica, por lo que se requieren unidades que sean capaces de entregar servicios como regulación de frecuencia rápida, y que puedan operar con grandes rampas de toma de carga, para lo cual los sistemas de almacenamiento son una buena opción. Además, pueden entregar otros servicios como regulación de tensión, reserva en giro y partida en frío».
Refuerzo de transmisión
En el documento se indica que la instalación de fuentes renovables «se da a un ritmo más rápido que la instalación de nuevas líneas de transmisión, además de que la disposición geográfica de estas fuentes depende fuertemente de la disponibilidad de los recursos con los que se genera (viento, radiación solar, agua), por lo que suelen concentrarse en aquellos lugares donde la disponibilidad es mayor. Por estos motivos, ante un aumento de fuentes de energías renovables, es esperable un aumento en los problemas de congestión en los sistemas de transmisión».
«Los sistemas de almacenamiento pueden aliviar problemas de congestión si se localizan en puntos estratégicos, como por ejemplo cerca de grandes consumos, permitiendo postergar las inversiones necesarias para solucionar los problemas de congestión. Además, su instalación no presenta las dificultades vistas en la instalación de nuevas líneas, como la aceptación pública o los grandes requerimientos de servidumbres», se precisa.
Propuesta
El estudio asevera que para permitir el desarrollo de estas oportunidades, se requiere «de una revisión y modificación regulatoria en aquellos mercados no integrados verticalmente, junto con la generación de señales de precio efectivas. Esto no es una tarea fácil, y ha sido abordada por varios mercados eléctricos, que se describen a continuación».
agosto 14, 2019 | Electromov
Seis son las oportunidad que identificó un estudio hecho por Valgesta Energía para la participación de los sistemas de almacenamiento energético en el mercado eléctrico local, donde se plantea una propuesta regulatoria para la realidad chilena.
De acuerdo con el documento el desarrollo de estas tecnologías puede ofrecer servicios como:
Arbitraje de energía
Según el estudio, el arbitraje consiste en aprovechar las diferencias del precio marginal a lo largo de un período de tiempo, precisando que se obtiene un beneficio «al cargar el sistema de almacenamiento en momentos en que el precio sea bajo (como en horas de mayor generación renovable, o en horas de menor demanda) y descargarlo en momentos en que el precio sea alto (horas peak)».
«Sin embargo, para que la explotación de esta oportunidad sea rentable, se deben transar grandes cantidades de energía, lo cual está limitado por las capacidades máximas de almacenamiento de las tecnologías», se añade.
Por ello, en principio esto no sería una opción viable para sistemas de baterías o volantes. Otra limitante es cómo funcione el mercado de energía. En aquellos mercados donde el despacho económico se condiga con el despacho físico, los SdA pueden ofrecer y comprar energía en los momentos en que les sea convenientes, según sus proyecciones, y así gestionar el riesgo del arbitraje. Pero en mercados centralizados, como el chileno, la operación de los SdA está sujeta a las instrucciones del operador del sistema, por lo que no pueden gestionar el riesgo y están más expuestos a tener pérdidas económicas en las transacciones por compra y venta de energía.
Capacidad
«La función de entregar capacidad en las horas punta es asumida por unidades convencionales con gran capacidad de rampa, las cuales pueden tener altos costos de operación», plantea el informe, por lo que los sistemas de almacenamiento «pueden asumir este rol y entregar capacidad para las horas punta, cargándose en horas de baja demanda y por ende a menores precios (se vincula con el arbitraje de energía). Sin embargo, podrían verse limitados por los tiempos de operación que el operador del sistema ordene a las unidades de punta».
Co-localización con ERNC
Valgesta señala que la generación de fuentes renovables «muchas veces se debe «verter» para así respetar las limitaciones de las líneas de restricción y los mínimos técnicos de las centrales térmicas», razón por la cual sostiene que el uso de sistema de almacenamiento instalados junto con plantas de energías renovables, permitiría almacenar la sobre generación y entregarla en horas donde su fuente de generación no está disponible.
Además, señala que se puede distribuir su generación en el tiempo puede ayudar a mejorar el nivel de capacidad que se le reconoce a este tipo de plantas, lo que aumentaría su remuneración por este concepto.
Servicios Complementarios y Flexibilidad
El estudio afirma que la creciente penetración de fuentes de Energías Renovables Variables «trae consigo un riesgo a la seguridad del sistema, debido a la variabilidad de las inyecciones, y la disminución de la inercia sistémica, por lo que se requieren unidades que sean capaces de entregar servicios como regulación de frecuencia rápida, y que puedan operar con grandes rampas de toma de carga, para lo cual los sistemas de almacenamiento son una buena opción. Además, pueden entregar otros servicios como regulación de tensión, reserva en giro y partida en frío».
Refuerzo de transmisión
En el documento se indica que la instalación de fuentes renovables «se da a un ritmo más rápido que la instalación de nuevas líneas de transmisión, además de que la disposición geográfica de estas fuentes depende fuertemente de la disponibilidad de los recursos con los que se genera (viento, radiación solar, agua), por lo que suelen concentrarse en aquellos lugares donde la disponibilidad es mayor. Por estos motivos, ante un aumento de fuentes de energías renovables, es esperable un aumento en los problemas de congestión en los sistemas de transmisión».
«Los sistemas de almacenamiento pueden aliviar problemas de congestión si se localizan en puntos estratégicos, como por ejemplo cerca de grandes consumos, permitiendo postergar las inversiones necesarias para solucionar los problemas de congestión. Además, su instalación no presenta las dificultades vistas en la instalación de nuevas líneas, como la aceptación pública o los grandes requerimientos de servidumbres», se precisa.
Propuesta
El estudio asevera que para permitir el desarrollo de estas oportunidades, se requiere «de una revisión y modificación regulatoria en aquellos mercados no integrados verticalmente, junto con la generación de señales de precio efectivas. Esto no es una tarea fácil, y ha sido abordada por varios mercados eléctricos, que se describen a continuación».
agosto 13, 2019 | Industria
Seis son las oportunidad que identificó un estudio hecho por Valgesta Energía para la participación de los sistemas de almacenamiento energético en el mercado eléctrico local, donde se plantea una propuesta regulatoria para la realidad chilena.
De acuerdo al documento el desarrollo de estas tecnologías puede ofrecer servicios como:
Arbitraje de energía
Según el estudio, el arbitraje consiste en aprovechar las diferencias del precio marginal a lo largo de un período de tiempo, precisando que se obtiene un beneficio «al cargar el sistema de almacenamiento en momentos en que el precio sea bajo (como en horas de mayor generación renovable, o en horas de menor demanda) y descargarlo en momentos en que el precio sea alto (horas peak)».
«Sin embargo, para que la explotación de esta oportunidad sea rentable, se deben transar grandes cantidades de energía, lo cual está limitado por las capacidades máximas de almacenamiento de las tecnologías», se añade.
Por ello, en principio esto no sería una opción viable para sistemas de baterías o volantes. Otra limitante es cómo funcione el mercado de energía. En aquellos mercados donde el despacho económico se condiga con el despacho físico, los SdA pueden ofrecer y comprar energía en los momentos en que les sea convenientes, según sus proyecciones, y así gestionar el riesgo del arbitraje. Pero en mercados centralizados, como el chileno, la operación de los SdA está sujeta a las instrucciones del operador del sistema, por lo que no pueden gestionar el riesgo y están más expuestos a tener pérdidas económicas en las transacciones por compra y venta de energía.
Capacidad
«La función de entregar capacidad en las horas punta es asumida por unidades convencionales con gran capacidad de rampa, las cuales pueden tener altos costos de operación», plantea el informe, por lo que los sistemas de almacenamiento «pueden asumir este rol y entregar capacidad para las horas punta, cargándose en horas de baja demanda y por ende a menores precios (se vincula con el arbitraje de energía). Sin embargo, podrían verse limitados por los tiempos de operación que el operador del sistema ordene a las unidades de punta».
[VEA TAMBIÉN: Flexibilidad: Rampas por energías renovables variables llegarían hasta 6.000 MW a 2030]
Co-localización con ERNC
Valgesta señala que la generación de fuentes renovables «muchas veces se debe «verter» para así respetar las limitaciones de las líneas de restricción y los mínimos técnicos de las centrales térmicas», razón por la cual sostiene que el uso de sistema de almacenamiento instalados junto con plantas de energías renovables, permitiría almacenar la sobre generación y entregarla en horas donde su fuente de generación no está disponible.
Además, señala que se puede distribuir su generación en el tiempo puede ayudar a mejorar el nivel de capacidad que se le reconoce a este tipo de plantas, lo que aumentaría su remuneración por este concepto.
Servicios Complementarios y Flexibilidad
El estudio afirma que la creciente penetración de fuentes de Energías Renovables Variables «trae consigo un riesgo a la seguridad del sistema, debido a la variabilidad de las inyecciones, y la disminución de la inercia sistémica, por lo que se requieren unidades que sean capaces de entregar servicios como regulación de frecuencia rápida, y que puedan operar con grandes rampas de toma de carga, para lo cual los sistemas de almacenamiento son una buena opción. Además, pueden entregar otros servicios como regulación de tensión, reserva en giro y partida en frío».
Refuerzo de transmisión
En el documento se indica que la instalación de fuentes renovables «se da a un ritmo más rápido que la instalación de nuevas líneas de transmisión, además de que la disposición geográfica de estas fuentes depende fuertemente de la disponibilidad de los recursos con los que se genera (viento, radiación solar, agua), por lo que suelen concentrarse en aquellos lugares donde la disponibilidad es mayor. Por estos motivos, ante un aumento de fuentes de energías renovables, es esperable un aumento en los problemas de congestión en los sistemas de transmisión».
«Los sistemas de almacenamiento pueden aliviar problemas de congestión si se localizan en puntos estratégicos, como por ejemplo cerca de grandes consumos, permitiendo postergar las inversiones necesarias para solucionar los problemas de congestión. Además, su instalación no presenta las dificultades vistas en la instalación de nuevas líneas, como la aceptación pública o los grandes requerimientos de servidumbres», se precisa.
Propuesta
El estudio asevera que para permitir el desarrollo de estas oportunidades, se requiere «de una revisión y modificación regulatoria en aquellos mercados no integrados verticalmente, junto con la generación de señales de precio efectivas. Esto no es una tarea fácil, y ha sido abordada por varios mercados eléctricos, que se describen a continuación».
agosto 8, 2019 | Industria
A casi un año de la entrada en vigencia de las funciones de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico que debe realizar el Coordinador Eléctrico Nacional, ya comienzan a realizarse las evaluaciones sobre el tema, los cuales fueron abordados en un seminario acerca de los desafíos para la profundización de los mercados, en el marco de la libre competencia en el sector eléctrico, realizado por Quintanilla & Busel Niedmann y las facultades de Ingeniería y Ciencias y de Derecho de la Universidad Adolfo Ibáñez.
Jorge Quintanilla, socio de Quintanilla & Busel Niedmann, señala a ELECTRICIDAD que la situación actual en esta materia ya están mostrando los primeros retos a futuro.
El abogado también menciona los retos que existen para la libre competencia en el segmento de la transmisión, especialmente en lo que se refiere al acceso abierto.
Situación actual
¿Cuál es el análisis que hace su estudio sobre la situación actual de la libre competencia en el sector eléctrico?
A título personal, desde una perspectiva académica como profesor de la Universidad Adolfo Ibáñez, diría que la situación actual es desafiante: se está cumpliendo recién un año desde que entró en vigencia la función de monitoreo permanente de las condiciones de competencia existentes en el mercado eléctrico nacional que la Ley N°20.936 estableció al Coordinador Eléctrico Nacional.
Por ejemplo, recientemente, el pasado 12 de julio, Colbún presentó una discrepancia en contra del Coordinador en relación con su informe de servicios complementarios del 28 de junio de 2019, por haberse instruido en éste la prestación en forma directa la prestación de los servicios de Control Primario y Secundario de Frecuencia. La discrepancia sostuvo que ambos servicios debían proveerse mediante mecanismos de licitaciones y subastas y pidió al Panel de Expertos que ordenara al Coordinador que dichos servicios fueran subastados, además de referirse a sus deberes de coordinación administrativa con el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia o en su defecto con la Fiscalía Nacional Económica.
Finalmente, Colbún se desistió de sus discrepancia, sin embargo, su petitorio permite calibrar la trascendencia que ha adquirido la dimensión de actuación pro competitiva de parte del Coordinador.
¿Qué perspectivas y desafíos ven en este tema para el mercado eléctrico nacional?
El dinamismo y proactividad con que se ejerza la función de monitoreo de la competencia podría marcar puntos de inflexión. En el mismo caso de la discrepancia que comentaba arriba, cabe preguntarse cuán integradamente están funcionando la Unidad de Monitoreo del Coordinador con sus demás gerencias. Es razonable esperar que esos niveles de integración aumenten sostenidamente, dado que el artículo 72-10 de la Ley General de Servicios Eléctricos establece una función cuyo ejercicio no solo se focaliza en el comportamiento de las empresas coordinadas del mercado, sino que igualmente en las propias actuaciones del Coordinador.
¿Cuáles fueron las principales conclusiones del seminario sobre este tema que se hizo en la UAI?
Fueron exposiciones variadas. Mi visión de lo expuesto es que existe una visión transversal acerca de la importancia de la observancia de los criterios sustantivos del derecho de la libre competencia en el marcado eléctrico nacional, en su aplicación ex post, para casos contenciosos concretos, con el debido resguardo de la profundidad de la investigación técnico sectorial; y asimismo, para su aplicación prospectiva, en la adopción de criterios y reglas, tanto legales (como es por ejemplo el análisis subyacente a la discusión del proyecto de ley de reforma al segmento de distribución), como infra legales (por ejemplo, normas técnicas que dicte la Comisión Nacional de Energía o procedimientos internos de Coordinador, que igualmente estarán sujetos a la observancias de este normativa de libre competencia).
Transmisión
¿Cómo ve la libre competencia en el segmento de la transmisión?
A nivel de regulación ex ante existe un conjunto de reglas bastante detalladas para dar aplicación al derecho de la libre competencia. Instituciones como el régimen de acceso abierto y el mecanismo de licitaciones de las obras de expansión de la transmisión se vienen aplicando hace más de una década. De modo que el desafío pasaría, más bien, por la aplicación estricta del espíritu y sentido de las reglas del régimen de acceso abierto, especialmente de parte del Coordinador, en el sentido de estar siempre atento a la celeridad y fluidez con que los titulares de proyectos de generación logran hacer un uso efectivo del régimen de acceso abierto. Siempre atento implica actuar no sólo frente a solicitud específicas, sino que proactivamente cuando identifique prácticas o demoras injustificadas en los procesos de conexión.
Distribución
La reforma a la distribución considera principios para impulsar mayor competencia en el segmento, ¿qué le parece lo que se ha discutido hasta ahora, especialmente con la figura del comercializador en distribución?
En la distribución del futuro se harán presente mayores exigencias de: (i) calidad de servicio; (ii) flexibilidad y controlabilidad del consumo por parte de los usuarios y (iii) participación en la toma de decisiones. La consecución de esos atributos debiera guiar parte de la discusión.
Ahora, del seminario organizado por el Ministerio de Energía en enero de 2019, una de la observaciones formuladas en la presentación de Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería, sobre la base de revisar modelos de referencia (Reino Unido, Australia y California), apuntó a que la diferenciación de roles de: comercialización; operación de redes; inversión y mantenimiento; y medición y comunicación de medidores, posibilitaría: (i) la apertura de mercados en roles potencialmente competitivos; y (ii) la separación de roles y remuneraciones en actividades que pudieran presentar conflictos de interés. Esa observación parece un buen comienzo analítico, para una discusión que debiera incorporar a todos los actores interesados y recabar la mayor evidencia económica, técnica y regulatoria, incluyendo experiencias comparadas de jurisdicciones tradicionalmente consideradas como referentes de la regulación de servicios públicos en Chile.
agosto 8, 2019 | Industria
Con una exposición de José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), sobre «el papel que deben jugar los clientes libres bajo la mirada de la autoridad», comenzará el Seminario Anual 2019 de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), donde se abordarán los principales aspectos de la transición energética que se vive en Chile y su impacto para la demanda en el sistema eléctrico.
El evento es producido por Editec Conferencias y Ferias y se realizará el 5 de septiembre en el Hotel Alma Cruz (ex Galerías) de Santiago, donde asistirán autoridades y consultores del sector energético, así como los representantes de las principales empresas consumidoras de energía en el sistema eléctrico local.
Ejes
Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor, señala a ELECTRICIDAD que los principales ejes que contempla el seminario son:
- El papel actual que le cabe a los clientes libres en el sector eléctrico chileno bajo la actual normativa eléctrica.
- Los desafíos y oportunidades que se le abren a los clientes libres debido a promulgación de nuevas normativas: Ley de Eficiencia Energética, Ley de perfeccionamiento de la transmisión, flexibilidad, servicios complementarios, potencia de suficiencia, y la reforma a la distribución eléctrica.
- Los clientes libres y su futuro accionar ante otras tendencias de cambios del mercado eléctrico, que sin duda afectarán los costos y precios del suministro eléctrico: Descarbonización de la matriz energética, aparición de nuevas tecnologías disruptivas para la industria, como energías renovables variables “ERV”, corriente continua HDVC para la integración eficiente de ERV; almacenamiento energético; integración energética, generación distribuida y electromovilidad, e innovación y emprendimiento en el sector eléctrico.
- Los desafíos y oportunidades para los clientes libres ante cambios que se presentan en el mercado de combustibles.
[VEA TAMBIÉN: Clientes libres verán el papel que cumplirán en fiscalización de nuevas regulaciones]
Módulos
En el primer módulo, Ricardo Domke Meindl, gerente de Operaciones de BO Paper Bío Bío S.A., expondrá sobre las «Dificultades de los clientes libres para abordar el papel esperado», lo que será discutido por Pablo Arriagada, director ejecutivo de Sigma Energía; Iván Saavedra, consultor energético, y Felipe Castellón, delegado de Acenor y ejecutivo de CAP.
Posteriormente se realizará el panel «Los clientes libres y la nueva Ley de Transmisión», que estará a cargo de Juan Manuel Contreras, gerente general de CTG Energía, quien también estará en el debate junto a Ramón Galaz, director y socio fundador de Valgesta Energía, y Sergio Barrientos, gerente general de Surenergía y director de Cigre Chile, siendo moderados por Héctor Palacios, presidente de Acenor.
El tercer módulo será liderado por Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, quien hablará sobre «Los clientes libres y los cambios esperados de la Ley de flexibilidad», donde también estarán Juan Ricardo Inostroza, consultor energético; Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, mientras que el moderador será Mario Coddou, director de Acenor.
Por la tarde se realizará el módulo «Los clientes libres frente a otros factores y tendencias de cambios», donde expondrá Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, además de Daniel Salazar, socio director de energiE; Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G., quienes serán moderados por Nelson Cuello, director de Acenor.
El último módulo será sobre «Los clientes libres y los cambios del mercado de combustibles», a cargo de Rosa Herrera, directora y socia fundadora de ByH Consultores, donde también estarán Juan Cembrano, consultor energético; Carlos Cortés, director ejecutivo de AGN Chile; Luis Enrique López, gerente general de Efizity, mientras que la moderación será realizada por Rubén Sánchez, director ejecutivo de Acenor.
