enero 4, 2021 | Industria
Un crecimiento promedio de 5,1% para la demanda eléctrica de 2021 respecto al año recién pasado proyecta Systep Ingeniería, sobre la base del comportamiento real del consumo hasta noviembre 2020 y la contingencia que se ha generado producto de la pandemia originada por el Covid-19.
En su análisis, la consultora definió tres escenarios de operación distintos, en que se considera un caso base, un caso bajo que considera una alta disponibilidad de Gas y bajos costos de combustibles, y un caso alto en el cual se considera que solamente San Isidro y U16 tienen disponibilidad de Gas.
Costos marginales
También se realizó una proyecciones de los costos marginales a 12 meses, a partir de la información publicada en los últimos informes de programación y operación del Coordinador Eléctrico Nacional, donde para los tres casos considerados se estima un promedio por debajo de los US$60 por MWh.
«Es importante mencionar que, dadas las posibles modificaciones al plan de obras de generación y transmisión considerado, junto a la postergación de los mantenimientos informados por el Coordinador, no es posible garantizar que los supuestos anteriores ocurran exactamente como se han modelado, pudiendo existir divergencias en los costos marginales proyectados con respecto los costos reales», señala el reporte mensual de Systep.
Además se considera, en los siguientes 12 meses, «la entrada en operación de 5.550 MW de nueva capacidad, de los cuales 2.698 MW son solares, 1.543 MW son eólicos, 28 MW son geotérmicos, 563 MW hidráulicos, 166 MW de biomasa y 718 MW térmicos. Además, se considera el retiro anticipado de unidades térmicas Ventanas I y Ventanas II para diciembre 2020 y enero 2021 respectivamente, equivalentes a 299,2 MW».
De acuerdo con la consultora, los percentiles consideran simultáneamente, «tanto la variabilidad hidrológica como los distintos niveles de demanda que pueden ocurrir durante los meses».
«La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos marginales esperados para las distintas barras. El área azul contiene el 90% de los costos marginales calculados (registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas, mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos marginales calculados (registros entre el percentil 0% y 100%)», se explica.
diciembre 30, 2020 | Industria
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».
diciembre 11, 2020 | Industria
Una serie de propuestas en torno a la introducción de la figura del comercializador en el mercado de la distribución eléctrica se plantean en un estudio elaborado por Systep Ingeniería, por encargo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), entre las cuales se consideran aspectos como la separación entre la comercialización y la distribución.
La investigación de la consultora abarcó una revisión de las mejores prácticas internacionales en la implementación del comercializador, las cuales fueron presentadas por el director de Systep, Hugh Rudnick, en un encuentro online realizado por ACEN.
Propuestas
En lo relativo a la separación de negocios entre comercialización y distribución, el Rudnick dijo que vislumbran dos alternativas: «La primera es permitir que un grupo empresarial pueda tener filiales de generación, distribución y comercialización, pero siempre respetando el giro exclusivo de distribución. La segunda es desintegrar completamente los negocios de distribución y comercialización en una zona de concesión de manera que el dueño de una distribuidora no pueda participar como comercializador en la misma zona ni siquiera con filiales».
Por otro lado, la propuesta contempla la coexistencia de tres tipos de comercializador. El puro que podrá participar en el mercado spot y negociar contratos con clientes finales. En la práctica sería igual a como operan los generadores hoy en día en el mercado spot, acreditando garantías ante el Coordinador para cumplir con la cadena de pagos pero sin necesidad de tener activos de generación. El segundo tipo de comercializador son los generadores y el tercero serían los comercializadores de referencia para abastecer clientes bajo tarifa regulada cuyo rol asumirían las empresas de distribución.
Según Rudnick, «de todas formas los comercializadores puros y las generadoras también podrían ofrecer contratos a clientes pequeños con derecho a tener tarifa regulada pero lo recomendable en este caso es que haya una licencia especial para poder ofrecer tarifas a este segmento».
Respecto a los clientes, la propuesta contempla que cualquier cliente podrá negociar libremente contratos de suministro con los comercializadores. Lo recomendable es tener un umbral de potencia bajo el cual los clientes puedan optar a tarifas reguladas, que serían suministradas por el comercializador de referencia.
«El umbral de referencia que planteamos es de 10 kilowatts al igual que España que básicamente deja protegido a los clientes residenciales. Entonces si un cliente residencial nunca elige un comercializador, o se le acaba su contrato libre o el comercializador quiebra, sería abastecido por el comercializador de referencia que por defecto sería su distribuidor», señaló Rudnick.
Además se contempla que para que los comercializadores participen en el mercado mayorista deberán contar con garantía mínimas para asegurar la continuidad de pagos al igual que el resto de los coordinados del sistema. En caso de insolvencia económica de parte de un comercializador, los clientes que tengan contrato con este último serán traspasados al distribuidor de la zona de concesión donde se encuentre el cliente. La regulación evidentemente tendría que velar porque este proceso sea expedito.
En relación a las responsabilidades de las comercializadoras y distribuidoras, se plantea que lo más relevante es que la distribuidora será responsable de la suspensión del suministro cuando lo notifique el comercializador y de la calidad de suministro eléctrico en las redes. En tanto, los comercializadores serían responsables de la facturación frente al cliente pero permitiendo que los clientes mayores de 10 kilowatts puedan separar las facturas por el servicio de transporte con las distribuidoras.
Respecto a la transición, el estudio señala que la parte más compleja de bajar el límite para ser cliente libre, es armonizarlo con los contratos de suministro regulado vigentes. «Vemos en este sentido dos caminos, permitir contratos libres mediante un sistema de cuotas a medida que vencen los contratos de suministro o directamente reducir paulatinamente el límite para ser cliente libre. En cualquiera de los dos casos, los plazos de la transición deben estudiarse cuidadosamente puesto que si es muy extenso, se diluyen las ventajas de poder optar a precios libres, mientras que si es muy corto, podrían afectarse los contratos de suministro vigentes», comentó el académico.
La experiencia de otros países muestra que los clientes residenciales no son muy proactivos en la búsqueda de mejores tarifas como se desprende, por ejemplo, en España donde el 40% de los clientes residenciales siguen con la tarifa regulada. Como también que los comercializadores tradicionales concentran el mercado de contratos aunque haya opciones de menor precio. “Por eso, es necesario tomar medidas que apoyen el que los clientes tengan la información necesaria para que puedan comparar diferentes planes, que faciliten entender y procesar esta información y que puedan cambiarse con relativa facilidad de tarifa o de comercializador como sucede por ejemplo en la telefonía móvil”, finalizó Rudnick.
ACEN
El presidente de ACEN, Eduardo Andrade, consideró que el estudio «arroja información relevante para los efectos de tomar decisiones respecto a aspectos fundamentales para una exitosa incorporación del comercializador en Chile, si bien existen algunas conclusiones que deben ser estudiadas con detalle a fin de determinar qué alternativas son las más convenientes».
«Para ACEN, la separación estructural entre la distribución y la comercialización y una transición mediante la reducción del nivel de potencia que habilita ser cliente libre, son fundamentales para lograr desarrollar un mercado competitivo, objetivo final de la ley de portabilidad», indicó el representante de la gremial.
noviembre 30, 2020 | Industria
Un aumento en los tiempo de tramitación de las solicitudes de acceso abierto en los proyectos de transmisión advirtió el reporte mensual de Systep Ingeniería, por lo que recomendó a los interesados en considerar estas demoras en la planificación de sus iniciativas para así precaver retrasos en el inicio de operaciones dentro de este segmento.
El análisis de la consultora destaca el incremento exponencial que han tenido este tipo de solicitudes de conexión al sistema de transmisión, que ha pasado de 318 a 632 entre 2019 y este año, lo que ha impactado en el tiempo de tramitación de nuevos proyectos.
Aumentos
Según las estimaciones de Systep, actualmente hay 102 solicitudes en etapa de admisibilidad que llevan hasta 6 meses en tramitación, mientras que otras 37 tienen entre 6 y 12 meses, y 18 se encuentran con esperas de entre 12 y 18 meses.
Se explica que el aumento en el tiempo de tramitación de estos proyectos es relevante, «ya que el 40% de las solicitudes ingresadas en el año 2019 y el 70% de las remitidas en el 2020 continúan en tramitación en etapas preliminares».
«Esta situación puede estar ocurriendo por el efecto conjunto entre el notorio aumento del número de solicitudes de proyectos ingresados a acceso abierto, y la limitación de recursos que pueda tener el Coordinador para abordar dicha cantidad de requerimientos. No obstante, el problema de fondo es que no hay un plazo máximo regulado establecido para estas etapas tempranas del proceso», se indica en el reporte.
Según la consultora, las medidas para enfrentar esta situación apuntan a «poner un tiempo regulado máximo para estas etapas tempranas, cosa que exigiría complementar la RE-N°154 del 2017, o incluir estos plazos en el reglamento que se dicte».
«Una acción mitigatoria por parte de los interesados es que consideren adecuadamente estas demoras de tramitación en la planificación de sus proyectos para precaver retrasos en las puestas en servicio», se agrega.
octubre 30, 2020 | Industria
Un complejo escenario a futuro advierte el reporte mensual de Systep Ingeniería en torno a la estabilización de precios de energía eléctrica, por lo que plantea la necesidad de crear un nuevo mecanismo para evitar eventuales alzas desde 10% en las cuentas de luz para clientes regulados, pues de acuerdo con las estimaciones de la consultora, los saldos no recaudados por las generadoras alcanzará su límite en el segundo semestre del próximo año.
«Un alza de este nivel puede tener un gran impacto para la tarifa de clientes del tipo residencial, donde el cargo por energía representa hasta un 70% del total de la tarifa. A modo de ejemplo, un cliente residencial de la comuna de Santiago, cuyo consumo promedio mensual es de 180 kWh, debe pagar alrededor de $22.7403 al mes. Si se considera una variación del 10% en los cargos de energía y potencia, implicaría hoy un pago adicional mensual para el mismo cliente BT1 de más de $1.376», indica el reporte.
A este panorama se agrega la ejecución de cobros de cuotas en las cuentas de los clientes que postergaron su pago de la Ley de Servicios Básicos debido a la actual pandemia, por lo que la consultora señala la necesidad de que el gobierno «considere que el alza de las tarifas no se ejecute en paralelo a estos cobros».
Alternativas
En sus análisis Systep indica que una primera alternativa que podría llegar es proponer que el gobierno aumente el límite máximo de saldos adeudados a los generadores, pero advierte que ellos «no solo podría generar problemas a los generadores, sino que además podría afectar al proyecto de ley de Portabilidad Eléctrica», pues un nuevo fondo implicaría un retraso en la migración de clientes regulados hacia un régimen libre, ya que, los generadores deberán primero recaudar los saldos adeudados.
La otra alternativa que se podría llegar a proponer la autoridad es limitar la aplicación del fondo de estabilización para que únicamente cubra a los clientes residenciales (clientes regulados con tarifa BT1).
A juicio de la consultora, esto permitiría reducir en un 46% a la deuda asociada, además de que permitirá extender la duración del fondo de estabilización de los cargos por energía y potencia, disminuyendo también el costo financiero implicado para los generadores, lo que reduciría el riesgo para las empresas más pequeñas.
«En cuanto al proyecto de ley de Portabilidad Eléctrica, esta alternativa no implicaría efectos potencialmente adversos, puesto que se acotaría la cantidad de clientes regulados que no podrían cambiarse al régimen libre. Sin embargo, esta política dejaría fuera al pequeño comercio y a las pymes, por lo que la medida podría no ayudar a mitigar el descontento social. En contraste, otra posible solución que podría plantear el gobierno sería la asignación de un bono/subsidio que permita estabilizar la tarifa de los clientes regulados más vulnerables económicamente<3, sostiene el informe.
