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Transición energética: plantean necesidad de descarbonizar mercado de Servicios Complementarios

Avanzar en la descarbonización del mercado de Servicios Complementarios fue el principal tema que se abordó en el conversatorio organizado por la start up nacional Suncast, donde participó Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar, quien se refirió a la experiencia de la central fotovoltaica Luz del Norte, de 140 MW, que es la primera instalación de Chile y el mundo en proveer este tipo de servicios en el sistema eléctrico nacional.

El ejecutivo señaló que para avanzar en la descarbonización de este mercado, se debe eliminar «a las centrales termoeléctricas convencionales para alcanzar un sistema eléctrico 100% renovable».

Descarbonización

A su juicio, «el hecho de que las centrales solares puedan entregar estos servicios de estabilidad a la red significa que las centrales convencionales pueden dejar de hacerlo y, por lo tanto, se genera más espacio para la participación de las centrales solares fotovoltaicas, tanto en el mercado de la energía como en el de servicios complementarios».

Según indicó el ejecutivo a Suncast, para poder entregar Servicios Complementarios, las centrales fotovoltaicas requieren un sistema de control avanzado, además de «configurar un conjunto de señales digitales y analógicas en el controlador, calcular con alta precisión y en forma instantánea la potencia disponible, sintonizar la planta para que responda de acuerdo a los requerimientos del operador del sistema eléctrico y implementar un enlace de comunicaciones de alta disponibilidad (99,95%)».

Gabriel Ortiz, Asset manager de First Solar. Foto: Gentileza Gabriel Ortiz.

Ortiz señaló que el foco de la descarbonización «se encuentra en las fuentes de generación de energía que abastecen la demanda», añadiendo que junto a ellos se requiere que los «servicios complementarios que otorgan estabilidad y confiabilidad al sistema».

«Actualmente, estos servicios complementarios son suministrados por centrales convencionales termoeléctricas e hidroeléctricas. Entonces, si no eliminamos a las centrales termoeléctricas convencionales del mercado de servicios complementarios no podremos alcanzar un sistema eléctrico 100% renovable. De ahí la importancia de lo que ha realizado Luz del Norte en los últimos años», puntualizó el especialista.

Systep: nuevo régimen de Servicios Complementarios aumentó costos en 250% este año

Systep: nuevo régimen de Servicios Complementarios aumentó costos en 250% este año

El nuevo régimen de Servicios Complementarios (SSCC) que se puso en marcha este año registró un alza de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones, en 2019, a $47.516 millones. Así lo indica el último reporte mensual publicado por Systep Ingeniería en que se abordan los principales hitos de 2020 y los desafíos del próximo año en el sector energético.

Según el análisis de la consultora sobre las subastas de SSCC, «los resultados esperados se ligaban directamente a que, en condiciones de competencia, los precios de estos servicios registrarían una tendencia a la baja, tal como venía ocurriendo en los años anteriores: en el año 2018 el costo total de SSCC alcanzó $16.339 millones, y en 2019, $13.570 millones. Sin embargo, tras la implementación del nuevo régimen, el monto aumentó en torno al 250%, alcanzando los $47.516 millones, observándose subastas declaradas desiertas para las cuales aplicó el precio máximo».

Luego de las medidas que han tomado la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional en esta materia, Systep estima que el nuevo inicio del régimen de subastas «continuará bajo observación por parte de los diferentes participantes del sector, y susceptible a posibles modificaciones durante 2021, en la búsqueda de tener un mercado de SSCC más competitivo bajo una operación más segura y económica».

Otros hitos

Systep también menciona que al proyecto de ley de portabilidad eléctrica, dentro de la reforma a la distribución, como un hito relevante para la industria que se inició este año, indican que la discusión de esta iniciativa se ha centrado en los potenciales beneficios y costos.

«Preocupa en particular, que la potencial disminución de los precios del mercado minorista estará condicionado al manejo de los costos adicionales que se puedan generar, derivados de la introducción del gestor de información y de la inclusión de un componente take or pay en los contratos de suministros regulados. Sin duda, la discusión de este proyecto de Ley se mantendrá durante 2021, a la vez que el sector se encuentra a la espera de la presentación de las reformas en los ejes de Calidad de Servicio y de Generación Distribuida», se señala.

También se aborda como hito el proyecto de ley descarbonización acelerada, que busca prohibir la instalación de funcionamiento del parque termoeléctrico a carbón desde 2025.

«Si bien hay consenso en avanzar en la descarbonización de la matriz energética se debe analizar, desde un punto de vista técnico y económico, los efectos que tendría una eventual descarbonización acelerada en los precios a usuarios finales, la calidad de servicio, la estabilidad del sistema, y los costos de operación, entre otros. Adicionalmente, se proyectan consecuencias no habladas por la autoridad como lo son la disminución en la recaudación del impuesto verde y la adaptación del sistema de transmisión», se indica.

El hidrógeno verde es el otro tema relevante de este año, que destaca el reporte de Systep, en que se señala que los desafíos para 2021 dicen relación con «la puesta en marcha del primer camión minero que use H2 como combustible, avances hacia el piloto del proyecto HIF en Magallanes y eventuales nuevas iniciativas de inversión en proyectos de hidrógeno verde».

Finalmente, la consultora menciona al avance del proyecto de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre, precisando que «el correcto diseño y operación de este proyecto de gran envergadura es de vital importancia para asegurar una correcta transición en el proceso de descarbonización y el evacuar la energía presente en el norte de Chile».

«El 2021 presenta desafíos claves en las especificaciones técnicas del proyecto, asegurar una alta competencia entre los participantes de manera de alcanzar un precio menor que el de referencia, el cumplimiento del calendario de licitación y su posterior adjudicación», se agrega.

Otras iniciativas importantes dentro del sector que Systep hace referencia para el próximo año son «los ajustes al mecanismo de estabilización de tarifas, las modificaciones a la ley de transmisión, potenciales cambios al mecanismo de remuneración de capacidad y las normas técnicas pendientes en el contexto de la estrategia de flexibilidad».

Los cambios que se realizaron al diseño de las subastas de Servicios Complementarios

Los cambios que se realizaron al diseño de las subastas de Servicios Complementarios

El próximo lunes 14 de diciembre se reanudarán las subastas de Servicios Complementarios, luego de que la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional implementarán siete medidas destinadas a mejorar el diseño de este mecanismo.

El organismo regulador modificó el mecanismo de cálculo de precio máximo y de medidas de mitigación, además de eliminar la distorsión asociada a los costos de oportunidad de las ofertas, las que se plasmaron en la Resolución Exenta de Valores Máximos. Otro medida fue no considerar la simetría en el Control Primario de Frecuencia, que se estableció en la Resolución de Definiciones de Servicios Complementarios.

Por su lado, el organismo coordinador avanzó en medidas como tener flexibilidad para subastar precios o precios de cantidad; determinar la dinámica de reservas del Control Secundario de Frecuencia (CSF) y del Control Terciario de Frecuencia (CTF), aumentar de tres a cinco los bloques de subastas, y mejorar la información de Servicios Complementarios.

Proceso nuevo

Los principales cambios en el proceso de subastas de Servicios Complementarios fueron dado a conocer en el taller temático organizado por el Coordinador Eléctrico, donde Juan Pablo Ávalos, subgerente de Programación y Análisis Económico.

Lo primero es el cambio en los horarios, en que se comenzará desde las 9 horas del día N (día de la operación)-2 hasta las 9 horas del día N-1, con el objetivo de «dar mayores tiempos a los coordinados para la preparación y entrega de sus ofertas».

A diferencia de lo que ocurría antes de la suspensión de las subastas, el proceso nuevo considera que la publicación del valor máximo sea oculto, además de que la estructura de las ofertas contemplan solamente precios, que incluyen costos directos, junto con que los costos de oportunidad y sobrecostos son determinados por el Coordinador.

Otra modificación es considerar cinco bloques horarios (00:00-05:50 hrs.); (06:00-09:50 hrs.); (10:00-16:59); (17:00-20:59), y (21:00-23:59).

Además, la determinación de los valores máximos, a partir del 14 de diciembre, será expost al cierre de la subasta, dependiendo de la cantidad de ofertas recibidas, mientras que su cálculo no requiere simulaciones de co-optimización.

Por último, los resultados de las subastas mantiene la publicación del precio y de la cantidad adjudicados para el día N-1, incorporando el cambio de que el valor adjudicado se publicará con el Informe de Balance  de Inyecciones y Retiro y no el día N-1 como se hacía anteriormente.

Subastas de Servicios Complementarios se reanudarán a partir del 14 de diciembre

Subastas de Servicios Complementarios se reanudarán a partir del 14 de diciembre

El Coordinador Eléctrico Nacional realizó un Taller para dar a conocer los cambios al funcionamiento de las Subastas de los Servicios Complementarios (SSCC), que implicará la apertura de la plataforma a partir del 14 de diciembre próximo.

La jornada fue iniciada por el director ejecutivo del organismo, Rodrigo Bloomfield, quién señaló que la reapertura implica una serie de cambios que buscan promover condiciones de mercado que beneficien la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

«Realizamos una propuesta para cambiar este sistema y generar las condiciones de mercado que nos permitieran volver a trabajar. Los cambios que introdujimos fueron fruto de un diagnóstico exhaustivo muy objetivo e independiente. Lo desarrollamos en el Coordinador y pusimos acento en todos aquellos puntos que impedían que ese funcionamiento no fuera competitivo», señaló.

Cambios

Luego de una serie cambios realizados en concordancia con las autoridades regulatorias, en el taller se presentaron las condiciones con las cuáles serán retomadas las subastas, donde Paulo Oyanedel, jefe de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador expuso el contexto y nuevo diseño de las subastas, mientras que los detalles sobre el nuevo proceso fueron presentados por Juan Pablo Avalos, subgerente de Programación y Análisis Económico.

La Remuneración de los SSCC , estuvo a cargo de Marcelo Rubio, subgerente de Transacciones de Mercado, en tanto, que los próximos Pasos y comentarios finales fueron presentados por Rodrigo Espinoza, subgerente de Estudios y soporte Operacional.

Antecedentes

El 17 de septiembre pasado y conforme a la normativa vigente, el Coordinador Eléctrico Nacional emitió el informe definitivo correspondiente a los SSCC para el año 2020. El documento concluyó que no se observaban condiciones de mercado competitivas por lo que -de acuerdo a la ley de General de Servicios Eléctricos-, se procedió a la suspensión de las subastas.

«Como Coordinador vamos a continuar evaluando y monitoreando de manera permanente el funcionamiento de las subastas, a efecto también de proponer si corresponden nuevas mejoras de diseño que apunten a tener un mercado competitivo que contribuya a la operación más segura y económica del sistema», destacó Bloomfield.

 

ElecGas 2020: Costos por nuevo régimen de Servicios Complementarios se elevan hasta $12.000 millones al mes

ElecGas 2020: Costos por nuevo régimen de Servicios Complementarios se elevan hasta $12.000 millones al mes

Este año comenzó el nuevo régimen de Servicios Complementarios en el sector eléctrico, el cual no ha tenido una evaluación positiva desde el mundo de los clientes libres del sistema, desde donde se ha advertido una creciente alza en los costos de este sector, como quedó graficado en la XIX versión del Encuentro Energético ElecGas 2020, donde uno de sus módulos temáticos abordó la flexibilidad.

Este tema fue planteado por Francesca Milani, presidenta del Directorio de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor), quien se refirió a este incremento, lo que también fue mencionado por el consultor de Inodú, Jorge Moreno, quien detalló que el aumento de costos  pasó de $1.200 millones al mes, al inicio del año, para llegar a un rango de $9.000 a $12.000 millones al mes.

El especialista destacó la importancia que tiene el mercado de estos servicios, para «establecer la flexibilidad en el balance del sistema y para que este funcione».

Análisis

En su análisis, Moreno afirmó: «En lo que pasó este año creo que se cometieron varios errores, tratando de implementar un sistema híbrido de ofertas/costos auditados, no teniendo capacidades de gestión para el mercado de ofertas, sino que se tuvo capacidad de gestión para el mercado de costos auditados, y eso llevó a que no entendiéramos bien cuáles son las condiciones de competencia que hay en el mercado y, producto de eso, los costos aumentaron».

«Si uno mira los mínimos técnicos, más la seguridad de suministro, más los servicios complementarios, este año, en enero eran del orden de $4.000 millones al mes, terminando siendo progresivamente más altos, llegando a un rango de $12.000-$16.000 millones. Si uno aísla solamente a los Servicios Complementarios, en enero eran $1.200 millones al mes y después terminaron siendo de $9.000 a $12.000 millones al mes», agregó.

A su juicio, el pago de los Servicios Complementarios está diseñado para cubrir el costo de dar reserva y no necesariamente de desarrollar nueva infraestructura y, en ese contexto, es donde se hacen bastantes importantes las señales de suficiencia».

Acenor

Francesca Milani confirmó que este incremento de costos es una discusión importante dentro de la estrategia de flexibilidad, planteando la necesidad de que se profundicen medidas desde el punto de vista de los clientes libres, «que son el motor de desarrollo del país, por lo que requerimos que el sistema opere al mínimo costo».

La ejecutiva afirmó que el sector que representa no ha visto beneficios con el nuevo régimen de Servicios Complementarios, «básicamente porque vemos que el sistema eléctrico sigue siendo el mismo y el único cambio que sí hemos visto es en la cuenta, en que finalmente estamos pagando más por lo mismo, desde el punto de vista de los costos».

«Quisiéramos ver mejoras en el corto y largo plazo, donde las primeras están siendo trabajadas por la CNE y, desde un punto de vista de largo plazo, hicimos una presentación en la mesa del reglamento de potencia, donde planteamos un mercado Day Ahead, con despacho vinculante, lo que podría ser un palanca para bajar los costos del sistema», explicó.

GPM

En el módulo también participó Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., gremio que representa a los pequeños y medianos generadores, quien sostuvo la necesidad de que en la estrategia de flexibilidad se den a conocer los detalles de cuál será la metodología de aplicación de la suficiencia.

Para el ejecutivo también es relevante avanzar en cambios más profundos «a los mercados que hoy día tenemos, por lo que debemos sentarnos como sector, de manera paralela a este proceso (estrategia de flexibilidad) para ver si los grandes principios que hoy día tenemos son los adecuados para afrontar las realidades que vamos a tener a futuro».

Ministerio

Francisco Martínez, jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía, indicó que este jueves 3 se entregarán propuestas específicas en la mesa de trabajo que estudia cambios al reglamento de potencia, explicando que la idea es cómo incluir el atributo de flexibilidad en esta materia, con el objetivo de entregar una señal eficiente a los actores que van a tomar decisiones de inversión en el sector

A su juicio, el mayor desafío en la implementación de la Estrategia de Flexibilidad es avanzar en las mejoras operativas de corto plazo, «porque son las que vamos a ver con resultados más cercanos».