noviembre 25, 2019 | Industria
La necesidad de «estudiar, detallar y monitorear constantemente» el mecanismo de estabilización de tarifas eléctricas, que congeló las alzas de las cuentas de la luz, planteó el último reporte mensual de la consultora Systep, donde se analizó esta medida, con las reglas necesarias que tiene para su implementación.
«Será importante estudiar, detallar y monitorear constantemente mecanismo transitorio, para así dar
respuesta a la ciudadanía en el corto plazo. El que este mecanismo haya sido una de las primeras medidas adoptadas por el ejecutivo ante la actual crisis, deja de manifiesto lo sensible que es el precio de la electricidad para la sociedad», se indica en el documento.
Y es que, de acuerdo con el análisis de Systep, las alzas tarifarias, el episodio de los medidores inteligentes, la falta de mayor participación de clientes en el proceso de expansión de trasmisión, las políticas de traspaso de costos de transmisión y servicios complementarios de forma directa a usuarios, entre otros, evidencian la precariedad de los clientes residenciales y pequeños industriales tanto para hacer frente a las variaciones en las tarifas, como también para incidir en el marco regulatorio de un sector altamente técnico».
Reglas
La consultora dirigida por Hugh Rudnick también señaló los principales puntos que tendría las reglas para implementar el mecanismo, el cual será publicado próximamente por la Comisión Nacional de Energía (CNE), mediante un resolución exenta, el que -según el reporte- debería tomar en consideración los siguientes aspectos:
- • Al igual que el precio de la energía, el precio de la potencia que las distribuidoras pueden traspasar a sus clientes regulados se establece en cada fijación semestral. El mecanismo contemplado en la ley también busca estabilizar el precio de la potencia, pero quedan dudas en cómo se hará esto y su efecto en el Precio de Nudo de Energía Promedio.
• Un cambio en la facturación real de las empresas generadoras podría afectar el cálculo del Precio Medio de Mercado, índice que incide en el cálculo del Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP). Aún existen contratos antiguos que se pagan a PNCP, mientras el precio que se le paga a los pequeños medios de generación distribuidos tiene directa relación con el PNCP. La metodología propuesta por la CNE debiese tomar en cuenta las consecuencias de la aplicación del mecanismo en los demás agentes del mercado, en particular con los PMGD, considerando que la ley específica que estos últimos no se verán afectados.
• La ley específica que los abonos se realicen en proporción a los saldos no recaudados. Es de suma importancia el mecanismo en que asignarán los saldos no recaudados y abonos entre generadores. Una prorrata en función de los retiros valorizados de energía, tendría mayor sentido financiero que una prorrata en función de los retiros físicos de energía.
[VEA TAMBIÉN: Estabilización de tarifas: la experiencia internacional]
Según el análisis el mecanismo de estabilización resultaría ser robusto para un rango amplio del tipo de cambio, pero se advierte que «un tipo de cambio por sobre el tolerado en el diseño del mecanismo podría llevar a alzas en las tarifas de energía y potencia, no cumpliendo con el objetivo inicial de la ley que es la estabilización de las tarifas».
Se indica que los detalles de la metodología esta Ley «no aumenten el riesgo financiero a los generadores afectos a este mecanismo. Este riesgo no solo afectaría a las sociedades dueñas de estos proyectos, sino que podría afectar a los usuarios debido al eventual incumplimiento de los contratos para suministro de clientes regulados».
«El riesgo cambiario es transversal al mercado eléctrico por ser importadores de combustibles y tecnología, pero las empresas en general tienen mecanismos de cobertura que les permiten acotar o limitar esa exposición, no obstante, el cliente final no tiene esas herramientas», se precisa.
Y se añade: «Este es un primer intento transitorio y forzado dada la coyuntura social y considerando la tendencia alcista del dólar. Sin embargo, se debiese explorar un mecanismo que funcione de manera permanente, pero a la vez sin distorsionar las señales de precio de largo plazo».
septiembre 30, 2019 | Industria
La necesidad de incorporar medidas de corto plazo para avanzar en la capacidad del sistema de transmisión ante el mayor ingreso de energía renovable variable planteó la Systep Ingeniería en su último reporte mensual, donde menciona la relevancia que tienen en este ámbito las tecnologías de control de transferencia para la operación de las líneas de transmisión en el sistema eléctrico local.
De acuerdo con el análisis de la consultora, «la experiencia práctica indica que los proyectos de generación tienen tiempos de implementación y puesta en servicio más rápidos que los proyectos de transmisión, razón por la cual parece recomendable que en el corto plazo se incorporen medidas de flexibilidad operacional en transmisión, que permitan incrementar el uso de las capacidades de la red, mientras no se materialicen las obras de transmisión. Medidas posibles son inversiones en sistemas de control y automatismos aplicados a transmisión».
Entre las iniciativas mencionadas está la instalación de sistemas de control de transferencia (EDAG3, ERAG4, DLR5, etc), puesto que, según Systep, estas aplicaciones tienen un costo más bajo y son de rápida implementación (cercana a un año) respecto a los tiempos que toma el proceso de expansión de la transmisión (5 a 10 años).
«Estos sistemas son proyectos rentables y de carácter transitorio, pues sus beneficios se extinguen luego de la incorporación de los nuevos proyectos de transmisión. Su implementación trae beneficios tanto a nivel sistémico (reducción de costos de operación sistémicos) como a nivel privado para aquellos generadores que puedan incrementar su despacho o mejorar su balance comercia», indica el reporte.
[VEA TAMBIÉN: Sector eléctrico: las tres opciones regulatorias para avanzar en flexibilidad]
Otras iniciativas que la consultora propone considerar es fomentar «que los actores generadores que estén interesados en este tipo de proyectos presenten para aprobación del Coordinador los estudios
necesarios que demuestren el beneficio económico operacional para el sistema, así como, el cumplimiento de las condiciones de seguridad y calidad de servicio operacional establecidas en la normativa».
«Como los beneficios por la implementación de estos sistemas son recogidos en parte importante por los interesados, deberían ser estos mismos quienes financien la inversión y costos operacionales de esta infraestructura», se agrega.
El análisis aclara que las medidas operacionales que se puedan implementar son de corto plazo y sirven mientras no se pongan en servicio las nuevas obras de transmisión.
«Sigue siendo la expansión de transmisión de largo plazo la solución definitiva del problema, la cual es el resultado de un proceso de planificación e implementación de obras que en la práctica ha demostrado ser lento, dificultoso y complejo, y el cual debe ser mejorado para cumplir con las necesidades del mercado eléctrico nacional», concluye el reporte.
agosto 29, 2019 | Industria
La preocupación de que el proceso de la reforma a la distribución eléctrica se detenga fue planteada en el análisis que realiza la consultora Systep en su reporte mensual de agosto, el cual giró en torno a la llamada ley corta de distribución, la cual se tramita actualmente en el Congreso Nacional.
Según el documento, la actual iniciativa legal que «rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica» podría producir un desincentivo político para «seguir legislando en los temas de fondo del sector de distribución».
«Más aun, el actual Proyecto de Ley, de no continuar la reforma al sector, podría ser incluso perjudicial, ya que no resuelve los desafíos de la distribución del futuro, como incentivos a la inversión para aumentar la calidad de servicio, incorporación de generación distribuida, introducción de productos y
servicios, electromovilidad, entre otros temas», se indica.
[VEA TAMBIÉN: «Ley Larga» de distribución será enviada al Congreso en próximos meses]
«Previo al ingreso de este Proyecto de Ley, se venía discutiendo una reforma mayor al sector de la distribución, que abarca diversos tópicos: esquema de empresa modelo, tasa de rentabilidad acorde a la realidad actual del país, incentivos a la calidad de servicio, separar la comercialización de la distribución, propiedad de la medición, etc. Sin embargo, dada la polémica suscitada por los medidores inteligentes, la discusión pública se centró en las utilidades de las distribuidoras, lo que llevó finalmente a adelantar algunos aspectos de la discusión para ser incorporados en el estudio tarifario 2020 mediante el Proyecto de Ley citado», recuerda el análisis de la consultora.
«Si bien el actual Proyecto de Ley introduce mejoras, no resuelve los diversos temas que se venían discutiendo previamente», sostiene otra parte del análisis.
julio 4, 2019 | Sin categoría
En el marco de la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático que se realizar en Chile, entre el 2 y 13 de diciembre este año, uno de las medidas que contribuirá el país es el plan de eliminar completamente el carbón para 2040 con el objetivo de convertirse en un país de carbono neutro para 2050.
Dentro de los análisis que se realizan en este tema Systep Ingeniería destacó el actual contexto de la descarbonización en el país, señalando que “no basta el retiro de las centrales a carbón para la mitigación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), pues en su reporte de este mes sostiene que “también resulta necesario combinar su salida de operación con el reemplazo por generación renovable”.
“Esto, puesto que, de no ingresar generación limpia como reemplazo, el sistema estaría obligado a suplir el déficit de energía del 2,14%, lo cual implicaría un aumento en el factor de planta del resto de las carboneras o un aumento en la generación a partir de otras centrales, como las de gas”, indica el análisis de la consultora.
De acuerdo a Systep, “para que el Plan de Descarbonización sea exitoso, resulta relevante y de gran importancia que Engie, AES Gener y Enel logren materializar los 1.181 MW de nuevos proyectos renovables que han anunciado para el reemplazo de los 1.047 MW de unidades salientes”.
El análisis sostiene que además de fundamental que “también se concreten los proyectos renovables comprometidos en las últimas cuatro licitaciones, equivalentes a 5.259 MW”.
“En este contexto, si bien las empresas tienen la responsabilidad de la ejecución efectiva de los distintos proyectos, el gobierno deberá hacer un seguimiento y brindar apoyo para que estos entren en operación”, se señala.
El informe agrega que en la lucha contra el cambio climático “no existe una única solución”, pues para reducir efectivamente las emisiones de GEI a nivel país se deben realizar esfuerzos por cambiar las fuentes energéticas utilizadas en los distintos sectores”.
“En este marco la electrificación del transporte, de los procesos industriales y de la calefacción domiciliaria suelen aparecer como algunas de las opciones más atractivas, puesto que implican un beneficio directo en las ciudades. Sin embargo, esto no representará una solución realmente efectiva de mantenerse una alta presencia de combustibles fósiles en la matriz de generación eléctrica”, se añade en el reporte de este mes.
Como conclusión el análisis de Systep afirma que el “Plan de Descarbonización a 2025 es un necesario primer paso en donde la ejecución de proyectos renovables de remplazo juega un rol imprescindible para la reducción de GEI en ese periodo”.
julio 4, 2019 | Electromov
En el marco de la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático que se realizar en Chile, entre el 2 y 13 de diciembre este año, uno de las medidas que contribuirá el país es el plan de eliminar completamente el carbón para 2040 con el objetivo de convertirse en un país de carbono neutro para 2050.
Dentro de los análisis que se realizan en este tema Systep Ingeniería destacó el actual contexto de la descarbonización en el país, señalando que “no basta el retiro de las centrales a carbón para la mitigación de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI), pues en su reporte de este mes sostiene que “también resulta necesario combinar su salida de operación con el reemplazo por generación renovable”.
“Esto, puesto que, de no ingresar generación limpia como reemplazo, el sistema estaría obligado a suplir el déficit de energía del 2,14%, lo cual implicaría un aumento en el factor de planta del resto de las carboneras o un aumento en la generación a partir de otras centrales, como las de gas”, indica el análisis de la consultora.
De acuerdo a Systep, “para que el Plan de Descarbonización sea exitoso, resulta relevante y de gran importancia que Engie, AES Gener y Enel logren materializar los 1.181 MW de nuevos proyectos renovables que han anunciado para el reemplazo de los 1.047 MW de unidades salientes”.
El análisis sostiene que además de fundamental que “también se concreten los proyectos renovables comprometidos en las últimas cuatro licitaciones, equivalentes a 5.259 MW”.
“En este contexto, si bien las empresas tienen la responsabilidad de la ejecución efectiva de los distintos proyectos, el gobierno deberá hacer un seguimiento y brindar apoyo para que estos entren en operación”, se señala.
El informe agrega que en la lucha contra el cambio climático “no existe una única solución”, pues para reducir efectivamente las emisiones de GEI a nivel país se deben realizar esfuerzos por cambiar las fuentes energéticas utilizadas en los distintos sectores”.
“En este marco la electrificación del transporte, de los procesos industriales y de la calefacción domiciliaria suelen aparecer como algunas de las opciones más atractivas, puesto que implican un beneficio directo en las ciudades. Sin embargo, esto no representará una solución realmente efectiva de mantenerse una alta presencia de combustibles fósiles en la matriz de generación eléctrica”, se añade en el reporte de este mes.
Como conclusión el análisis de Systep afirma que el “Plan de Descarbonización a 2025 es un necesario primer paso en donde la ejecución de proyectos renovables de remplazo juega un rol imprescindible para la reducción de GEI en ese periodo”.
