GPM AG: «SE ESTÁ UTILIZANDO UNA HERRAMIENTA INADECUADA PARA LA DESCARBONIZACIÓN»

El sábado 26 de diciembre se hizo oficial el nuevo Estado de Reserva Estratégica (ERE), una condición bajo la cual se pueden acoger algunas plantas generadoras eléctricas a carbón que salen del sistema, pero quedan disponibles solo para emergencias, por lo cual acceden a una fracción del pago que recibirían de estar disponibles completamente.
La fórmula, que se dio a conocer cuando el gobierno llegó a acuerdo con distintas generadoras para acelerar la descarbonización, está generando ruido en algunas empresas y gremios, que lo ven como un incentivo que desnivela la cancha y transgreden principios que se han aplicado en el sistema, como la neutralidad tecnológica.
Así al menos lo ven en GPM, un gremio de pequeños y medianos generadores eléctricos, que reúne a 18 compañías por más de 3.500 MW de capacidad. Danilo Zurita, director ejecutivo de la organización, adelanta que están definiendo qué estrategia seguir respecto a este tema.

– ¿Cómo están viendo la descarbonización y el mecanismo que se creó para acelerarla?
– Es importante recalcar que estamos totalmente convencidos de que el proceso de descarbonización tiene que llevarse a cabo con la rapidez necesaria y de manera efectiva para cumplir los objetivos de política pública, sin afectar la seguridad y calidad de servicio y la economía de abastecimiento.
Sin embargo, estamos contra la forma en la cual se está llevando el proceso al utilizar un mecanismo de pago de suficiencia, que es la herramienta que tiene el sistema para abastecer a la demanda en cualquier momento. Se está utilizando dicho concepto para pagar unidades que, técnicamente, están indisponibles, que están en un proceso de hibernación y que pueden ser llamadas al despacho con un plazo mínimo de 60 días, lo cual no sirve y, por lo tanto, no está disponible para la contingencia diaria del consumo del país.
Se está utilizando una herramienta inadecuada para lograr un objetivo que estamos a favor.

– ¿Por qué? ¿Creen que no se utilizarán?
– Si, en varios ejercicios que ha hecho el Coordinador Eléctrico y nosotros, con la salida de estas centrales, no va a haber problemas de suficiencia de aquí al año 2025, a menos que haya una catástrofe muy pesada, como un terremoto.

– ¿Pero no sería razonable mantener el incentivo para un caso como ese, que es probable en el país?
– Claro, pero es que ya existe el incentivo (potencia de suficiencia) a través de un pago para centrales que estén disponibles para cualquier efecto de la operación en el mediano-largo plazo.

– ¿Plantearon esto al ministerio?
– Participamos en todas las instancias públicas que se establecieron para esto, pero nuestras observaciones y comentarios no fueron recogidos.

– ¿El pago que se establece, genera una merma en otras empresas?
– Hay efectos, pero no creo que sea lo más importante. Sí, la demanda va a estar pagando por un servicio que no se presta y, los que efectivamente lo prestan van a recibir menos. Pero el problema de fondo es que si uno comienza a tergiversar los elementos de política pública que tenemos hoy día, qué nos queda para el futuro.
La política pública es la descarbonización. El problema es cómo se lleva a cabo y cómo se implementa, y nosotros creemos que hay otras formas de implementarla.

– ¿A juicio de ustedes no debería existir este pago para las centrales que se acojan al ERE?
– Hay otros mecanismos. Otros países han hecho derechamente una indemnización por la afectación, pero también hay herramientas de mercado, como sería una buena utilización de impuestos a las emisiones que sea disuasivo.

– ¿Cómo gremio, están evaluando alguna vía para impugnar este reglamento?
-Legalmente hay tres caminos, por ejemplo ir a la Corte de Apelaciones o al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC). Nosotros estamos evaluando alternativas, porque creemos que se debe modificar o ajustar algunas de las disposiciones que el reglamento de suficiencia contiene y que estamos en desacuerdo, como lo hemos planteado públicamente y de forma privada.

– ¿Tienen un plazo para definirlo?
– Los plazos son acotados dada la naturaleza de los recursos, por lo que tenemos que definir nuestras acciones a la brevedad posible.

https://www.df.cl/noticias/empresas/energia/gremio-de-pequenos-y-medianos-generadores-gpm-se-esta-utilizando-una/2021-01-07/205629.html

CARTA GPM AG EN DIARIO FINANCIERO «ESTADO DE RESERVA ESTRATÉGICA Y DESCARBONIZACIÓN»

ERE y descarbonización

Señora Directora:

Como parte del proceso de retiro o reconversión de centrales a carbón, con la meta de retiro total al año 2040, y la finalidad de resguardar la seguridad y eficiencia del sistema eléctrico, el Ministerio de Energía está promoviendo la incorporación a la regulación del sector el “Estado de Reserva Estratégica” para unidades generadoras que comiencen su retiro del sistema”.

Leer más

ENERGÍA LATINA ADQUIERE LA TOTALIDAD DE ACCIONES DE LA SOCIEDAD TENO SOLAR

En un hecho esencial, la empresa comunicó a la CMF que este es el inicio de inversiones para la generación de energías renovables.

Leer más

ELECGAS 2020: COSTOS POR NUEVO RÉGIMEN DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS SE ELEVAN HASTA $12.000 MILLONES AL MES

En el marco del segundo módulo sobre flexibilidad en el sector eléctrico, se abordó este tema, señalándose que a inicios de año los costos eran de $1.200 millones al mes en el mercado de estos servicios, por lo que el gremio de los clientes libres señala que “no han visto beneficios”.

(Fuente: Revista Electricidad) Este año comenzó el nuevo régimen de Servicios Complementarios en el sector eléctrico, el cual no ha tenido una evaluación positiva desde el mundo de los clientes libres del sistema, desde donde se ha advertido una creciente alza en los costos de este sector, como quedó graficado en la XIX versión del Encuentro Energético ElecGas 2020donde uno de sus módulos temáticos abordó la flexibilidad.

Este tema fue planteado por Francesca Milani, presidenta del Directorio de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor), quien se refirió a este incremento, lo que también fue mencionado por el consultor de Inodú, Jorge Moreno, quien detalló que el aumento de costos  pasó de $1.200 millones al mes, al inicio del año, para llegar a un rango de $9.000 a $12.000 millones al mes.

El especialista destacó la importancia que tiene el mercado de estos servicios, para “establecer la flexibilidad en el balance del sistema y para que este funcione”.

Análisis

En su análisis, Moreno afirmó: “En lo que pasó este año creo que se cometieron varios errores, tratando de implementar un sistema híbrido de ofertas/costos auditados, no teniendo capacidades de gestión para el mercado de ofertas, sino que se tuvo capacidad de gestión para el mercado de costos auditados, y eso llevó a que no entendiéramos bien cuáles son las condiciones de competencia que hay en el mercado y, producto de eso, los costos aumentaron”.

“Si uno mira los mínimos técnicos, más la seguridad de suministro, más los servicios complementarios, este año, en enero eran del orden de $4.000 millones al mes, terminando siendo progresivamente más altos, llegando a un rango de $12.000-$16.000 millones. Si uno aísla solamente a los Servicios Complementarios, en enero eran $1.200 millones al mes y después terminaron siendo de $9.000 a $12.000 millones al mes”, agregó.

A su juicio, el pago de los Servicios Complementarios está diseñado para cubrir el costo de dar reserva y no necesariamente de desarrollar nueva infraestructura y, en ese contexto, es donde se hacen bastantes importantes las señales de suficiencia”.

Acenor

Francesca Milani confirmó que este incremento de costos es una discusión importante dentro de la estrategia de flexibilidad, planteando la necesidad de que se profundicen medidas desde el punto de vista de los clientes libres, “que son el motor de desarrollo del país, por lo que requerimos que el sistema opere al mínimo costo”.

La ejecutiva afirmó que el sector que representa no ha visto beneficios con el nuevo régimen de Servicios Complementarios, “básicamente porque vemos que el sistema eléctrico sigue siendo el mismo y el único cambio que sí hemos visto es en la cuenta, en que finalmente estamos pagando más por lo mismo, desde el punto de vista de los costos”.

“Quisiéramos ver mejoras en el corto y largo plazo, donde las primeras están siendo trabajadas por la CNE y, desde un punto de vista de largo plazo, hicimos una presentación en la mesa del reglamento de potencia, donde planteamos un mercado Day Ahead, con despacho vinculante, lo que podría ser un palanca para bajar los costos del sistema”, explicó.

GPM

En el módulo también participó Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., gremio que representa a los pequeños y medianos generadores, quien sostuvo la necesidad de que en la estrategia de flexibilidad se den a conocer los detalles de cuál será la metodología de aplicación de la suficiencia.

Para el ejecutivo también es relevante avanzar en cambios más profundos “a los mercados que hoy día tenemos, por lo que debemos sentarnos como sector, de manera paralela a este proceso (estrategia de flexibilidad) para ver si los grandes principios que hoy día tenemos son los adecuados para afrontar las realidades que vamos a tener a futuro”.

Ministerio

Francisco Martínez, jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía, indicó que este jueves 3 se entregarán propuestas específicas en la mesa de trabajo que estudia cambios al reglamento de potencia, explicando que la idea es cómo incluir el atributo de flexibilidad en esta materia, con el objetivo de entregar una señal eficiente a los actores que van a tomar decisiones de inversión en el sector

A su juicio, el mayor desafío en la implementación de la Estrategia de Flexibilidad es avanzar en las mejoras operativas de corto plazo, “porque son las que vamos a ver con resultados más cercanos”.

(Fuente: Revista Electricidad)

CNE ESPERA QUE EN DICIEMBRE ESTÉN LISTOS LOS CAMBIOS A LAS SUBASTAS DE SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

(Fuente: Revista Electricidad) Así lo señaló el secretario ejecutivo del organismo regulador, José Venegas, durante el conversatorio “Perspectivas de la regulación eléctrica”, organizado por WEC Chile.

Leer más

PEQUEÑOS Y MEDIANOS GENERADORES ADVIERTEN QUE CIERRE ACELERADO DE CARBONERAS DEJARÍA AL SISTEMA «SIN ENERGÍA BASE»

Danilo Zurita, director ejecutivo de GPM-A.G., comenta a ELECTRICIDAD que el proyecto sobre este tema “dejará en una situación estrecha a la oferta de energía, y por ende tendrá repercusiones en la seguridad de servicio y en los costos de operación”.

Leer más