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Morosidad en cuentas de la luz: Systep plantea estudiar alternativas de corto y mediano plazo

Fuente: Revista Electricidad

Según la consultora, uno de los principales retos es «cómo absorben la morosidad las empresas de distribución eléctrica».

La necesidad de que las autoridades estudien las ventajas y desventajas de los instrumentos existentes para ayudar a las familias más vulnerables en los pagos de servicios básicos, especialmente en electricidad, planteó Systep Ingeniería en su reporte mensual del sector eléctrico, donde se recuerda la disponibilidad del «subsidio a la cuenta de luz que corresponde a un cupón que se descuenta directamente de la cuenta, el cual se entrega en caso de existir un aumento del 5% en la cuenta de luz en un periodo de 6 meses».

«Otro instrumento distinto es el asociado al suministro de agua potable, que cubre directamente hasta el 100% de los primeros 15 metros cúbicos de agua potable consumidos. Así la autoridad debiese estudiar las ventajas y desventajas de estos instrumentos y de otros posibles, para así tener una batería amplia de alternativas en el corto/mediano plazo, cuando los consumidores morosos deban comenzar a pagar sus cuentas y el fondo de estabilización se termine, teniendo siempre presente que las empresas eléctricas dependen de la fijación eficiente de tarifas para proveer adecuadamente sus servicios», señala el documento.

Según la consultora, uno de los principales retos es «cómo absorben la morosidad las empresas de distribución eléctrica».

«Con el decreto que suspende la medición de horario punta y el recargo por energía adicional de invierno (cargo activo solo en junio y julio en 2021), las empresas distribuidoras de energía eléctrica no solo estarán dejando de recibir ingresos a costas de mantener el suministro en todos los hogares, sino que también, a partir de tarifas incompletas (respecto al nivel de remuneración establecido) por esta medida, y por tanto, están y estarán recibiendo menores ingresos a los esperados, lo que podría generar incentivos para retrasar/posponer inversiones de mediano plazo que benefician directamente al cliente final (ej., inversiones mejorar la calidad de suministro)», se explica.

De acuerdo con el análisis, «esta situación podría afectar aún más a distribuidoras de menor tamaño (cooperativas), que al tener menor acceso al mercado de capitales dependen aún más de los cobros mensuales».

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Alejandro Navarro Espinosa presentó el Libro Blanco sobre el fortalecimiento del marco institucional de Perú

En el marco de la elaboración del Libro Blanco, que tiene como principal objetivo la modernización del sistema eléctrico peruano, nuestro Director, Alejandro Navarro Espinosa, presentó el día 5 de mayo a la Comisión Multisectorial de Reforma del Subsector de Electricidad de Perú, las principales conclusiones del estudio referente al Eje Temático 1: Fortalecimiento del marco institucional.

La elaboración del Libro Blanco fue dividida en distintos Ejes Temáticos, y cuenta con la participación de connotados académicos internacionales tales como Frank Wolak, Tomás Gómez, Alberto Pototschnig, Ignacio Pérez-Arriaga, Peter Cramton y Carlos Battle.  

El análisis del Eje Temático 1, encabezado por nuestros directores Alejando Navarro Espinosa y Hugh Rudnick Van de Wyngard tiene como objetivo identificar las acciones que busquen adecuar la institucionalidad peruana para la transición hacia un nuevo marco regulatorio del sector eléctrico. Alejandro Navaro Espinosa y Hugh Rudnick contaron con el apoyo del equipo de Systep y profesionales de la consultora peruana Sidec. Se espera que la entrega del informe final se realice a finales del presente mes.

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Renovables desplazarán por primera vez al carbón como principal fuente de energía a partir de este año

Fuente: Pulso

Proyección del Coordinador Eléctrico supone que se cumpla con el plan de instalación de 2.450 MW de solar, más otros 1.540 MW de eólica. Así, la suma de estos energéticos, las hidro ERNC, la geotermia y otros, superarán el aporte del carbón.

El carbón como fuente de generación eléctrica en Chile tiene fecha de vencimiento. Y mientras eso llega, son las energías renovables las que están tomando la posta.

Tanto así que a partir de este año se espera que el aporte de las fuentes renovables no convencionales -es decir, eólica, solar, geotermia, hidro ERNC y bio ERNC- supere al del carbón, que a pesar del retiro de varias unidades debido al plan de descarbonización, mantiene un aporte superior al 30% de la matriz.

Esto, según datos del Coordinador Eléctrico, organismo encargado del despacho de las centrales eléctricas y de, como lo dice su nombre, coordinar la operación del sistema. Según la proyección 2021 de este organismo, el aporte de las unidades ya nombradas, agrupadas como ERNC, alcanzará el 35,5% del sistema, versus el carbón que aportará el 31,6%.

Esto, siempre y cuando se cumplan los compromisos de instalación de nuevas nunidades eólicas y solares por casi 4.000 MW anunciadas para este año, de las cuales 2.450 MW son solares y 1.540 MW eólicos.

Por tecnología, la generación solar -principalmente fotovoltaica, pero también termosolar, de la que ya se inauguró una central en el país, que a la vez es la primera de su tipo en Sudamérica- será la de mayor aporte de entre las ERNC, llegando al 17,7% de participación en el sistema, con una generación anual esperada de 13.880 GWh. Esto la instala en el tercer lugar como fuente individual de producción eléctrica, por debajo del ya mencionado carbón y también de la hidroelectricidad convencional, que si bien es considerada energía renovable, no es reconocida en Chile como ERNC.

El aporte de estas centrales hidro convencionales, entre las que se cuentan embalses de mayor tamaño, como Ralco, Pangue o Angostura, alcanzará este año el 24,4% del total del sistema.
Le sigue la producción eólica, que este año explicará el 11% del total de generación de electricidad, con 8.670 GWh esperados, en cuarto lugar y superando al gas natural, que alcanzará el 7,2%.

Estos importantes cambios se explican, principalmente, por la mayor competitividad que han alcanzado las fuentes renovables en relación a sus competidores. De hecho, las principales generadoras eléctricas del país como Colbún, Enel, AES Andes o Engie se han volcado a desarrollar nuevas iniciativas eólicas y solares y en el horizonte, con la excepción de Alto Maipo, en su última fase de construcción, no se vislumbran nuevas iniciativas convencionales como a gas, carbón o grandes hidroeléctricas.
Nueva capacidad

Este mayor aporte ERNC se sustenta en la entrada de nuevas centrales. De acuerdo con el informe de abril de la consultora Systep, en los siguientes 12 meses se espera la entrada en operación de 5.939 MW de nueva capacidad, de los cuales 3.027 MW son solares, 1.779 MW son eólicos, 28 MW son geotérmicos, 563 MW hidráulicos y 541 MW térmicos. Por contrapartida, se considera el retiro de Ventanas II, de AES Andes -es AES Gener- para julio 2021, equivalente a 193,5 MW.

De hecho, ya en marzo de 2021 había un total de 142 proyectos ERNC declarados en construcción, con entrada en operaciones hasta febrero de 2023. A esto se suma que en ese mes el Servicio de Evaluación Ambiental dio inicio a la tramitación de 47 nuevas iniciativas, que equivalen a 2.903 MW adicionales a los declarados en construcción, con una inversión asociada de 4.395,8 MW. Además, se otorgó la RCA a iniciativas que suman otros 785 MW, equivalentes a 829,7 MW.

“Nos parece muy positivo que la penetración de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) esté resultando sostenidamente superior a los objetivos que se planteaban en la discusión de la ley. En ese entonces se pensaba en una meta de 20% al año 2025 y particularmente 13,5% al 2021. Esto sin duda confirma que el objetivo de descarbonización al 2040 puede lograrse, considerando que más del 90% de los nuevos proyectos de generación ingresados en el Servicio de Evaluación Ambiental corresponden a proyectos fotovoltaicos y eólicos, y una generación total de ERNC de 22,2% en el año 2020?, destaca Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

Horas punta: Systep plantea posibilidad de estudiar cambios en los periodos de medición

Fuente: Revista Electricidad

Reporte mensual de la consultora sostiene que esto se puede dar, aprovechando que actualmente está en desarrollo «el estudio tarifario para definir las tarifas de distribución por los próximos cuatro años (2020-2024)».

La posibilidad de estudiar cambios en los periodos de medición en la definición de las tarifas de distribución para los próximos cuatro años, planteó Systep Ingeniería en su reporte mensual, donde se abordó la suspensión de horas punta para este año, debido a las condiciones impuestas por la pandemia de Covid-19.

Según la consultora, si bien el control de horas de punta «pareciera ser una medida efectiva, ya que en los momentos en que se aplica se aligera la demanda del sistema de distribución, se debe considerar que existe una diferencia entre los horarios en que se mide la demanda de punta para los clientes regulados y la demanda de punta del sistema de generación».

Por ello se analizó las 52 horas de mayor demanda en el subsistema centro-norte del Sistema Eléctrico Nacional del año pasado, donde «se observa que todas las demandas máximas ocurren en meses fuera del periodo definido como horas de punta, concentrándose mayormente en el primer trimestre del año. Esto último se explica principalmente por el efecto cuarentena, ya que la tendencia histórica indica que las demandas de punta, para este Subsistema, se concentran en el último trimestre».

Por su parte, en el subsistema sur, las demandas de punta de 2020 se tienden a dar en los meses con horas de
punta, pero fuera del horario de punta. «Este comportamiento genera una distorsión entre los retiros de clientes regulados y clientes libres. En el pasado, la CNE ya ha propuesto homologar las horas en que se determina la demanda punta del sistema y la demanda de cada cliente», señala el análisis.

De acuerdo con Systep, la existencia de pagos por potencia y periodos de medición de potencia de punta tiene como objeto «racionalizar el consumo mediante señales económicas, a fin de evitar problemas de capacidad de generación o de infraestructura de transmisión y distribución por una concentración excesiva de demanda en un solo periodo del sistema».

«En este contexto, el cambio del periodo de medición de las horas de punta para aliviar económicamente a los clientes, si bien al ser puntual no tiene mayor impacto en la planificación de las redes en el largo plazo, sí tiene impacto en la recaudación de las distribuidoras por cuanto la estructura tarifaria con la cual están definidas las
tarifas considera un periodo de punta de seis meses», se afirma.

Ante esta situación, la consultora sostiene la necesidad de abordar este tema, aprovechando que actualmente se encuentra en desarrollo el estudio tarifario para definir las tarifas de distribución por los próximos cuatro años
(2020-2024), «por lo cual es una buena oportunidad para discutir cambios en los periodos de medición, ya sea homologándolos a los utilizados en generación, reduciéndolos a los periodos de dos meses que se han utilizado en los años 2020 y 2021, o proponiendo alguno diferente».

Se concluye que el objetivo de esto es «entregar una señal económica estable tanto para que los clientes regulados comerciales e industriales puedan gestionar mejor su demanda, como para que los distribuidores no vean modificada su recaudación ante decisiones de cambio del periodo de punta por situaciones coyunturales».

ElecGas 2020: Plantean la importancia de una regulación descentralizada en medición inteligente

Este fue uno de los aspectos del módulo “La nueva cara de la distribución”, realizado en la primera jornada de ElecGas 2020.

Fuente: Revista Electricidad – 3 de diciembre de 2020

Avanzar en decisiones regulatorias descentralizadas en el sector eléctrico, considerando las nuevas condiciones que pone la transición energética, especialmente en el segmento de la distribución, fue un aspecto concordado por los participantes del tercer módulo de ElecGas 2020 “La nueva cara de la distribución”, donde se analizó este principio en lo que respecta al futuro de la medición inteligente a nivel residencial

Este tema fue puesto en la discusión por la moderadora del panel, Rosa Serrano, researcher PHD Student de la Universidad de Manchester, quien resaltó la importancia de los medidores inteligentes para la digitalización de las redes, por lo que planteó cómo se puede avanzar en la implementación de esta tecnología.

Descentralización

Javier Bustos, director de Estudios y Regulación de Empresas Eléctricas A.G. sostuvo que en el sector habrá una coincidencia para avanzar en redes inteligentes, lo que implicará el reconocimiento de” diseños regulatorios que consideren la toma de decisiones descentralizadas”, agregando que será necesario un esfuerzo público-privado.

“Esto es algo que no necesariamente va a tener que venir impuesto por una regulación ni por un proyecto piloto de algún privado, sino que va a tener que ser una estrategia conjunta en la cual se pueda avanzar, implicando dimensiones educacionales e informativas”, afirmó.

A su juicio, “la decisión regulatoria debe ser mucho más descentralizada de lo que tenemos hoy día, porque el modelo centralizado en generación, transmisión y distribución es justamente el que se está dejando de lado con las mega tendencias de la transición energética”.

Martín Osorio, jefe del Departamento de Regulación Económica de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indicó que el esquema descentralizado en la toma de decisiones está contemplado en el proyecto de recursos distribuidos de la Ley Larga de Distribución, especialmente con la incorporación de los Medios Energéticos Distribuidos, lo que se suma a la introducción de otros actores que pueden proveer nuevos beneficios, junto al comercializador, “permitiendo nuevas categorías de servicios y estructuras de tarificación, lo que permitirá aprovechar los beneficios de la medición inteligente”.

Y agregó: “Tal como aparece en la Norma Técnica está el diseño voluntario y descentralizado para la incorporación paulatina de este tipo de tecnología en los medidores de las casas”.

Alejando Navarro, director de Systep y profesor de Sistemas de Distribución y Redes Inteligentes de la Universidad de Chile, coincidió con este tema, señalando también la necesidad de contar con la observabilidad de la red, para conocer el estado de las redes para las distintas tecnologías y productos que vayan apareciendo.

“Hoy día todas las redes son distintas en los territorios, donde la densidad de clientes de Enel es de 100 clientes por kilómetro, mientras que en el sector de cooperativas es de 5,9 clientes, por lo que en un modelo descentralizado debiesen ser las mismas distribuidoras, conversando con la comunidad y la autoridad, las que faciliten esta opción de los medidores inteligentes, en función de las necesidades de cada una de las localidades”.