Energía 2018: Los seis temas relevantes

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BdE 02/18

Por Cristián M. Muñoz

Nuevas reglamentaciones en generación, interconexión, nuevas líneas de transmisión, cambios en distribución, precio del carbono, precios internacionales de los combustibles fósiles y centrales de energía renovable, son las temáticas que marcarán este 2018 la agenda energética.

El recién comenzado 2018 podría traer algunas novedades reglamentarias, y operacionales en el sector generación y transmisión a nivel local. La necesaria modernización de la regulación del sector distribución podría seguir avanzando durante este año. Asimismo, un precio del carbono compatible con el compromiso chileno del Acuerdo de París seguirá siendo un tema relevante.

 

En materia internacional, los Estados Unidos y la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP, definirán el precio del petróleo. Además, China seguirá siendo fundamental en la oferta de nuevas centrales de energía renovable.

1. Nuevas reglamentaciones

Durante 2017, a través de un proceso de consulta ciudadana, la Comisión Nacional de Energía trabajó en definir los reglamentos de Servicios Complementarios (SSCC) y de Coordinación de la Operación.

 

Respecto al primero, se fijó como año de entrada en vigencia el 2020 y su principal novedad es la reglamentación de las subastas por reservas y licitaciones de otros servicios de red. La versión definitiva de este reglamento fue enviada a la Contraloría General de la República para su aprobación final, sin embargo, algunos problemas conceptuales de este reglamento podrían hacer que sufra modificaciones con la nueva administración.

 

Por su parte, el reglamento de Coordinación de la Operación reemplazará los actuales procedimientos usados por operadores de los sistemas del Norte Grande y del Sistema Central, una vez que ambos operen de manera interconectada en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Esta nueva normativa incluye la declaración de costos variables de las centrales termoeléctricas, sin embargo, el reconocimiento de los costos por flexibilidad de estas centrales continúa pendiente.1

 

Por otra parte, el presente año es posible que sean corregidas algunas obsolescencias regulatorias del Decreto Supremo N° 62 de 2006, relacionadas con la asignación de potencia firme de algunas tecnologías2,3.

2. Interconexión SIC-SING

La primera parte de la interconexión entre los sistemas interconectados del Norte Grande y Central, SING y SIC respectivamente, comenzó su operación recién a fines de 2017, e interconecta las subestaciones de Los Changos (SING) con la Nueva Pan de Azúcar (SIC) en 500 kV.

 

La segunda etapa, que debería culminar en los próximos meses, conectará a las subestaciones Nueva Pan de Azúcar con Polpaico, en 500 kV. La interconexión tiene una capacidad final de 1.500 MW, en condición de criterio N-1.

 

Durante la primera etapa, la capacidad máxima de transmisión ha estado limitada a sólo 200 MW, esto es, 13% de la capacidad total; en la segunda etapa, y según muestran los estudios encargados por el Coordinador, la capacidad máxima de transmisión también podría estar limitada, esta vez, por condiciones dinámicas del sistema. Como sea, los beneficios prometidos de la interconexión, al parecer, tardarán un tiempo en llegar.

3. Plan de expansión anual de la transmisión

En los últimos días de diciembre la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el Informe Preliminar que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión (Resolución Exenta N° 770).

 

Para el Sistema de Transmisión Nacional, la CNE propone inversiones en nuevas líneas por un total de USD 3.000 millones. El 61% del costo del plan recae en el enlace en corriente directa (HVDC) en 500 kV entre las subestaciones Kimal (Región de Antofagasta) y Huelquén (Región Metropolitana), de unos 1.500 kms. La idea de este enlace HVDC es traer la energía solar FV y eólica que se espere se instale en algún momento en el Norte del país.

 

De manera inédita, el estudio de expansión propone la instalación de 300 MW en sistemas de almacenamiento de energía con una capacidad de 13 horas, por un costo de USD 500 millones. Si bien, un sistema de almacenamiento rivaliza con una expansión de la transmisión, llama la atención que sea considerado como un elemento que deba seguir el mismo tipo de regulación que una línea de transmisión.

 

La ley de transmisión 20.936 de julio de 2016 estableció que todos los costos en la expansión de la transmisión identificados en el estudio sean absorbidos directamente por los consumidores finales, no existiendo incentivo a los generadores a reducir los costos de transmisión.

 

La propuesta recién inicia su proceso de consulta y las obras definitivas deberían ser aprobadas en el curso de este año.

4. Modernización de la distribución

Durante 2016, la P. Universidad Católica de Chile, a solicitud de la CNE, inició la revisión de la regulación de la distribución de electricidad. El objetivo era detectar las obsolescencias regulatorias y proponer las respectivas modernizaciones.

 

Los principales temas identificados en el estudio fueron: la modificación de la tasa de descuento, tarifas más representativas de las preferencias del cliente final, competencia en la comercialización de energía y promoción de la generación distribuida. Estos temas no son nuevos, ya que fueron identificados por Galetovic, Inostroza y Muñoz en su estudio de 2004: Gas y Electricidad: Qué hacer ahora.

 

Se espera que el estudio de la P. Universidad Católica continúe durante este año.

5. Precio del carbono

La trayectoria del precio del carbono coherente con los compromisos climáticos del país, seguirá siendo una preocupación durante este año. De igual modo, debe definirse la regulación que se aplicará, ya sea, a través de una profundización del impuesto al carbono, permisos transables de emisión, o bien, mediante subsidios a las energías que no emitan CO2.

6. Factores internacionales: Combustibles fósiles y energías renovables

El precio del petróleo estará determinado por la pugna entre los productores independientes de los Estados Unidos y la fuerza que tenga la alianza OPEP-Rusia en mantener su compromiso de reducir su producción conjunta en 1,8 millones de b/d.

 

Por su parte, el precio del gas natural licuado y del carbón, estarán definidos en gran medida por la creciente demanda de China. Este mismo país seguirá definiendo de manera indiscutida el precio de las nuevas tecnologías renovables, en la medida que continúe inundando los mercados internacionales con sus generadores solares FV y eólicos.

Finalmente, será la interacción de estos factores locales e internacionales los que, en definitiva, determinarán el comportamiento de la industria energética en Chile.

Notas

  1. Adicionalmente, este reglamento incorpora nuevas normativas asociadas a los sistemas de almacenamiento, Pequeños y Medianos Generadores (PMG) y Pequeños y Medianos Generadores Distribuidos (PMGD). 
  2. La potencia firme de una central refleja la potencia que puede garantizar durante las horas de mayor exigencia del sistema y en condiciones adversas de suministro como, por ejemplo, sequías, fallas de centrales y fallas en el suministro de combustibles. 
  3. Los ingresos por suficiencia de una central se obtienen al valorizar la potencia firme al precio de la potencia de punta calculado por la CNE. Estos ingresos se suman a los ingresos por venta de energía generada, constituyendo los ingresos que una central obtiene en el mercado spot. 

Cristián M. Muñoz

Fundador de Breves de Energía.

Correo de contacto: cmmunozm@brevesdeenergia.com

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