Artículo segundo. Medidas preventivas aplicables principalmente al segmento de generación:
1. Aceleración de la conexión de proyectos avanzados
a) El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante e indistintamente el "Coordinador", deberá agilizar los tiempos de revisión de los antecedentes remitidos por los titulares de proyectos de generación, de manera tal que disminuyan los tiempos y número de iteraciones asociadas a las observaciones que pueda tener el Coordinador o las empresas involucradas.
b) Respecto de las observaciones, que emita o pueda emitir durante el proceso de conexión de proyectos de generación, el Coordinador deberá distinguir entre aquellas observaciones que guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema de las que no, y postergar estas últimas para una etapa posterior a la energización del proyecto, de manera de acelerar la interconexión y puesta en servicio del mismo.
c) Todo Decreto 87, ENERGÍA
N° 2 i)
D.O. 12.01.2022propietario u operador de unidades de generación que desee conectar dichas unidades al SEN, quedará automáticamente eximido de cumplir con el plazo de aviso de interconexión a que se refiere el artículo 25 del DS Nº 125. Sin perjuicio de lo anterior, deberán cumplirse con las etapas y procedimientos contemplados en el artículo 72º-17 de la ley.
N° 2 i)
D.O. 12.01.2022propietario u operador de unidades de generación que desee conectar dichas unidades al SEN, quedará automáticamente eximido de cumplir con el plazo de aviso de interconexión a que se refiere el artículo 25 del DS Nº 125. Sin perjuicio de lo anterior, deberán cumplirse con las etapas y procedimientos contemplados en el artículo 72º-17 de la ley.
d) El Coordinador podrá habilitar entradas en operación parciales de un proyecto de generación, sin perjuicio de que éste no haya sido presentado de esa manera en las etapas anteriores al proceso de conexión.
2. Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos ("PMGD") y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala
a) Los Decreto 87, ENERGÍA
N° 2 ii)
D.O. 12.01.2022interesados en conectar un PMGD y los propietarios u operadores de los mismos que deseen modificar sus condiciones de conexión y operación, conforme a los términos y condiciones del DS Nº 88, quedarán eximidos de cumplir con los plazos para las comunicaciones reguladas en los artículos 12 y 75, y de lo dispuesto en el párrafo 3 del Capítulo 4 del Título II, todos del mencionado reglamento. Sin perjuicio de lo anterior se deberá cumplir con las etapas y procedimientos regulados en el artículo 72º-17 de la Ley. Las empresas distribuidoras deberán dar las facilidades necesarias para que los proyectos se logren conectar en un plazo que no exceda de 10 días hábiles contado desde que el propietario presente ante la empresa distribuidora la notificación de conexión a la que se refiere el artículo 78 del DS Nº 88. Para estos efectos, el propietario u operador del PMGD y la empresa distribuidora podrán acordar la limitación horaria de sus inyecciones de energía y potencia para entrar en operación con anterioridad a que las obras adicionales, adecuaciones o ajustes estén totalmente ejecutados, cuando corresponda.
N° 2 ii)
D.O. 12.01.2022interesados en conectar un PMGD y los propietarios u operadores de los mismos que deseen modificar sus condiciones de conexión y operación, conforme a los términos y condiciones del DS Nº 88, quedarán eximidos de cumplir con los plazos para las comunicaciones reguladas en los artículos 12 y 75, y de lo dispuesto en el párrafo 3 del Capítulo 4 del Título II, todos del mencionado reglamento. Sin perjuicio de lo anterior se deberá cumplir con las etapas y procedimientos regulados en el artículo 72º-17 de la Ley. Las empresas distribuidoras deberán dar las facilidades necesarias para que los proyectos se logren conectar en un plazo que no exceda de 10 días hábiles contado desde que el propietario presente ante la empresa distribuidora la notificación de conexión a la que se refiere el artículo 78 del DS Nº 88. Para estos efectos, el propietario u operador del PMGD y la empresa distribuidora podrán acordar la limitación horaria de sus inyecciones de energía y potencia para entrar en operación con anterioridad a que las obras adicionales, adecuaciones o ajustes estén totalmente ejecutados, cuando corresponda.
b) Los propietarios, operadores o interesados en conectar un PMGD, que se hayan acogido a lo señalado en el literal anterior, podrán presentar ante la Superintendencia reclamos por controversias con la empresa distribuidora, resultantes de la aplicación del literal precedente, en cuyo caso deberán seguirse los procedimientos establecidos en el Título IV del DS Nº 88.
c) Los medios de generación de pequeña escala que a la fecha del presente decreto se encuentren operando bajo la modalidad de autodespacho, deberán sujetarse a la coordinación de la operación por parte del Coordinador para efectos de ser despachados de acuerdo al orden económico, cuando éste lo requiera, durante todo el periodo de vigencia del presente decreto y con el alcance que el Coordinador estime factible. Tratándose de medios de generación que se encuentren conectados a la red de distribución dicha coordinación deberá informarse a la empresa distribuidora correspondiente.
3. Utilización de energía embalsada
a) Reserva Hídrica: El Coordinador deberá informar periódicamente a la Comisión, a requerimiento de la misma, acerca del estado hidrológico en las cuencas con generación hidroeléctrica de embalse del SEN, a efectos de poder realizar un monitoreo permanente para la potencial necesidad de definir una reserva hídrica en los términos que señalan los artículos 291-11 y siguientes del Reglamento, en caso de que se prevea un déficit de abastecimiento. En tal caso, el Coordinador deberá proponer un monto de reserva hídrica que se sume a la reserva operacional que se señala a continuación.
En Decreto 87, ENERGÍA
N° 3
D.O. 12.01.2022su oportunidad, y si es del caso, el monto de la reserva hídrica se especificará a través de un decreto emitido en conformidad con lo previsto en el artículo 163º de la Ley General de Servicios Eléctricos, y en el artículo 291-11 del decreto supremo Nº 327, de 1997, del Ministerio de Minería, que fija el reglamento de la citada ley.
N° 3
D.O. 12.01.2022su oportunidad, y si es del caso, el monto de la reserva hídrica se especificará a través de un decreto emitido en conformidad con lo previsto en el artículo 163º de la Ley General de Servicios Eléctricos, y en el artículo 291-11 del decreto supremo Nº 327, de 1997, del Ministerio de Minería, que fija el reglamento de la citada ley.
b) Reserva Operacional: De acuerdo a lo señalado en el artículo 36 del DS Nº125, el Coordinador, en la programación de la operación, deberá garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones en un determinado horizonte de tiempo, preservando la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico. Para estos efectos, en el proceso de programación de la operación y durante todo el periodo de vigencia del presente decreto, el Coordinador determinará el nivel de colocación de las energías y reservas y el uso óptimo de las instalaciones, considerando una reserva operacional que permita resguardar la seguridad de suministro y la seguridad de servicio en todo el horizonte de tiempo antes señalado. Adicionalmente, el Coordinador evitará utilizar en la operación normal las reservas de agua disponibles al 13 de agosto de 2021, fecha de emisión del Informe Técnico, y propenderá al menos a mantenerlas, con la finalidad de garantizar entre otros, la seguridad operativa y de abastecimiento del sistema eléctrico.
De acuerdo a lo señalado en el artículo 19 del DS Nº 113, cuando las subastas de los servicios complementarios involucren el recurso de instalaciones cuyo insumo primario corresponda a energías gestionables, como por ejemplo las energías embalsadas, a las que el Coordinador les determine un costo de oportunidad, este último deberá resguardar que no se afecte la disponibilidad del recurso primario para su uso futuro. Adicionalmente, el Coordinador deberá tomar las medidas que considere pertinentes, entre otras, las que puedan restringir la participación de centrales hidráulicas de embalse en las subastas de servicios complementarios, cuando considere que su adjudicación signifique una menor disponibilidad del recurso primario en el futuro y con ello ponga en riesgo la disponibilidad energética en el sistema. Lo anterior, en el marco de la recepción de ofertas, la realización de subastas, la adjudicación y la co-optimización de energías y reservas.
4. Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador
El Coordinador deberá utilizar criterios conservadores en la programación de la operación del sistema eléctrico, a efectos de reducir la probabilidad de déficit energético del SEN.
En este sentido, el Coordinador deberá utilizar una proyección de caudales afluentes para la primera semana de operación, a partir de la fecha de publicación del presente decreto en el Diario Oficial, igual o inferior a los caudales afluentes aprovechables promedio de las últimas dos semanas anteriores a la primera semana de operación señalada anteriormente. Asimismo, para las semanas siguientes y hasta completar dos meses, el Coordinador podrá utilizar una condición hidrológica que refleje la energía afluente del último mes. En todo caso, si el Coordinador contase con antecedentes que permitan respaldar el uso de una proyección de caudales afluentes menor a las señaladas anteriormente, deberá priorizar el uso de estos antecedentes.
5. Optimización del mantenimiento de unidades generadoras
El Coordinador deberá optimizar permanentemente el Programa de Mantenimientos Preventivos Mayores ("PMPM") de las centrales del SEN, con el objetivo de minimizar las situaciones de déficit del sistema. En particular, el Coordinador deberá revisar los antecedentes que respaldan la clasificación de un PMPM como impostergable, y solicitar antecedentes adicionales a los coordinados si lo estima necesario, para clasificar un mantenimiento preventivo como impostergable.
A más tardar, en el tercer día hábil posterior a la comunicación de inicio del mantenimiento preventivo mayor que deben hacer los coordinados, al que se refiere el "Anexo Técnico: Programa de Mantenimiento Preventivo Mayor" de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio ("NTSyCS"), el Coordinador deberá señalar la pertinencia o no de llevar a cabo el mantenimiento, considerando en su análisis la disponibilidad energética, la demanda estimada y el riesgo de déficit del SEN.
En el evento que un mantenimiento mayor no pueda ser postergado, la empresa propietaria deberá enviar en el plazo máximo de 3 días hábiles, contado desde la comunicación de pertinencia efectuada por el Coordinador, un informe técnico al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia con las razones que impiden tal postergación.
La información de los mantenimientos no programados se regirá por la normativa vigente para tal efecto, y deberán ser debidamente incorporados en la programación de corto plazo, debiendo los propietarios de la instalación afectada informar a la Comisión y a la Superintendencia las causas y tiempo estimado de indisponibilidad de la misma.
Sin perjuicio de lo anterior, dentro de los primeros siete días hábiles de cada mes, el Coordinador informará a la Comisión, con copia a la Superintendencia, la disponibilidad de cada una de las centrales del SEN, en base a la información que los propietarios u operadores envíen al Coordinador a más tardar el quinto día hábil de cada mes.
Corresponderá a la Superintendencia fiscalizar que los antecedentes aportados por los propietarios u operadores de las instalaciones que se hayan declarado no disponibles, sean fidedignos.
6. Registro de capacidad de generación adicional
Las empresas generadoras y distribuidoras del SEN deberán mantener, permanentemente, un registro actualizado de la capacidad de generación adicional que sus respectivos clientes estén en condiciones de aportar al sistema. Dicho registro deberá ser actualizado antes del tercer día hábil de cada mes por el Coordinador, el que, antes del quinto día hábil del mismo mes, deberá remitir esta información a la Comisión y a la Superintendencia.
El registro señalado deberá ser informado mensualmente por las empresas distribuidoras y generadoras conforme al formato que el Coordinador determine, el que deberá contener, a lo menos, antecedentes respecto a la identificación del cliente, capacidad de generación disponible, costos de operación, tipo de combustible y punto de conexión al sistema eléctrico.
7. Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL
Las empresas generadoras de centrales térmicas que utilicen GNL deberán realizar los mejores esfuerzos para disponer al máximo de las capacidades de infraestructura existentes, tanto de regasificación como de transporte de GNL, con la finalidad de minimizar las restricciones de capacidad que se puedan presentar.
8. Monitoreo de indisponibilidades de combustibles
Las empresas generadoras que presenten indisponibilidades de generación asociadas a falta de combustibles en la central generadora, deberán informar detalladamente al Coordinador las razones de dicha falta, en la forma y plazo que determine el Coordinador. Además, las señaladas empresas deberán acreditar ante el Coordinador que han efectuado los mayores esfuerzos contractuales para disponer de combustible para la operación permanente de la central. Por último, el Coordinador deberá tomar todas las medidas necesarias para que las indisponibilidades queden adecuadamente reflejadas en el cálculo de la remuneración por potencia de suficiencia de las respectivas instalaciones.
La Comisión y la Superintendencia, respecto de las medidas señaladas en el presente artículo, en todo lo que resulte aplicable, deberán priorizar y agilizar la tramitación de los permisos o autorizaciones que les corresponda otorgar, en la medida que ello permita reducir, evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el SEN.