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Estos son los 5 hitos regulatorios claves para las ERNC y almacenamiento del 1er trimestre de 2024
- Los cuerpos normativos más relevantes en la caracterización del Sistema Eléctrico Nacional se dan a conocer en este completo documento de ACERA.
Estos son los principales hitos que marcaron el primer trimestre de 2024 en materia de regulación para la transición energética del sector eléctrico nacional, según la evaluación de la Asociación Chile de Energías Renovables y Almacenamiento.
1. Inicio del proceso de Modificación del Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional DS125:
Durante los últimos años, el Sistema Eléctrico Nacional ha enfrentado importantes transformaciones tecnológicas y operacionales debido a los progresivos cambios en los elementos que lo componen, ejemplo de esto es la masiva integración de energías renovables, las cuales, por su naturaleza intermitente, ha ido cambiando el paradigma de operación de los sistema eléctricos. Además de ello, tanto el retiro de centrales de generación a carbón como los largos periodos de sequía han ido restando un atributo importantísimo de los sistemas eléctricos, como es la capacidad de balance de la red ante contingencias de oferta o demanda, entre otros. Lo anterior exige que regulación deba adaptarse a estos nuevos paradigmas a fin de garantizar una adecuada operación del sistema eléctrico.
En este contexto, uno de los cuerpos normativos más relevantes en la caracterización del Sistema Eléctrico Nacional corresponde al Decreto Supremo N°125, que aprueba el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, el cual se encarga de establecer las disposiciones aplicables a la coordinación y operación de dicho sistema, así como las demás materias necesarias para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador Independiente que lo opera. En esta línea, resulta de suma importancia adecuar dicho reglamento al contexto actual y futuro del Sistema Eléctrico Nacional, así como armonizarlo con los objetivos de otros cuerpos normativos como la Ley 21.505, que “promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad”.
Para llevar a cabo esta discusión, el Ministerio de Energía, en colaboración con la Comisión Nacional de Energía y el Coordinador Eléctrico Nacional, se encuentran desarrollando un trabajo participativo relacionado a la elaboración de un nuevo Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional. Para este fin, se han conformado mesas de trabajo con distintos actores del sector eléctrico nacional con el objeto de discutir, analizar y proponer las mejores alternativas para una adecuada regulación en las materias asociadas a dicho reglamento.
El proceso permitirá potenciales modificaciones a distintos tópicos de dicho reglamento, tales como la programación de la operación de corto plazo, el mercado de corto plazo, o el tratamiento que se le dará a la inserción de nuevas tecnologías, y otros temas que esperamos desde ACERA puedan ser reforzados desde su actual concepción, como la gobernanza del coordinador eléctrico y las obligaciones de éste en materia de provisión de información de data de sus procesos y decisiones, entre otros.
2. Modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio: 4 de enero del 2024.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) inició el proceso normativo para la elaboración de la modificación de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.El principal objetivo del proceso es actualizar o incorporar exigencias de seguridad y calidad de suministro, considerando la transición energética del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), frente a un escenario de alta penetración de energías renovables, nuevas tecnologías de gestión temporal de energía y la descarbonización proyectada de la matriz energética. Además, esta modificación busca ajustar y disminuir las redundancias entre el cuerpo principal y los anexos, así como detectar y dar solución a problemas que se han suscitado por la norma vigente.
Cabe recordar que la NTSyCS aplica sobre los Coordinados; el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y los Centros de Control de los Coordinados que operan sus propias instalaciones y coordinan la operación de las de otros Coordinados que no cuentan con un Centro de Control propio. Por ello, esta modificación es muy importante, pues es necesario un amplio análisis de sus contenidos, que actualice y armonice las distintas exigencias con foco en las nuevas tecnologías presentes y proyectadas en nuestra matriz eléctrica y a los nuevos desafíos de gestión y desempeño de un sistema eléctrico cada vez más bajo en emisiones.
Desde ya algunos años se han ido evidenciando nuevas necesidades del sistema en materia de flexibilidad operativa, requerimientos de inercia y nivel de cortocircuito, dada la gran penetración de energías renovables y su conexión mediante IBR (sistemas basados en inversores), desarrollo tecnológico, y gestión ágil frente al notable aumento del número de coordinados del sector.
En efecto, la Agencia Internacional de Energía Renovable (Irena por sus siglas en inglés), publicó en 2022 un documento denominado “Grid Codes for renewables powered systems”, que tiene por objeto señalar los últimos desarrollos y buenas prácticas en el diseño de normativa técnica considerando la alta participación de energías renovables variables en la operación del sistema. Eso es justamente lo que esperamos desde ACERA se recoja en el proceso de actualización de esta norma.
El proyecto debería extenderse en XX meses más y contempla -entre otras actividades- levantar la experiencia acumulada en la aplicación de la NTSyCS actual, tanto del Coordinador Eléctrico Nacional como de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
3. Plan Sectorial de Mitigación y Adaptación al Cambio Climático del Sector Energía.
Chile comprometió alcanzar la neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a más tardar al 2050 en su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC, 2020) y ha quedado establecido por ley a través de la Ley Marco de Cambio Climático (LMCC, N° 21.455 , 2022).
La LMCC tiene también el objetivo de reducir la vulnerabilidad y aumentar la resiliencia a los efectos del Cambio Climático, y dar cumplimiento a los compromisos internacionales asumidos por el Estado de Chile. Para dar cumplimiento a estos ambiciosos objetivos la ley establece Instrumentos de Gestión del Cambio Climático, entre los que se solicitan planes sectoriales de adaptación y mitigación para diferentes autoridades sectoriales, siendo el Ministerio de Energía la autoridad sectorial a cargo de los planes sectoriales de mitigación y adaptación del sector energía.
Durante este primer trimestre, el Ministerio de Energía abrió un proceso de recopilación de antecedentes y/u observaciones que considere relevantes para el proceso de elaboración del Plan de Cambio Climático del Sector Energía. En el sitio web del Ministerio, está publicado el expediente del proceso, al que yo invito a revisar a todos los interesados en el proceso de transformación del sector energético nacional, y así entender el amplio trabajo que este Plan está abordando.
En este expediente podrán revisar, en orden cronológico: antecedentes técnicos, procedimientos internos, y documentos externos recibidos durante la etapa de recepción de antecedentes que permitirán elaborar un diagnóstico inicial y fundamentar el contenido del Plan, en cumplimiento del Artículo N°39 del Reglamento que establece los Procedimientos Asociados a los Instrumentos de Gestión del Cambio Climático, según el Decreto Supremo N° 16 del 2023 del Ministerio del Medio Ambiente.
https://energia.gob.cl/cambioclimatico/expediente
4. Nueva Norma NTCO PMGD:
Con la publicación en el Diario Oficial concluyó el procedimiento de modificación normativa de la Norma Técnica de Conexión y Operación de PMGD en instalaciones de Media Tensión, llevada adelante por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y que incorporó una serie de modificaciones a dicha norma asociada a la regulación de este sector, que actualmente registra más de 2.600 MW de capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional.
El objetivo de los cambio a la normativa es adecuar la norma técnica a las nuevas exigencias establecidas por el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, por lo que se incorporaron disposiciones que buscan mejorar la elaboración de los estudios técnicos, la ejecución de las Obras Adicionales, Ajustes o Adecuaciones, entre otras, para tener una mejor interacción entre los agentes del mercado- Además, se introdujo un capítulo que detalla el procedimiento de controversias establecido en el Reglamento, junto con la incorporación de disposiciones para un adecuado desarrollo de auditorías que pudiera solicitar la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
Una de las materias más relevantes, es el nuevo procedimiento normativo para el tratamiento de las congestiones y la operación de los PMGD, que serán tratadas en el Plan Anual Normativo 2024 de la CNE, debido a que estos aspectos requieren de una discusión amplia con los distintos actores de la industria, por lo que se espera convocar al comité consultivo a que se refiere la Ley General de Servicios Eléctricos en el transcurso del presente año.
La actual modificación normativa incluyó un comité consultivo especial, donde participaron las distintas miradas y roles de los agentes del mercado de PMGD, en que estuvieron desarrolladores, empresas distribuidoras y representantes del Ministerio de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y del Coordinador Eléctrico Nacional. La modificación normativa se encuadra en el Decreto Supremo N°88 del Ministerio de Energía y contempla una serie de modificaciones, entre la cuales se destacan, entre otras:
- Ajuste a los elementos que deben ser incorporados en la Plataforma de Información Pública. 2. Precisiones para desarrollar los estudios técnicos.
- Tratamiento de proyectos de PMGD con sistema de almacenamiento.
- Cuestiones asociadas a los plazos consignados de las OOAA y sus costos.
- Establecer un el proceso de formulación de reclamos por controversias.
- Proceso de auditorías que lleva a cabo la Superintendencia. La modificación normativa en cuestión se encuentra en la etapa de Consulta Pública.
Una vez recogida las observaciones se trabajará en responderlas, en concordancia con lo establecido en el Reglamento para la dictación de Norma Técnicas.
5. Licitaciones para Suministro Energía a Clientes Regulados 2024
Proceso 2023/01 contempla un total de 3.600 GWh a adjudicar en dos bloques, con fecha de presentación de ofertas previsto para el 9 de abril próximo.
En febrero de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la Resolución Exenta N°47, a través de la cual se modificó el volumen de energía que se había contemplado en el año 2023, desde 5.000 GWh/año a 3.600 GWh, repartidos en dos bloques de suministro, por 1.500 GWh y 2.100 GWh, con inicio de suministro en los años 2027 y 2028 respectivamente, y ambos con segmentaciones zonales y horarias.
Los elementos innovadores de esta licitación son:
- Segmentación de licitación en bloques zonales.
- Aumento de la extensión del contrato de suministro a 20 años.
- Posibilidad de traspasar costos sistémicos, donde se incluye la posibilidad de incorporar otros costos sistémicos futuros que puedan aparecer, previa aprobación de la CNE.
- Incentivo directo a medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, conforme al cual se ampliará el universo de proyectos que pueden optar a este beneficio, incluyendo así a proyectos hidráulicos que puedan aportar flexibilidad al sistema. Otro cambio relevante que ha incorporado este proceso es considerar que los proyectos nuevos de almacenamiento deben contemplar al menos 4 horas de duración para acceder al incentivo señalado,
- Aumento en participación requerida en bloques horarios. Las modificaciones implementadas en las bases de la licitación buscan mitigar riesgos que actualmente los oferentes no pueden gestionar (riesgo de desacople y alza de costos sistémicos). Con respecto a los bloques zonales, es fundamental que sigan la misma lógica de los bloques horarios, es decir, que no se restrinjan las ofertas, y que se permita ofertar en uno o más bloques, según sea la preferencia del oferente.
Además, se establece un incentivo para promover para proyectos que permitan gestionar energía, en línea con las disposiciones del PDL que impulsa las energías renovables que actualmente se tramita en el Congreso. Tenemos una consideración sobre el nivel de participación solicitado en bloques horarios . ya que resulta superior al nivel de participación en bloques horarios que se está considerando en el PDL que impulsa las energías renovables (40% al año 2030), que actualmente se tramita en el Congreso. Esto debiera ser corregido para tener metas coherentes.
También se podría evaluar la revisión de la metodología de cálculo de los factores de modulación que permiten referenciar el precio desde el punto de oferta a los distintos puntos de compra, de manera de que exista una mayor correspondencia con los valores que se perciben en las distintas barras del sistema. En la actualidad, el cálculo de estos factores está asociado a la publicación del decreto de PNCP (se requeriría modificación a nivel de Reglamento). Más allá de las medidas incorporadas para mitigar los riesgos a los que están expuestos los oferentes, es fundamental que se revise la metodología con la cual se define el precio techo para la licitación, de forma de internalizar adecuadamente ventajas o riesgos vigentes en el mercado, de manera de tener un pool amplio de ofertas relevantes al momento de realizar la adjudicación de la licitación. Hay también que notar que el nuevo informe determinó disminuciones en los volúmenes de energía para las próximas licitaciones, lo que refleja la menor demanda de energía del sector regulado en relación a sus proyecciones previas.
La electrificación de este segmento y el crecimiento de su demanda no está contribuyendo a la demanda eléctrica como esperado, y debemos atender cuales son las razones de este fenómeno. Para ACERA el diseño y el éxito de las licitaciones de suministro eléctrico regulado, son claves para el proceso de la mayor inserción de ERNC y almacenamiento, pero vemos con preocupación que la demanda eléctrica no está creciendo a las tasas que equivalentes al proceso de expansión de la oferta ERNC.
- Año 2024: De 2100 GWh/año a 2000 GWh/año (inicio en 2029)
- Año 2025: De 900 GWh/año a 800 GWh/año (inicio en 2030)
- Año 2026: De 1500 GWh/año a 1400 GWh/año (inicio en 2031)
El detalle de esta información y el Calendario vigente de la Licitación Suministro Clientes Regulados se puede revisar en el siguiente enlace:
