19 minute read
Editorial
COP 26: las medidas
de Chile en sintonía con el compromiso internacional
LOS COMPROMISOS ALCANZADOS en la COP 26 para impulsar acciones destinadas a la reducción de emisiones de carbono, y así contribuir a mitigar el calentamiento global, nuevamente resaltaron la necesidad de avanzar hacia este objetivo de manera gradual y ordenada, donde cada país va desarrollando su hoja de ruta de forma organizada, como es el caso de Chile, a través de todas las medidas que se presentaron a nombre del país en la conferencia internacional, donde entregó la presidencia de la COP 25. Y es que la actualización de la NDC nacional, además de otras iniciativas como la Ley de Cambio Climático, con una Estrategia Nacional sobre el tema, anunciada por el Ministerio de Medio Ambiente, es una de las principales respuestas del país frente a este desafío, en que el sector energético tiene un rol protagónico.
líder Global de Operaciones e Infraestructura de AES, Bernerd Da Santos, en el anuncio dado a conocer por la empresa para impulsar inversiones por más de US$400 millones para desarrollar proyectos de almacenamiento con baterías en Chile, con lo cual se busca llegar a 300 MW de potencia instalada a 2023. Esta iniciativa es clave para acelerar el retiro de las centrales a carbón, sin aumentar el riesgo en la seguridad del Sistema Es así como estos compromisos mostrados por el país en la COP 26 Eléctrico Nacional, pues estas tecnologías son capaces de otorgar estabilidad a la red, en refuerzan el trabajo que se viene los momentos en que se requiera realizando desde 2017 para avanzar de una generación de respaldo en la descarbonización del sistema continua, que se complemente eléctrico. con la generación a gas natural. El almacenamiento también es crucial para fortalecer la transmisión, que es la otra viga maestra que se necesita en este proceso.
Así lo dejo entrever el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, durante la cita mundial, donde Chile se integró al Powering Past Coal Alliance (PPCA), una coalición de gobiernos, empresas y organizaciones que trabajan para avanzar en la transición de la generación de energía a base de carbón a una energía limpia y renovable. Es así como estos compromisos mostrados por el país en la COP 26 refuerzan el trabajo que se viene realizando desde 2017 para avanzar en la descarbonización del sistema eléctrico, por lo que se requiere profundizar otras acciones reemplazar el consumo de combustibles fósiles en la matriz secundaria, donde también se están dando algunos pasos concretos.
Según la máxima autoridad, se está trabajando para que en el territorio nacional se pueda adelantar el retiro total del carbón a 2030, donde se prevé la salida del 65% de las centrales que usan este combustible fósil para 2025, lo que significaría el cese de todas las centrales a carbón en Puchuncaví y del 80% en Mejillones para esa fecha. Con esto el sector energético está demostrando que la colaboración público-privada es primordial para producir estos cambios en el mediano plazo, lo cual además ratifica que es el rumbo adecuado, considerando las actuales condiciones del sistema eléctrico local, siendo también un elemento central que el Senado debe considerar en la tramitación del proyecto de ley que busca un cierre total del parque generador para 2025, sin tomar en cuenta otro tipo de resguardos.
EVALUACIÓN
Servicios Complementarios:
rumbo a espacios de mejora
Centro de operaciones de Cerro Dominador.
Foto: Gentileza IMF.
Para los actores del sector, el nuevo régimen puede seguir perfeccionándose para así adaptarse a los actuales requerimientos de la transición energética, como la participación de nuevas tecnologías para su prestación, además de ver cómo se inserta la competencia en este mercado.
EN ENERO DEL AÑO PASADO entró en vigencia el nuevo régimen de Servicios Complementarios, al cual se le han realizado una serie de cambios en los últimos 12 meses, especialmente en el mecanismo de las subastas, siendo consideradas como un avance por parte de la autoridad y de gremios del sector.
Sin embargo, a juicio de los actores consultados por ELECTRICIDAD, todavía se advierten espacios de mejora, para darle cabida a los distintos agentes del mercado, en vista a la mayor participación que están teniendo los desarrolladores de energías renovables variables en el Sistema Eléctrico Nacional.
En el último tiempo el Panel de Expertos también se ha pronunciado en este tema, recogiendo solicitudes de empresas en torno al impacto que provoca el nuevo régimen. Y es que, de acuerdo con un estudio de Systep Ingeniería, durante el año pasado se anotó un aumento de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones en 2019 a $47.516 millones, en 2020.
Evaluación
José Venegas, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), tiene una evaluación positiva del actual régimen, señalando que “como todo nuevo mercado, requiere de tiempo para su madurez, lo cual depende de las gestiones de todos los agentes y de las adecuaciones regulatorias que se han ido introduciendo gracias al monitoreo de la propia CNE y del Coordinador Eléctrico Nacional”.
“Creemos que la industria se ha ido adaptando adecuadamente, y ha acogido bien las adecuaciones hechas a fines del año pasado a la estructura de la remuneración de los servicios asociados al control de frecuencia”, afirma.
Según la autoridad, el Coordinador Eléctrico “ha estado permanentemente monitoreando las condiciones de competencia de este mercado. Prueba de ello es que durante septiembre de 2020 incluso tomó la decisión de suspender las subastas del servicio de control secundario
y terciario de frecuencia, lo cual, entre otros elementos, contribuyó a modificar los aspectos remuneracionales, de tal forma de asignar adecuadamente los riesgos que los agentes enfrentan al participar de las subastas, con la consecuente baja esperada de precio de las ofertas”.
“Adicionalmente, el Coordinador se encuentra actualmente en el proceso de verificación de instalaciones para la prestación de los Servicios Complementarios y se espera que mientras más agentes se verifiquen, mayor será la profundidad de la competencia en este mercado”, precisa.
Gremios
En el sector privado reconocen los avances llevados a cabo por el Coordinador Eléctrico con las medidas implementadas a fines del año pasado, aunque plantean la necesidad de seguir copando los espacios de perfeccionamiento en el mercado.
Para Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM A.G., es imperativo apuntar hacia un mercado de ofertas de SSCC que consideren el análisis sobre el nivel y condiciones de competencia internas que existen. “En el intertanto se deben mejorar las condiciones para la realización de subastas, el Coordinador ya dio algunos pasos en ese camino durante este año. Aun así, mientras no existan las condiciones deberían suspenderse las subastas”.
A su juicio, “la posibilidad de usar las subastas de SSCC y así influir en la determinación del costo marginal es lo que se debe desterrar del procedimiento: cualquier alteración que se pueda hacer del mercado de energía impacta de sobremanera a las tecnologías renovables y aquellas que tienen como principal ingreso el costo marginal. Como pequeños y medianos generadores, velamos porque la competencia sea el principal driver en el diseño y operación de mercados energéticos, y así tener la cancha pareja para poder competir en igualdad de condiciones”.
Foto: Archivo B2B Media G ruop .
José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.
Foto: Archivo B2B Media G roup .
Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G.
El pronunciamiento del Panel de Expertos sobre los pagos por SSCC
El actual régimen de Servicios Complementarios fue objeto de ciertas discrepancias presentadas por empresa mineras, especialmente en cuando a los pagos realizados por este servicio, materia que debió ser vista por el Panel de Expertos. La discrepancia fue impulsada por la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.) y el Consejo Minero, siendo formalmente presentada por Anglo American Sur, Compañía Minera Collahuasi y Compañía Siderúrgica Huachipato. El principal motivo al que respondió es que el Coordinador Eléctrico Nacional “no estaba evaluando el desempeño de los proveedores de algunos servicios complementarios”. El fallo del Panel indica que, de acuerdo con la normativa eléctrica, el pago de los SSCC depende de su correcta prestación, la que se evalúa a través de la aplicación de factores de desempeño, más allá de si estos servicios se materializan, a través de licitaciones o subastas o por instrucción directa del Coordinador. “En definitiva, si el servicio no se presta de manera adecuada, ello debe reflejarse en su remuneración, algo que el Coordinador no estaba considerando en algunos componentes de costos de estos servicios”, indica Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G. “Este dictamen beneficia a todos los clientes libres y su aplicación permitirá una reducción promedio de al menos 2 millones de dólares mensuales en el pago por SSCC. Esto vendría a representar una reducción promedio de al menos 0,5 USD/MWh mensuales”, explica el ejecutivo. “A pesar de que las empresas discrepantes solicitaron que se revisaran los balances anteriores, de enero de 2020 a mayo de 2021, el Panel consideró que la oportunidad para dichas revisiones se encontraba fuera de plazo”, informó el gremio.
De acuerdo con el representante de los pequeños y medianos generadores, los cambios hechos por el organismo coordinador “apuntan a disminuir el poder de los agentes, pero no garantizan la operación al mínimo costo, así que mientras eso no pase, nuestro mensaje es la detención de las subastas, y así impedir que el mercado de SSCC pueda usarse como plataforma de alteración de los costos marginales”.
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), también recalca los espacios de mejora para el régimen de SSCC, especialmente desde el punto de vista de la participación de los desarrolladores ERNC, la cual califica como “prácticamente nula” en la actualidad.
“Pensamos que se debe hacer un esfuerzo regulatorio con el fin de que estas fuentes sean atraídas para participar de él. Las centrales
Centro de Control de EnorChile.
En el último tiempo el Panel de Expertos también se ha pronunciado en este tema, recogiendo solicitudes de empresas en torno al impacto que provoca el nuevo régimen. Y es que, de acuerdo con un estudio de Systep Ingeniería, durante el año pasado se anotó un aumento de 250% en los costos totales, pasando de $13.570 millones en 2019 a $47.516 millones, en 2020.
renovables son muy competitivas y tienen márgenes muy estrechos. El de SSCC es un mercado en el cual tienen muy baja participación por una serie de condiciones y, por lo tanto, es una oportunidad perdida de recibir flujos de pagos adicionales”, asegura.
En su opinión, “es totalmente factible que las ERNC, como la solar fotovoltaica o la eólica, proporcionen servicios complementarios al Sistema Eléctrico Nacional y, en muchos casos, lo pueden hacer con significativas ventajas técnicas por sobre las tecnologías de generación termoeléctrica a carbón o gas e hidroeléctricas”.
Para ello, menciona la importancia que tiene el uso de la electrónica de potencia: “Al no haber elementos como las válvulas y actuadores electromecánicos, que usan las centrales convencionales, y no tener las limitaciones de respuesta propias de los sistemas termoeléctricos, los elevados tiempos de respuesta y la precisión
de esta tecnología es una ventaja significativa en la velocidad de respuesta frente a perturbaciones en el sistema”.
Finat plantea la necesidad de que el Coordinador Eléctrico profundice el desarrollo de un proyecto de “incorporación acelerada de SSCC proporcionados por centrales solares y eólicas y sistemas de almacenamiento”, argumentando que esto responde “al alto nivel de penetración de energía solar y eólica que tiene Chile, en que tenemos la oportunidad de ser de los primeros sistemas eléctricos en utilizar masivamente servicios complementarios provistos por centrales ERNC fotovoltaicas y eólicas”.
Clientes libres
En el sector de clientes libres industriales es donde se ha hecho un seguimiento más sistemático al actual régimen de SSCC, como comenta el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.), Javier Bustos: “Estamos monitoreando de cerca la evaluación de este mercado, debido a que los pagos para remunerarlos se efectúan por la demanda, o bien por los generadores a prorrata de la demanda, lo que facilita su traspaso directo a ésta”.
El representante gremial concuerda con los otros actores en que existen espacios de mejora “dado que los costos han ido al alza, sin que veamos que por ello el sistema eléctrico sea más seguro o eficiente, ni se hayan efectuado inversiones que justifiquen mayores costos o que hayan ingresado nuevos prestadores de SSCC”.
Según el ejecutivo, en este sector, desde enero de 2020 a agosto de 2021, los pagos han pasado de US$5 millones a cerca de US$35 millones mensuales por SSCC, principalmente por control de frecuencia. “De esta manera, el pago de SSCC se ha convertido en una carga cada vez más pesada para los clientes, sin que puedan hacer nada al respecto ya que no participan en el mercado de proveedores de control de frecuencia, por ejemplo, ni tampoco pueden anticipar cuál será el cargo mensual que
Foto: Gentileza Acera .
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera A.G.
Foto: Gentileza Acenor A .G .
Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor A.G. deberán abonar periódicamente. Los clientes contratan suministro a largo plazo, por lo que, si una fracción relevante de su facturación se vuelve muy incierta, esto les genera problemas relevantes en sus operaciones y en sus decisiones de planificación. Todo esto termina impactando negativamente en la competitividad de la industria nacional”, explica.
Bajo su análisis, “existen factores estructurales que hay que tener en cuenta, ya que estos aumentos significativos se dan en un escenario donde los SSCC son prestados, casi completamente, por las mismas centrales convencionales que estaban presentes antes del inicio del mercado de SSCC en enero de 2020, con un reducido número de empresas oferentes y la mayor parte de las subastas que terminan desiertas. Por lo tanto, hay razones de corto plazo para el alza, pero más nos preocupa el diseño del mercado de SSCC”.
Para el representante gremial, una de las soluciones es avanzar hacia la implementación de mecanismos “para compatibilizar adecuadamente la mayor demanda de SSCC con el costo que representan para el sistema mediante la incorporación de mercados day ahead o del día anterior”.
“En el mercado day ahead se asumen compromisos financieros firmes para todas las unidades de generación y la demanda durante las 24 horas del día siguiente, en que los proveedores envían las curvas de oferta de energía y reservas para SSCC de cada unidad de generación a cada hora del día siguiente y los comercializadores de electricidad presentan curvas de demanda para cada hora del día siguiente. Estos compromisos diarios no requieren que una unidad de generación
suministre la cantidad vendida en el mercado diario. Sólo se requiere comprar cualquier déficit de suministro de energía en el mercado en tiempo real en ese mismo lugar”, explica.
Para el ejecutivo, de esta manera, “se recompensan a los recursos por la previsibilidad de su producción, por ejemplo, incentivando la incorporación de almacenamiento. Adicionalmente, para la operación del sistema, el Coordinador probablemente necesite menos SSCC para mantener el equilibrio entre el suministro y la demanda de energía en una hora”.
Futuro
Las perspectivas a futuro con el régimen de SSCC es que exista una mayor participación de todas las tecnologías generadoras en el sistema eléctrico. José Venegas sostiene que la expectativa de la CNE es que el proceso de verificación se realice de acuerdo con el cronograma establecido por el Coordinador, pues “ciertamente esperamos que cada vez más energías renovables puedan competir por los servicios complementarios en base a sus ventajas tecnológicas”.
Desde la vereda privada, tanto Carlos Finat como Danilo Zurita coinciden en la necesidad de mirar el desarrollo de este tema desde un punto de vista sistémico y no aislado. Y es que, a juicio del director ejecutivo de GPM, "la creciente necesidad por esos servicios, es consecuencia de una nueva realidad operacional que enfrenta tanto Chile como muchos otros países”.
“El diseño de mercado no está mirando hoy la transición energética, ya que fue diseñado para otra realidad operacional, por eso la solución debe tender a verse a nivel sistémico con análisis profundo de un nuevo diseño de mercado, tendiente a reconocer los atributos de flexibilidad”, asevera.
Similar postura tiene Javier Bustos: “La energía renovable variable obliga a disponer de mayor cantidad de SSCC que nos permitan complementar el suministro de energía y potencia. Por ello es tan relevante que se diseñe un mercado que funcione eficientemente. Por una parte, que incorpore nuevos oferentes,
Foto: Gentileza Coordinador Eléctrico.
Instalaciones de control del Coordinador Eléctrico Nacional. aumentando la competencia. Por otra parte, que recompense a aquellos recursos que tienen mayor previsibilidad, de manera de no aumentar innecesariamente la demanda por SSCC”.
Conclusiones
• El actual régimen de Servicios Complementarios se apresta a cumplir dos años de vigencia, periodo en el cual se han producido ajustes que son valorados por los actores del sector eléctrico, aunque piden nuevos cambios para perfeccionar este mercado. • El sector de clientes libres industriales ha verificado un aumento en los costos, con el actual régimen, por lo que piden cambios en su diseño. • Mientras el Coordinador Eléctrico actualmente realiza un proceso de verificación de instalaciones para la prestación de los
Servicios Complementarios, en que se espera la inclusión de más actores en este mercado, en el sector privado piden avanzar hacia otros diseños que mejoren su eficiencia.
Servicios Complementarios:
nueva fuente de desarrollo de negocios en proyectos energéticos
Hitachi Energy participó en el desarrollo de los SSCC como miembro del consejo técnico asesor para la redacción del reglamento técnico, a partir de su larga historia y un amplio porfolio de productos y soluciones.
La red eléctrica se enfrenta a un rápido aumento en la generación de energía distribuida impulsada por las energías renovables, y los cambios en el comportamiento de los consumidores (cargas) que conforman la demanda. En 2020, se introdujo en Chile una nueva regulación llamada Servicios Complementarios (SSCC), generando un mercado para proveer prestaciones al sistema eléctrico nacional (SEN), preservando la seguridad del servicio y garantizando la operación más económica y de calidad para el conjunto de instalaciones, cumpliendo así con el estándar de código de red (por ejemplo, en chile; NTSyCS) que regula técnicamente el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Los SSCC tienen como objetivo potenciar la red eléctrica en Chile y, por lo tanto, mejorar su confi abilidad y disponibilidad.
Regulación de los Servicios Complementarios
Los SSCC regulan la forma en que los coordinados, inversionistas y las partes interesadas dentro de la red eléctrica, brindan los atributos solicitados por el coordinador independiente del sistema Nacional (CEN) para equilibrar la red, algunos de estos son regulación de voltaje, regulación de frecuencia y el respaldo a la red eléctrica en casos de contingencias. Cada uno de estos atributos será provistos a través de servicios a la red.
Modelo de negocio para ofrecer servicios complementarios a la red
El CEN prepara anualmente un informe preliminar de propuesta de Servicios complementarios. El informe prioriza la utilización de los recursos existentes del sistema (por ejemplo, almacenamiento de energía, bancos de condensadores y máquinas de generación de energía existentes), además inversiones adicionales que se incorporarán dentro del Sistema Eléctrico Nacional. El informe, así como también el Estudio de Costos de los Servicios complementarios del CEN, sirven como las señales clave para que las partes interesadas evalúen cómo pueden generar fl ujos de caja de inversiones futuras. Estos insumos les permiten decidir su estrategia en el desarrollo de proyectos potenciales, y qué tecnología se puede utilizar para cumplir con los requisitos. Los equipos asociados a la implementación de servicios complementarios para proporcionar funciones de equilibrio de red, regulacion de frecuencia, regulacion de voltaje y respaldo, involucrando tecnologías tanto activas como pasivas. Por ejemplo:
P QpluS Sistema de almacenamiento de energía con baterías
El PQpluS es un sistema de almacenamiento de energía con baterías (sigla en inglés BESS) totalmente integrado equipado con uno o varios inversores PQstorI bidireccionales, rack de baterías de ion-litio y control automatizado. Su diseño compacto y modular cubre una amplia gama de tamaños de potencia (kW) y energía (kWh), tanto para instalaciones interiores como exteriores. Su interfaz plug-and-play proporciona un control y monitoreo completos de la operación de carga / descarga de la batería a través de cualquier plataforma de Gestión de Energía (EMS) de nivel superior que desee instalar el cliente o que se encuentre previamente en operación.
De Izq. a Der.: Patricio Pavez, Gerente de Alta Tensión; Mauricio Mazuela, Gerente General y Guillermo Vásquez, Sales Specialist de HV & Power Quality Products.
El PQpluS es adecuado para operar en aplicaciones conectado a la red para cargando y descargando la batería para apoyar la operación de instalaciones comerciales e industriales (C&I), apoyar el desarrollo de infraestructura de movilidad eléctrica y servicios públicos para reducir demandas máximas en la red, maximizar el autoconsumo solar o proporcionar servicios de red.
Banco de condensadores cerrados metálicos serie A-E:
La serie A-E es un tipo de banco de condensadores cerrados de metal (MECB) diseñado para proporcionar potencia reactiva distribuida para redes de media tensión. El MECB consiste en un banco de condensadores de uno o más etapas de potencia, ya sea fi jas o conmutados que consisten en, unidades capacitivas, reactores, fusibles, contactores y accesorios de soporte. El diseño optimiza el impacto de la instalación del equipo en terreno y es ideal en aplicaciones urbanas donde el espacio es escaso. El diseño encapsulado tipo gabinete, está diseñado para entornos hostiles y garantiza una alta protección (por ejemplo, IP55 e IP65), así como protección contra explosión por arcos de cortocircuitos (de acuerdo con IEC 62271-200), lo que lo convierte en un diseño excepcionalmente seguro. El MECB proporciona potencia reactiva para soportar voltajes de red y es una solución ideal para aplicaciones en parques de generación de energía renovable (por ejemplo, viento), así como también en aplicaciones industriales, como, por ejemplo, minería. Los servicios complementarios a la red (SSCC), en Chile tienen como objetivo facilitar el aumento de la capacidad de la red eléctrica en Chile y, por lo tanto, mejorar su confi abilidad y disponibilidad. Los servicios complementarios a la red crearán oportunidades para desarrollar nuevos proyectos que ofrezcan principalmente regulación de voltaje y frecuencia de la red. Hitachi Energy tiene una larga historia y un amplio porfolio de productos y soluciones, así como las capacidades técnicas para apoyar a las partes interesadas en la implementación de servicios complementarios.
