Nex Prensa Escrita
Pais:   Chile
Fecha:   2020-01-27
Tipo:   Prensa Escrita
Página(s):   8
Sección:   Empresas
Centimetraje:   30x21
AUTORIDAD SOCIALIZÓ UN BORRADOR CON GREMIOS Y AHORA ANALIZA SUGERENCIAS PARA DOCUMENTO FINAL
Gobierno propone estrategia de flexibilidad para el sistema eléctrico con 12 medidas en ejes claves
El Diario Financiero
Actores del sector valoran propuesta inicial que emanó tras comité asesor, aunque creen necesario el revisar cronograma de trabajo.
A casi cinco meses de que el Ministerio de Energía decidiera dar un giro en torno a la flexibilidad del sistema eléctrico anunciando que, más que un proyecto de ley sobre el tema -como fue el plan inicial del gobierno-, se debía pensar en una estrategia más general que pudiese gestionar los distintos recursos manteniendo un balance entre generación y demanda en todo momento, ahora el trabajo de la autoridad comienza a tomar forma. Bajo el diagnóstico de que los sistemas eléctricos de potencia están viviendo una transformación derivada de un conjunto de tendencias, como el aumento en la participación de fuentes de generación renovable variable, en diciembre del año pasado el gobierno concluyó un borrador de la denominada "Estrategia de flexibilidad".

El objetivo es definir las acciones para disponer de las señales de mercado y de los procesos que permitan el desarrollo y la utilización de la capacidad flexible requerida en el sistema. El documento, que recoge el trabajo del comité asesor convocado por el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, en agosto del año pasado y las reuniones con diversos actores del sector, divide la estrategia en tres ejes de trabajo con al menos 12 propuestas. Y, además, sugiere un cronograma para cumplir sus lineamientos. El primer eje aborda el diseño de mercado para el desarrollo de un sistema flexible, cuyo objetivo es perfeccionar señales de mercado orientadas a contar con la capacidad de entregar la flexibilidad necesaria en el sistema eléctrico.

En este punto se considera perfeccionar el mecanismo de remuneración de suficiencia (fortaleza para abastecer la demanda), establecer señales de mercado de largo plazo que permitan incentivar inversión que aumente la flexibilidad, contar con capacidad de inercia en el sistema eléctrico a futuro; y el monitoreo y evaluación continua del mercado de servicios complementarios. Como segundo pilar, trata el marco regulatorio para los sistemas de almacenamiento para habilitar la participación de éstos en el mercado eléctrico, fijando cuatro medidas. Se planea implementar un sistema de remuneración por potencia para los sistemas de almacenamiento, mejoras en los procedimientos para determinar tanto las inyecciones como los retiros de estos, e incorporar sistemas de almacenamiento en planificación de la transmisión. Además, en esta materia se considera, por ejemplo, habilitar la creación de proyectos pilotos para probar nuevos conceptos y prestaciones en los sistemas de almacenamiento, así como en otras tecnologías que requieran condiciones especiales respecto a lo establecido en la regulación.

Cambios a la ley

Mientras, como tercer eje, la atención está puesta en la operación flexible del sistema para incorporar esquemas y mecanismos que posibiliten la programación y la operación con mayores niveles de precisión. Se contempla el perfeccionamiento del cálculo del costo marginal de suministro, del proceso de programación de la operación, de la operación en tiempo real; y el tratamiento de desvíos de generación y demanda.

En el escrito se detalla el mecanismo elegido y el cronograma previsto para que se materialicen estas acciones. Según la propuesta, para ejecutar estas medidas se deberían realizar diversas acciones que podrían implicar modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) y/o nuevos Reglamentos de Potencia y/o de la Norma Técnica de Potencia. Así, cinco de las 12 medidas requerirían una modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), aunque también implican ajustes en otros escritos. Por ejemplo, perfeccionar el mecanismo de remuneración de suficiencia y habilitar los sistemas de almacenamiento para que estos sean remunerados, involucra ajustes a la Ley.

Asimismo, se plantea que lo que requiere modificación legal se pueda ingresar en dos meses, mientras que otros ajustes reglamentarios y de Norma Técnica se realicen durante un período de tres años. De esta forma, la "Estrategia de flexibilidad" está entrando en sus etapas finales. Esto, porque el documento fue socializado con los gremios del sector y hasta el lo de enero enviaron sus comentarios a la cartera liderada por Jobet. Ahora, el Ministerio de Energía está analizándolas para la versión definitiva.

Recuadro
Acera: "Cronograma parece ser muy optimista en los plazos"

La propuesta del Gobierno tuvo acogida en la industria. El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, señala que las principales observaciones fueron en la línea de proponer que se aborden con mayor detalle y especificación las medidas sugeridas en la estrategia, de forma que permitan evaluar con más precisión su posible implementación y efectos.

"Planteamos también la necesidad de crear un nuevo mercado con incentivos para la entrega del servicio de flexibilidad al sistema, de tal manera que los agentes provean este servicio adecuadamente", indica. Junto con afirmar que no ve aspectos negativos en la propuesta, el director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, indica que "tal vez algo que hay que revisar es el cronograma de trabajo que prevé el ministerio, el cual parece ser muy optimista en sus plazos". Según explica, "la implementación de medidas de flexibilidad en el sistema eléctrico es importante, pero creemos que no se requiere tener implementada una estrategia completa a mediados de 2022, como lo plantea el gobierno".

Sobre la propuesta del Ejecutivo, el académico de la Usach, Humberto Verdejo, explica que el primer desafío que debe abordar esta propuesta es quién debe asumir los costos de inversión en tecnología asociados para reducir la incertidumbre durante la operación del sistema. "No debiese ser de responsabilidad del usuario final (cliente) asumir los costos de inversión de las soluciones tecnológicas que pudiesen ser implementadas, dado que dicha incertidumbre se produce en las fuentes de generación", dice.


32% PODRÍA SER LA PARTICIPACIÓN DE LAS ERNC EN 2030, DADOS LOS PROYECTOS QUE SE CONSTRUIRÍAN POR LAS ÚLTIMAS LICITACIONES.

US$ 10 mil millones DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DE RENOVABLES ESTÁN EN DESARROLLO.
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KAREN PEÑA-