abril 24, 2020 | Industria
La consultora Systep Ingeniería planteó la posibilidad de que las autoridades del sector energético a futuro consideren la posibilidad de extender el mecanismo de estabilización de tarifas eléctricas en caso de que se prolongue los impactos económicos en la industria a causa de la actual pandemia de covid-19, que ha disminuido las actividades productivas y de servicios, afectando la demanda eléctrica.
Al analizar los impactos de la crisis sanitaria se menciona que la presión tienen las empresas del sector por el mecanismo de estabilización de precio que se realizó a partir del estallido social de fines del año pasado.
«Debido a la estabilización de las tarifas de energía y potencia que pagan los clientes regulados, parte de estas empresas ya han acumulado sobre 375 MMUS$ en saldos impagos a diciembre 2019. Si bien para los clientes dicha estabilización resulta de gran ayuda, esta se aplicará hasta llegar a un límite de saldos impagos de 1.350 MMUS$. De acuerdo a las cifras publicadas por la CNE, el 28% de dicho límite ya fue alcanzado en diciembre 2019, mientras se proyecta que se llegaría al 43% a mediados de este año», se indica en el reporte de abril de Systep.
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Y se añade: «De acuerdo con nuestras estimaciones, si el tipo de cambio se mantiene sobre los 850 CLP/USD, el límite se alcanzará entre el segundo semestre de 2021 y el primer semestre de 2022. Por lo tanto, si las secuelas económicas se prolongan hasta el próximo año, la autoridad podría evaluar la extensión de este mecanismo, pero antes deberá considerar cuidadosamente los efectos tanto para las generadoras como para los clientes».
En el documento también se indica que la reducción de la demanda eléctrica perjudica a las empresas generadoras, lo que se suma a la menor recaudación a causa de la estabilización de las tarifas de la energía, además de eventuales subsidios a los clientes regulados más vulnerables, en el contexto de la pandemia.
«La pandemia del Covid sumado a la crisis social, han modificado las perspectivas futuras del sector eléctrico chileno. La caída en las proyecciones de crecimiento económico provocará una reducción en los planes de inversiones de las empresas del sector. Adicionalmente, se espera un menor crecimiento de la demanda eléctrica en el corto plazo; para el año 2020 se espera en promedio una contracción del 2% del PIB, y una caída en la demanda eléctrica. Por último, las empresas recibirían menos ingresos en el corto y mediano plazo producto de la postergación o reducción temporal en las cuentas eléctricas», precisa el Reporte.
abril 1, 2020 | Industria
La posibilidad de que las autoridades del sector eléctrico evalúen si se mantienen las condiciones para realizar la licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, esperada para noviembre de este año, planteó Systep Ingeniería en su análisis mensual, debido a que la crisis que genera la pandemia del coronavirus está generando incertidumbre en el crecimiento de largo plazo.
La consultora advierte que si este proceso se retrasa «igualmente deberá llevarse a cabo no más allá de 2021, pues existiría un déficit de energía contratada al 2026, particularmente debido al vencimiento de los contratos licitados en los procesos 2006 y 2008. Adicionalmente, a la Licitación 2019/01 también se le suma la incertidumbre de la incorporación del comercializador, figura que está actualmente en discusión y que podría ser incorporada en la Ley Larga de Distribución».
«En este nuevo escenario, resulta fundamental que el gobierno no sólo se preocupe de la continuidad del suministro durante la contingencia, prontamente deberá tomar definiciones, dando así señales que permitan al mercado eléctrico continuar con sus inversiones», precisa el análisis.
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Systep señala que todavía es temprano para dimensionar las secuelas de la crisis desatada por el coronavirus en la demanda eléctrica, de clientes libres y regulados, ni en los contratos de este último segmento.
«Es de esperar que, conforme a que se vayan adoptando medidas más rigurosas para frenar la expansión del virus, la demanda eléctrica podría disminuir aún más en el corto plazo. Si bien el consumo residencial podría mantenerse, el consumo comercial e industrial disminuiría por la ampliación de la cuarentena y la menor actividad que ello conlleva. En países de Europa se han observado disminuciones de la demanda total de al menos 5% en comparación con las semanas anteriores, y en casos más extremos como Italia y Francia la baja ha llegado a rangos del 10-15% de la demanda total», se indica.
marzo 2, 2020 | Industria
La consultora Systep planteó la necesidad de que la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el Coordinador Eléctrico Nacional estudien otras alternativas, como el refuerzo de otras líneas o el desarrollo de obras complementarias en el sistema, al proyecto de transmisión de corriente continua (HVDC) que se ha previsto para conectar las subestaciones de Kimal y Lo Aguirre, ubicadas en la Región de Antofagasta y la Región Metropolitana, respectivamente.
Según el análisis publicado en el reporte de febrero, otras soluciones de transmisión, pese a que serían menos emblemáticos que el proyecto HDVC, «podrían resultar más eficientes, evitando congestiones en el largo plazo y adaptándose de mejor manera a la ubicación de la generación».
Alternativas
El diagnóstico de la consultora es que en supuestos escenarios de alto desarrollo de generación con energías renovables en el norte del país, «aun con la ejecución exitosa del proyecto HDVC, se deberán evaluar y desarrollar importantes inversiones complementarias que permitan aliviar las congestiones esperadas entre la zona norte y centro del país», por lo que se indica que existen «diversas alternativas de expansión, con distintos costos de
inversión».
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Es así como Systep planteó estos proyectos como alternativa de expansión al proyecto Kimal-Lo Aguirre:
1) Un enlace expreso en HVDC de mayor capacidad que el decretado por la CNE. Dadas las economías de escala en la infraestructura de transmisión, sería conveniente reevaluar una alternativa de mayor capacidad, pero que en el largo plazo resulte más conveniente (por ejemplo, la alternativa de 4.000 MW y US$ 2.800 millones evaluada por el CEN). Más aún, dependiendo de cómo se gestione el proyecto actual, se podría llegar a requerir una franja completamente nueva en paralelo con la franja del proyecto de 2.000 MW.
2) Un enlace multi-terminal, con subestaciones conversoras intermedias (por ejemplo, en la región de Coquimbo). Si bien esto permitiría mayor control de flujos de transmisión y la evacuación de mayores niveles de generación renovable ubicada a lo largo de las regiones de Coquimbo y Atacama, también conllevaría inversión en dos estaciones conversoras por cada seccionamiento, con inversión de unos US$ 550 millones.
3) Expansiones en corriente alterna, las que introducen una valiosa flexibilidad al proceso de expansión, al poderse desarrollar proyectos por etapas a medida que se despejan las incertidumbres asociadas a la ubicación de la generación renovable. La inversión en una nueva línea AC de doble circuito agregaría una capacidad de 3.000 MW con una inversión de unos US$ 1.400 millones, comparable a la inversión de US$ 1.200 millones en el proyecto HVDC (de menor capacidad, 2.000 MW).
4) Conversión de segmentos existentes de transmisión en corriente alterna a HVDC, con una inversión de al menos US$ 550 millones, lo que permitiría aumentar la capacidad de transmisión en los cuellos de botella del sistema, sin tener necesariamente que esperar el desarrollo de un nuevo estudio de franjas y la negociación de las servidumbres asociadas a nuevas líneas de transmisión.
enero 28, 2020 | Industria
La medida de estabilización de la tarifas de transmisión podrían tener un impacto relevante en el desarrollo eficiente del sistema eléctrico, debido a que aumenta los niveles de incertidumbre en torno a estos proyectos, según se advierte en el análisis mensual que realiza la consultora Systep sobre el sector eléctrico.
«La medida de estabilización de las tarifas de transmisión tiene un impacto pequeño en las tarifas finales
(componente de transmisión representa cerca del 10% de la tarifa final), pero puede tener un impacto relevante en un desarrollo eficiente del sistema eléctrico», se indica.
El documento precisa que, si bien la reducción de precio para los clientes finales de electricidad es relevante, se aclara que esto debiese ser realizado «con acciones de largo plazo y bajo cambios legales. Medidas como la de mantener el cargo único constante en pesos, mediante proceso administrativo, aumentan el riesgo del sector de transmisión, un sector que se caracteriza por ser de bajo riesgo».
Según Systep, esta última medida «va en contra de los esfuerzos puestos en la ley de transmisión en dar mayor certidumbre en su desarrollo, para así garantizar las holguras suficientes que permitan que nueva generación ingrese al sistema, disminuyendo en el mediano plazo las tarifas de los clientes finales».
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Disminución
El análisis de Systep considera el informe técnico que fija los cargos únicos de transmisión para el primer semestre de 2020 , publicados por la CNE, donde se mantuvieron fijos en pesos los cargos únicos con el objetivo de estabilizar en pesos las tarifas eléctricas traspasadas a los clientes regulados, como parte del paquete de medidas de la Nueva Agenda Social.
Se recuerda que el cargo único de transmisión era el último componente de la tarifa a clientes finales por estabilizar. Ya se había logrado estabilizar el cargo por energía y potencia con la aprobación de la Ley del Mecanismo de Estabilización de Precios de Energía y Potencia, mientras que el valor agregado de distribución se mantendrá constante en pesos hasta octubre de 2020, producto de la aprobación de la Ley Corta de Distribución.
«La estrategia detrás de la estabilización del cargo por transmisión es adelantar la rebaja proyectada en la remuneración que percibirían los propietarios de las instalaciones de transmisión reguladas, disminución que se alcanzará una vez que culmine el actual proceso de valorización, y que actuará retroactivamente para este año».
De acuerdo con la consultota, «resulta llamativa la forma en que se estabilizó esta tarifa. A diferencia del cargo por energía y potencia y el cargo por uso de redes de distribución que fueron fijados mediante un
cambio legal y discutidos en el Congreso, la estabilización del cargo único de transmisión fue efectuada mediante un proceso administrativo. Inquieta en este contexto la poca información entregada en el informe técnico: mantiene fijo los cargos únicos para cada uno de los sistemas de transmisión (nacional, zonal y dedicados utilizados por clientes regulados), pero no clarifica respecto a cómo se distribuirán los saldos no recaudados producto de la estabilización, ya sea utilizando un mismo criterio a instalaciones existentes e instalaciones nuevas adjudicadas mediante licitación hace menos de 20 años, o utilizando un criterio diferente según el tipo de instalación».
diciembre 30, 2019 | Industria
La calidad de servicio en distribución, los pagos por potencia, las holguras en el plan de expansión de la transmisión, el monitoreo del nuevo régimen de servicios complementarios y la tramitación de la llamada Ley Larga de distribución serán los principales desafíos que enfrentará el sector eléctrico nacional durante 2020, según las estimaciones de la consultora Systep Ingeniería.
En el último reporte sectorial de 2019 la consultora dirigida por Hugh Rudnick indica que la calidad del servicio de la distribución eléctrica en 2020 debe enfrentar el aumento de 26% de las actuales exigtencias normativas, en línea con las metas definidas en la política energética nacional, por lo que el documento sostiene que «es fundamental que se conozcan e informen los costos y potenciales beneficios cada vez que se defina un objetivo de política pública en alguna materia, particularmente en el sector eléctrico, donde la mayoría de las modificaciones son solventadas desde la demanda».
Otro punto relevante para el sector, mencionado en el reporte, son los pagos por potencia: «Debemos cuestionarnos cuál es el nivel de suficiencia que requerimos y a qué costo. Un desafío pendiente es avanzar hacia mecanismos competitivos para remunerar capacidad, toda vez que el esquema de precio administrado que existe hoy podría no responder necesariamente a una asignación eficiente de los recursos (dada la ausencia de mecanismos competitivos en su definición)».
«Esto se analizaría en la Estrategia de Flexibilidad, no obstante será importante realizar una distinción adecuada de los temas de suficiencia respecto de aquellos relacionados con seguridad de suministro», se precisó en el análisis.
En materia de transmisión se indica el imperativo de «garantizar que las holguras de transmisión
que se definan en los Planes de Expansión sean eficientes. Para esto, sería conveniente que se consideren todos los escenarios de la Planificación Energética de Largo Plazo (PELP)».
Servicios Complementarios
El nuevo régimento de Servicios Complementarios, a partir del 1 de enero, -según Systep- plantea el reto de monitorearlo, «velando por que no introduzca un alza de precios injustificada, la que sería difícil de entender por la comunidad, en virtud que las exigencias para los recursos a subastar en el corto plazo serán similares a las que se requieren y pagan hoy».
«Es clave para esto que el nuevo mercado de reservas facilite el ingreso de nuevos agentes (i.e. respuesta de la demanda), a fin de que efectivamente se puedan reducir los costos de proveer servicios complementarios», se agrega.
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Reforma
El reporte sostiene que en el proyecto de «ley larga» de distribución, que ingresaría al congreso a principios del próximo año, «la incorporación del comercializador de energía se presenta como una alternativa para incrementar la competencia en el segmento de venta minorista a clientes finales».
Se señala que, en este marco, la discusión regulatoria debería considera temas como «el diseño de contratos entre comercializadores y clientes finales, y que relación, de conservar alguna, exista con los contratos de suministro de largo plazo hoy adjudicados».
«En este sentido, el cómo asegurar la suficiencia del sistema a largo plazo es un aspecto a examinar bajo este esquema. Por otro lado, cabe preguntarse quienes podrán constituirse como comercializadores y en que medida se permitirá la integración de distribuidores existentes», se concluye.
Licitaciones
Finalmente, el reporte aborda las licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados que se realizará en mayo próximo, donde se afirma que «dado el nuevo escenario económico, con un mayor riesgo país, está por verse si los precios que resulten de este proceso sigan la tendencia a la baja que se ha observado en los últimos años».
Además, se añade, el nuevo mecanismo de estabilización de tarifas, «si bien no aplica para este proceso licitatorio, introduce una sensación de riesgo regulatorio que podría verse reflejado en los precios finales».
«Por otro lado, la discusión sobre el diseño de contratos y potenciales modificaciones al mecanismo de licitaciones de suministro que vendrá con la discusión de la ley larga de distribución se presenta como una incertidumbre adicional para los participantes de la licitación 2019/01», se sentencia.
