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COVID-19 y la regulación eléctrica nacional: suficiencia y horas de punta

"Podemos afirmar que nuestra normativa eléctrica contempla la utilización de las horas de punta con propósitos distintos. A tal efecto, se emplean en el mercado de la generación para la determinación de los balances de transferencias de potencia de cada sistema o subsistema, como también, en la demanda para proporcionar señales de precio a los clientes regulados en horas que se presenten las demandas máximas. Lo anterior, debido a la metodología adoptada por la actual normativa, trae como consecuencia, entre otros aspectos, que lo que en definitiva el cliente regulado pague por concepto de demanda de punta no -necesariamente- coincida con su demanda efectiva en aquellas horas en que se producen las demandas máximas anuales del sistema".

Por Daniel Gutiérrez Rivera *

En el contexto de COVID-19 y con ocasión de la medida adoptada recientemente por el gobierno de excluir de manera excepcional la medición de horas de punta durante los meses de abril y mayo del año en curso1Decreto número 2T, de 2020.- Fija precios de nudo para suministros de electricidad. Publicado en el Diario Oficial el 7 de abril de 2020., examinaremos algunos pasajes de nuestra normativa eléctrica. En ese sentido, analizaremos el tratamiento regulatorio de los conceptos relativos a la suficiencia, potencia, demanda de punta y horas de punta, como también comentaremos, brevemente, propuestas de mejoramiento normativo en el marco de la próxima reforma sobre flexibilidad del sistema eléctrico.

La Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) establece que Coordinador Eléctrico (Coordinador) es el encargado de la coordinación del mercado eléctrico y de la determinación de las transferencias resultantes de los balances económicos de potencia, entre empresas sujetas a su coordinación2 Arts. 162 y 72-3 LGSE.. En esa línea, se establece que las transferencias de potencia entre empresas generadoras que operen en sincronismo en el sistema eléctrico y que resulten de la coordinación de la operación, serán valorizadas al precio de nudo de potencia, conforme lo establece la ley3 Art. 149 inciso 3° LGSE..

Daniel Gutiérrez

De esa manera, la LGSE dispone que los precios a nivel de generación-transporte se denominarán precios de nudo y se definirán para todas las subestaciones desde las cuales se efectúe el suministro, indicándose que los precios de nudo tendrán como componente el precio de la potencia de punta. Asimismo, se establece que los precios de nudo -de corto plazo- se calcularán, entre otros aspectos, sobre la base de una previsión de demandas de potencia de punta para los siguientes diez años. A este respecto, la LGSE define a la potencia de punta como la potencia máxima en la curva de carga anual4 Art. 225 letra d) LGSE.. A su vez, la LGSE establece que las transferencias de potencia deberán realizarse en función de la capacidad de generación compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta existentes. Igualmente, se define a la suficiencia como un atributo del sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer a la demanda5 Art. 225 letra s).

Por su parte, el reglamento de transferencia de potencia entre empresas generadoras (DS N° 62), establece que las transferencias de potencia se determinarán a partir de la capacidad de generación compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta existentes, que se asignen a cada generador. A tal efecto, el DS N° 62 define a la suficiencia de potencia como la capacidad de un sistema para abastecer la demanda de punta. Para lo anterior, complementa la normativa, se considera para cada unidad generadora una oferta de potencia confiable en función de la incertidumbre asociada al insumo, la inactividad forzada de las unidades, y la indisponibilidad de las instalaciones de conexión. La norma agrega que esto que se expresa como una probabilidad y es igual a uno menos LOLPdm (loss of load probability), definiéndose lo último como la probabilidad de pérdida de carga para la demanda de punta del sistema o subsistema. En esa línea, se define a la demanda de punta como la demanda promedio de las 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema, o en otras palabras, como el promedio de las 52 horas del año con mayor demanda de potencia de un sistema o subsistema.

Con respecto a las horas punta, la normativa eléctrica las menciona sin definirlas -en distintos espacios- en el reglamento de la LGSE, DS N° 3276 Arts. 115, 119,248 y 300 DS N° 327, Reglamento de la LGSE, 1998.. En tal sentido, y a propósito de la aplicación de tarifas, señala que los clientes que opten por tarifas horarias deberán contratar dicha tarifa a contar del primer mes del período que contenga horas de punta. En la misma línea, y con respecto a las empresas distribuidoras, se establece que a las que se les hayan definido horas de punta, la vigencia del contrato y sus respectivas renovaciones deberán coincidir el primer mes del período que contenga horas de punta. Igualmente, y con respecto a los precios, realiza una referencia a las horas punta a través de otra nomenclatura, refiriéndose a las mismas como aquellas horas de utilización de potencia. En cuanto a la calidad de suministro, y a las suspensiones programadas, el DS N° 327 establece que éstas no se podrán efectuar en horas punta. De esto último, y sólo para los efectos señalados, se puede observar que el legislador consideraría a las horas punta como aquellas horas- de mayor uso- en la que una potencial suspensión de servicio afectaría, sensiblemente, a los clientes finales.

Por otra parte, la denominación de horas punta contenido en el decreto tarifario -Decreto número 2T, publicado el Diario Oficial el 7 de abril 2020 que fija precios de nudo de corto plazo- no dispone una definición propiamente tal de las mismas, sino más bien establece un espacio temporal de las horas de punta, para efectos de la aplicabilidad de tarifas a los clientes regulados. Finalmente a este respecto, y como hemos podido apreciar, la LGSE no define a las horas punta en su texto en forma explícita. Con todo, y tomando como base los conceptos normativos descritos precedentemente, en especial, el de potencia de punta- potencia máxima en la curva de carga anual– y de demanda de punta- demanda promedio de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema– los horas punta corresponderían a esas 52 horas de mayor demanda, pudiendo entenderse como aquellas horas en que se presenta la demanda de punta anual del sistema o subsistema, o bien, como aquellas horas del año en que se presenta la potencia máxima en la curva de carga anual7 Estudio análisis y determinación de horario de punta en el Sistema Eléctrico Nacional ID 610-4-LE18, Consultora Narvik, Diciembre 2018.. 

Según lo analizado precedentemente, podemos afirmar que nuestra normativa eléctrica contempla la utilización de las horas de punta con propósitos distintos. A tal efecto, se emplean en el mercado de la generación para la determinación de los balances de transferencias de potencia de cada sistema o subsistema, como también, en la demanda para proporcionar señales de precio a los clientes regulados en horas que se presenten las demandas máximas. Lo anterior, debido a la metodología adoptada por la actual normativa, trae como consecuencia, entre otros aspectos, que lo que en definitiva el cliente regulado pague por concepto de demanda de punta no -necesariamente- coincida con su demanda efectiva en aquellas horas en que se producen las demandas máximas anuales del sistema. De igual forma, apreciamos que la referida metodología limita el aporte de suficiencia de otras tecnologías variables8La normativa actual permite que e.g empresas solares o eólicas participen de las transferencias de potencia, sin embargo su capacidad total se limita al máximo entre su disponibilidad promedio en las 52 horas punta y su disponibilidad promedio anual. En ese sentido, una empresa solar de 100MW con un factor de planta promedio anual de 30%, nunca se le podría considerar más de 30MW de potencia, independiente de que su generación coincida de manera perfecta con las 52 horas de demanda de punta. Comentario y ejemplo proporcionado por el Profesor Francisco Muñoz, UAI., y no la posibilita con respecto a los sistemas de almacenamiento de energía.

Sobre éste último punto, comentaremos brevemente propuesta relativa al régimen actual de la suficiencia, circunscrita sólo a su metodología y remuneración asociada a la potencia, en base a estudios técnicos sobre la materia9Estudio y propuesta de metodología para reconocimiento de potencia de suficiencia en sistemas eléctricos flexibles- encargado por Acera-, del Centro de Energía, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Universidad de Chile, Julio 2017; y Documento sobre Estrategia de Flexibilidad, proceso y resultado, Ministerio de Energía/Comisión Nacional de Energía, noviembre 2019. Igualmente, del Working Paper “Electricity market design for low-carbon and flexible systems: Room for improvement in Chile”, de los autores Francisco Muñoz, Carlos Suazo, Eduardo Pereira, Rodrigo Moreno.. En ese sentido, según la normativa descrita precedentemente, y en el actual contexto operacional del sistema eléctrico -de una alta penetración de energía variable-, no sería sostenible en el largo plazo mantener el supuesto normativo de que las 52 horas de mayor demanda corresponderían al requerimiento de suficiencia del sistema. Lo anterior debido a que la señal que se entrega a la demanda -en cuanto a la reducción de consumo en determinadas horas- ya no es necesariamente eficiente, pudiendo incluso provocar mayores requerimientos operacionales al sistema, traduciéndose esto último en un mayor costo para los clientes y una menor seguridad para el sistema eléctrico. 

Por tales motivos, se ha propuesto perfeccionar metodologías para la determinación del reconocimiento de la suficiencia que aportan las distintas tecnologías, incluyendo aquellas con capacidad de almacenamiento. Con dicho propósito, nos parece acertado incorporar en el mecanismo de pago de suficiencia, también, requerimientos de flexibilidad. Para lo anterior, se transitaría de la componente actual de pago por suficiencia hacia un pago compuesto por dos componentes; una de suficiencia y otra de flexibilidad. En esa misma línea, y en el caso del almacenamiento de energía, se propone habilitarlo legalmente en los balances de potencia del Coordinador-72-3 LGSE-, con el objeto de que participe en las transferencias económicas respectivas, para de esa forma, obtener remuneraciones por el pago de la-nueva- componente de flexibilidad. Lo anterior, implicaría una modificación a la LGSE artículo 225 letra s, artículo 149, DS N° 62 y Norma Técnica respectiva.

Finalmente, y más allá de la pertinencia de los cambios normativos enunciados- en el corto plazo-, habría que reflexionar sobre la conveniencia de mantener los pagos por suficiencia (potencia) y sus metodologías de reconocimiento actuales- en el largo plazo-, tomando en consideración la transición energética de los sistemas eléctricos, los avances tecnológicos, como también, la evolución de nuestra matriz energética nacional.

* Daniel Gutiérrez Rivera es abogado y profesor de Derecho Eléctrico en programas de magíster y diplomado en las universidades Católica, del Desarrollo y de Santiago, además de director ejecutivo de BGS EnergyLaw.

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