¿Qué modificaciones regulatorias se necesitan para implementar el almacenamiento en Chile?

Desde el Ministerio de Energía explicaron que se harán cambios en reglamento de coordinación de la operación (DC 125), en el de potencia y, posiblemente, en el del Pequeños Medios de Generación Distribuida y net-billing.

Tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile, el Ministerio de Energía del país trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético.

Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, desde el mercado de energía, el de potencia y el de los Pequeños Medios de Generación Distribuida, donde se ven ciertos espacios de mejora.

Ricardo Gálvez, jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, reconoció que la regulación de los sistemas de almacenamiento no parte necesariamente con la ley aprobada recientemente, dado que los mismos ya están definidos desde la Ley de Transmisión N° 20936/2016.

“Lo primero es actualizar ciertos reglamentos y otros asociados a la ley. Pero no será el del almacenamiento, sino que serán modificaciones a otras regulaciones y guías actuales que permiten la implementación de la ley”, sostuvo durante un webinar. 

“Se realizarán cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia para la cual ya se mostró la propuesta de cómo se está implementando la ley de almacenamiento en ese reglamento. Y por supuesto, el de PMGD y net-billing probablemente también tengan modificaciones”, agregó. 

Por otro lado, el especialista adelantó que se evidencian dudas por parte de los inversionistas con respecto a la operación de las tecnologías del storage y, por lo tanto, se requieren mayores certezas y mejores regulaciones con las que se avanzará a lo largo de este año. 

Y entre los temas más críticos que detectaron se destaca la imposibilidad de realizar retiros en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), a la que se ve observa una “restricción” que en su momento sí tenía tenía “cierta justificación”, pero que hoy no habría por qué mantenerla. 

“Por ejemplo, una central eólica que justo un día no cuenta con recurso eólico suficiente para generar, hoy no podría hacer retiros del SEN para cargar ese el almacenamiento, sino que debe esperar que, de alguna forma, llegue el viento de nuevo para generar. Por lo que creemos que ello puede disminuir las posibilidades de operación de las baterías y, por lo tanto, en términos de la evaluación económica, será un problema. Por ende, es necesario modificarla rápidamente”, aseguró Ricardo Gálvez. 

El segundo cambio relevante está asociado a cómo se operan ese tipo de sistemas y los despachan el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), considerando la iteración entre los propietarios y dicha entidad, que podría generar incertezas para los proyectos,

“La idea es poder no considerar el proceso iterativo y que los propietarios de sistemas de almacenamiento directamente informen las horas y montos donde realizarán retiros del sistema y que se despache en función de eso. Y ambos cambios se harán al reglamento de coordinación de la operación”, complementó el especialista durante el webinar.

Mientra que por el lado del reglamento de potencia, se prevé generar un período de tiempo de 10 años en los cuales la remuneración por potencia sea “estable en términos de la capacidad que se reconoce”, como un valor fijo. 

Y según dio a conocer el jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, “sobre 5 horas serán remunerados en 100% respecto de su capacidad de generación en el mercado de potencia”.

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