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Transmisión: solicitudes de acceso abierto aún en tramitación llegan a 98 entre 2017 y 2019

Fuente: Revista Electricidad

Así lo indica el reporte mensual de Systep, donde se destacan los cambios realizados en el reglamento sobre esta materia, a partir de lo cual se espera la «disminución de los prolongados plazos».

Un total de 98 solicitudes de conexión en el régimen de Acceso Abierto aún se encuentran en tramitación desde 2017, según indica el último reporte mensual de Systep Ingeniería, a partir de los datos del Coordinador Eléctrico Nacional, de los cuales 1 viene desde 2017; 11 de 2018, y 86 corresponden a 2019.

El análisis de la consultora indica que para 2019 y 2020, «la capacidad instalada de solicitudes recibidas superó en varias veces la demanda máxima del sistema, lo cual, razonablemente podría llevar a pensar que hay un descalce en relación con las expectativas de desarrollo del sistema o bien algo de especulación por parte de algunos desarrolladores de proyectos. Esto ha llevado al Coordinador a tener respuestas en plazo prolongados y, por consiguiente, un aumento de incertidumbre para los interesados».

Al respecto, Systep destacó el positivo impacto que se espera con el nuevo reglamento sobre acceso abierto, en que se estima plazo de 6 a 11 meses para el proceso de acceso de Sistemas de Servicio Público (SAC) y de 4 a 10 meses para el proceso dedicados (SUCTD).

«Se espera que estas nuevas definiciones permitan la disminución de los prolongados plazos, incertidumbre y sobredemanda que ha observado la aplicación del proceso de acceso abierto bajo la RE N°154», señala el reporte.

Y  se añade la proyección de que «estas nuevas exigencias, plazos y procedimientos establecidos para garantizar el principio del Acceso Abierto sean implementadas de tal manera que permitan efectivamente obtener mejores resultados que las antiguas negociaciones bilaterales entre privados para estas materias».

Mainstream Renewable Power Finalizó Exitosamente Importantes Rondas de Financiamiento para Nuevos Activos Renovables en el Sistema Eléctrico Nacional

La empresa contó con el apoyo de Systep como asesor de mercado de los prestamistas para sus tres portafolios de centrales de generación renovable

(07/07/ 2021) Durante la semana pasada se logró el cierre del financiamiento del último portafolio que está desarrollando Mainstream Renewable Power en el marco de los contratos adjudicados en la licitación 2015/01, siendo parte de la estrategia de desarrollo y crecimiento de la empresa en Chile.

La plataforma eólica y solar Andes Renovables contempla tres portafolios (Cóndor, Huemul y Copihue) una inversión conjunta de más de MMUS$ 1.800 para construir 1.350 MW de capacidad renovable en el país. El monto anterior se divide en diez proyectos renovables, de los cuales 1.000 MW corresponden a parques eólicos (7 proyectos), mientras que 350 MW corresponden a centrales solares fotovoltaicas (3 proyectos). Según lo indicado por Mainstream, se espera que todas las centrales de la plataforma Andes Renovables estén operativas durante el año 2022.

Mainstream Renewable Power contó con los servicios de Systep Ingeniería y Diseños como asesor de mercado del grupo de bancos internacionales que financiaron los tres portafolios de la plataforma Andes Renovables. Los estudios fueron realizados por el Área Inteligencia de Mercado liderada por su gerente Pablo Cerda V., y bajo la dirección del gerente general de Systep, Rodrigo Jiménez B.

Fuente:

[1] Mainstream Renewable Power

Servicios Complementarios: Systep advierte alza en costos en contexto de descarbonización acelerada

Fuente: Revista Electricidad

Reporte mensual de la consultora señala el aumento promedio mensual que se registra en los costos dentro de este mercado, por lo que plantea que el desafío está en evaluar «continuamente» la regulación.

Systep Ingeniería advierte que en un contexto de descarbonización acelerada, como se plantea en el proyecto de ley que está en el Senado, donde se proponer el cese de las centrales a carbón en 2025, se generaría un aumento en los costos marginales que presionarán al alza a los costos de oportunidad de los Servicios Complementarios, los cuales durante el presente año llegan a un promedio de $18 millones al mes, en comparación a los $11 millones que tenían el año pasado.

«Si bien hasta la fecha no se han logrado reducir los pagos totales de estos servicios, gracias a las modificaciones implementadas, se esperaría que al entrar en operación una mayor cantidad de energías renovables bajen los costos marginales del sistema, redundando en un menor costo de oportunidad a ser remunerado, y con ello una posible disminución del costo total a ser pagado por los clientes finales. Sin embargo, en un contexto de descarbonización acelerada, los costos marginales del sistema podrían aumentar, presionando nuevamente al alza los costos de oportunidad de los SSCC», se indica en el reporte mensual de la consultora.

Según el análisis de este mercado, los resultados del nuevo régimen de Servicios Complementarios, en vigencia desde el año pasado, «muestran un crecimiento de los costos pagados por los clientes finales, que se traduce en un mayor reconocimiento de costos directos y de oportunidad para los prestadores de SSCC».

«El esquema de remuneración de los SSCC debe propender a un balance entre el reconocimiento de los costos que enfrentan los prestadores de estos servicios, el objetivo de tener un sistema eléctrico cuya operación sea segura y confiable, y el costo que se le traspasará a los usuarios finales por dichos servicios», señala Systep, por lo que sostiene que el desafío en esta materia es «está en evaluar continuamente la regulación para que esta refleje adecuadamente el equilibrio de los tres objetivos mencionados anteriormente, pensando la posibilidad de aumentar las instancias de revisión del mercado de SSCC a fin de que las medidas correctivas y/o adaptativas se puedan tomar sin necesidad de esperar varios meses para su implementación».

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Producción hidroeléctrica en Chile cae a mínimos históricos ante prolongada sequía

Fuente: La Tercera

En abril, la producción hidroeléctrica representó apenas el 13% del total de la matriz eléctrica, por debajo de las renovables variables (eólica y solar), el gas y, sobre todo, el carbón. Se trata de una cifra históricamente baja y que se explica por la falta de lluvias.

En el Chile de hace 20 o más años, las sequías traían consigo una emergencia eléctrica que, en varios años, terminó en apagones, pues el sistema era altamente dependiente de las grandes centrales de embalse construidas en décadas anteriores y las demás tecnologías no eran capaces de suplir caída en la producción hidroeléctrica.

Pero ninguna de esas sequías se compara con lo que se vive en los últimos diez años. Esto ha llevado que el sistema vaya bajando drasticamente su dependencia del agua como fuente de energía, que en los últimos meses ha anotado el aporte más bajo de su historia.

Así lo muestran datos de la consultora Systep, en base a información proporcionada por el Coordinador Eléctrico, organismo encargado de monitorear la operación del sistema. En abril -mes que antiguamente era conocido por sus lluvias– el aporte hidroeléctrico a la matriz eléctrica sumando centrales de pasada y de embalse, fue de 13%, la cifra más baja observada en décadas y que se explica tanto por la sequía como por señales de precios, pues el costo declarado de la producción hidroeléctrica sube ante la caída de reservas en los embalses, favoreciendo a otras tecnologías como el gas o las renovables variables, es decir, eólica y solar, según explica Ana Lia Rojas, consultora de EnnerConex.

De hecho, en abril la producción de electricidad con gas -que en Chile se obtiene gracias a los envíos desde Argentina y los que arriban a los terminales de regasifación de Mejillones y Quintero- fue la más alta en 12 meses, alcanzando un 25%. La energía solar, en tanto, proporcionó el 11% del total y la eólica, el 7%, dando cuenta también del avance de estas tecnologías en el país.

A esto se suma otro elemento, que fue la mantención en que entraron centrales como Colbún, Pangue y Pehuenche, que se cuentan entre las de mayor tamaño, lo que también fue un factor.

Eso sí, en abril en general la producción de energía en todo el sistema aumentó un 5,4% respecto de abril de 2020, señal también de la recuperación que viene mostrando la actividad económica en el país, considerando lo fuertemente ligada que está la producción eléctrica de la marcha de las demás actividades.

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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