octubre 29, 2021 | Industria
El reporte mensual de Systep Ingeniería abordó los proyectos de ley para acelerar el retiro de las centrales a carbón y otras que usan combustibles fósiles, en 205 y 2030, respectivamente, señalando que actualmente no existen las condiciones para hacerlo, por lo que se propone que adaptar algunas situaciones en lo que respecta a la licitaciones de nuevas obras.
«Una opción sería dotar de herramientas al Ministerio de Energía y al CEN para definir, con suficiente antelación, licitaciones de nuevas obras que permitan cumplir con el cronograma de descarbonización que se defina. Lo anterior, basado en estudios técnico–económicos que justifiquen y determinen las necesidades producto del retiro de unidades de carbón», indica el documento.
Análisis
Y es que el diagnóstico de la consultora es que «cualquier proyecto de ley de descarbonización no puede establecer metas simplemente dejando al mercado toda la responsabilidad de adaptar el sistema eléctrico, sino que también debe hacerse cargo de hacer factible el retiro de la totalidad de las centrales a carbón o a combustibles fósiles».
Por ello, también se plantea la necesidad de «incluir un nuevo mecanismo de licitación asociado exclusivamente a los efectos derivados de las metas de descarbonización y que se encuentre acotado en el tiempo, para disminuir y limitar potenciales impactos en la formación de precios en el mercado competitivo de generación».
«Los informes muestran que en el contexto actual, al año 2025 el sistema eléctrico no estará preparado para cerrar la totalidad de las centrales de generación a carbón, y menos estará preparado el 2030 para prescindir la totalidad de combustibles fósiles, fundamentalmente porque no hay tiempo suficiente para el desarrollo de todas las nuevas obras necesarias», sostiene el reporte.
Y sentencia: «Finalmente, los legisladores debiesen situar la descarbonización en un horizonte de tiempo que permita al sistema alcanzar el desarrollo de las obras necesarias, ya sea naturalmente a través del mercado (inversionistas concretando proyectos de energía gestionable) o de manera forzada mediante licitaciones específicas para cumplir con los objetivos».
septiembre 30, 2021 | Industria
«El sostenido éxito de las licitaciones impone un desafío al proyecto de ley de portabilidad eléctrica, de modo que la nueva figura del comercializador pueda acceder a los mismos niveles de precios, en caso de que la iniciativa avance y se implemente este nuevo esquema»
Así lo indica el reporte mensual de Systep Ingeniería, donde se analizaron los resultados del último proceso licitatorio, en que se obtuvo un precio promedio de US$23,8 por MWh.
De acuerdo con la consultora, otro aspecto que llama la atención son las posibles diferencias entre los escenarios y análisis que solicita la Comisión Nacional de Energía (CNE) el respaldo de las ofertas, y lo que se considera en el informe de clasificación de riesgo de las empresas.
«Actualmente no hay criterios mínimos únicos que permitan asegurar que los escenarios de análisis de la evaluación de riesgo son comparables entre distintos oferentes y clasificadoras, no siendo claro por ejemplo que se hayan tenido a la vista aspectos como niveles proyectados de costos marginales, otros posibles cargos (servicios complementarios, compensación por impuesto a las emisiones, entre otros), o la misma sobrecontratación de las empresas distribuidoras, más allá de los supuestos macroeconómicos generales que pueden diferir según la visión de quien realice el análisis. Incluso en algunos casos se aprecia información que no es totalmente consistente entre el informe de clasificación de riesgo y las ofertas finalmente presentadas por las empresas», se indica.
En la evaluación de la consultora se plantea la idea de que a futuro «se podrían definir en las bases de licitación aspectos mínimos sobre los que se deben basar las clasificaciones de riesgo, de manera de hacer los informes más homologables».
«Es importante conciliar el rol de las licitaciones con el desarrollo de capacidad adicional que otorgue flexibilidad al sistema, sin necesariamente mezclar ambos instrumentos. Hay que tener en cuenta que las tecnologías que pueden aportar a la flexibilidad y complementariedad de la generación renovable variable a la fecha no son competitivas a nivel de precio de energía. Como país además tenemos desafíos adicionales que nos impone la geografía o el no contar, por ahora, con interconexiones internacionales, por lo que, a diferencia de otros mercados a nivel mundial, al menos por ahora la solución deberemos encontrarla localmente», sostiene el documento.
Y se agrega: «Actualmente ya hay mecanismos que podrían ser utilizados para este fin, como las licitaciones definidas en el régimen de servicios complementarios (SSCC), lo que además se podría perfeccionar y profundizar mediante la creación de un nuevo producto de flexibilidad».
septiembre 1, 2021 | Industria
«La estrechez de generación del SEN pasará en la medida que las centrales indisponibles vuelvan a operar y se integre la infraestructura actualmente en construcción. En este sentido, el Decreto N°51 contribuirá positivamente en mejorar la situación de vive el sistema eléctrico. En cuanto al futuro, se espera que en escenarios de baja disponibilidad hidráulica y con un plan de descarbonización acelerada, la capacidad que se incorporará al SEN no logrará apaciguar los márgenes de estrechez de generación en los horarios de menor oferta (19:00-22:00), dejando el sistema vulnerable a fallas intempestivas. Por lo anterior, es fundamental que el CEN continúe impulsando las medidas de operación segura y se siga trabajando en incrementar las herramientas para afrontar la variabilidad de la generación renovable».
Así lo indica el reporte mensual de Systep Ingeniería, donde se analiza los alcances del decreto preventivo del Ministerio de Energía, señalando que la situación actual en el sistema eléctrico podría ir mejorando si se toman medidas en miras de aumentar la disponibilidad de centrales.
«Por ejemplo, la reincorporación de la central termoeléctrica Ventanas 1 propuesto por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) que se encontraba en estado de reserva estratégica, es una medida en esa línea, por cuanto contribuirá en la generación base. Consecuentemente, se hace necesario que el retiro de las centrales a carbón sea de forma gradual, siempre considerando los respaldos necesarios para asegurar la confiabilidad del sistema (seguridad y suficiencia). De lo contrario, el sistema podría estar en estrés en escenarios de estrechez hídrica como el actual, especialmente si se retiran de servicio 4.621 MW de capacidad instalada de carbón al 2025, como señala un Proyecto de Ley en discusión en el Congreso», se señala.
El documento también plantea que el aporte de las tecnologías ERNC «no permitiría mitigar en su totalidad el problema de estrechez de generación, por cuanto la generación solar disminuye o es nula en el horario de mayor escasez de oferta de generación del SEN (18:00 – 22:00) y la generación eólica no siempre se encuentra presente en los horarios de punta del sistema», por lo que se afirma la necesidad de «seguir avanzando en la estrategia de flexibilidad considerando el escenario actual que vive el sistema y que propicie el desarrollo de nueva capacidad (convencional y de almacenamiento) que pueda proveer generación de manera flexible».
Y se agrega: «El GN y GNL asoma como una opción para subsanar la estrechez de generación que vive hoy el sistema, gracias a su rápida respuesta a los aumentos de demanda y sus bajas emisiones en comparación con otras tecnologías. Por ello, es importante que la autoridad entregue señales claras en torno a la legislación actual del GNL Inflexible, respetando a los diversos actores del sector».
julio 5, 2021 | Industria
Systep Ingeniería advierte que en un contexto de descarbonización acelerada, como se plantea en el proyecto de ley que está en el Senado, donde se proponer el cese de las centrales a carbón en 2025, se generaría un aumento en los costos marginales que presionarán al alza a los costos de oportunidad de los Servicios Complementarios, los cuales durante el presente año llegan a un promedio de $18 millones al mes, en comparación a los $11 millones que tenían el año pasado.
«Si bien hasta la fecha no se han logrado reducir los pagos totales de estos servicios, gracias a las modificaciones implementadas, se esperaría que al entrar en operación una mayor cantidad de energías renovables bajen los costos marginales del sistema, redundando en un menor costo de oportunidad a ser remunerado, y con ello una posible disminución del costo total a ser pagado por los clientes finales. Sin embargo, en un contexto de descarbonización acelerada, los costos marginales del sistema podrían aumentar, presionando nuevamente al alza los costos de oportunidad de los SSCC», se indica en el reporte mensual de la consultora.
Según el análisis de este mercado, los resultados del nuevo régimen de Servicios Complementarios, en vigencia desde el año pasado, «muestran un crecimiento de los costos pagados por los clientes finales, que se traduce en un mayor reconocimiento de costos directos y de oportunidad para los prestadores de SSCC».
«El esquema de remuneración de los SSCC debe propender a un balance entre el reconocimiento de los costos que enfrentan los prestadores de estos servicios, el objetivo de tener un sistema eléctrico cuya operación sea segura y confiable, y el costo que se le traspasará a los usuarios finales por dichos servicios», señala Systep, por lo que sostiene que el desafío en esta materia es «está en evaluar continuamente la regulación para que esta refleje adecuadamente el equilibrio de los tres objetivos mencionados anteriormente, pensando la posibilidad de aumentar las instancias de revisión del mercado de SSCC a fin de que las medidas correctivas y/o adaptativas se puedan tomar sin necesidad de esperar varios meses para su implementación».
mayo 31, 2021 | Industria
La necesidad de que las autoridades estudien las ventajas y desventajas de los instrumentos existentes para ayudar a las familias más vulnerables en los pagos de servicios básicos, especialmente en electricidad, planteó Systep Ingeniería en su reporte mensual del sector eléctrico, donde se recuerda la disponibilidad del «subsidio a la cuenta de luz que corresponde a un cupón que se descuenta directamente de la cuenta, el cual se entrega en caso de existir un aumento del 5% en la cuenta de luz en un periodo de 6 meses».
«Otro instrumento distinto es el asociado al suministro de agua potable, que cubre directamente hasta el 100% de los primeros 15 metros cúbicos de agua potable consumidos. Así la autoridad debiese estudiar las ventajas y desventajas de estos instrumentos y de otros posibles, para así tener una batería amplia de alternativas en el corto/mediano plazo, cuando los consumidores morosos deban comenzar a pagar sus cuentas y el fondo de estabilización se termine, teniendo siempre presente que las empresas eléctricas dependen de la fijación eficiente de tarifas para proveer adecuadamente sus servicios», señala el documento.
Según la consultora, uno de los principales retos es «cómo absorben la morosidad las empresas de distribución eléctrica».
«Con el decreto que suspende la medición de horario punta y el recargo por energía adicional de invierno (cargo activo solo en junio y julio en 2021), las empresas distribuidoras de energía eléctrica no solo estarán dejando de recibir ingresos a costas de mantener el suministro en todos los hogares, sino que también, a partir de tarifas incompletas (respecto al nivel de remuneración establecido) por esta medida, y por tanto, están y estarán recibiendo menores ingresos a los esperados, lo que podría generar incentivos para retrasar/posponer inversiones de mediano plazo que benefician directamente al cliente final (ej., inversiones mejorar la calidad de suministro)», se explica.
De acuerdo con el análisis, «esta situación podría afectar aún más a distribuidoras de menor tamaño (cooperativas), que al tener menor acceso al mercado de capitales dependen aún más de los cobros mensuales».
