junio 25, 2021 | Industria
Una serie de impactos en el mercado eléctrico advierte un nuevo estudio de Breves de Energía sobre el llamado GNL inflexible.
Según el documento, entre enero de 2020 y marzo pasado, «el GNL declarado en la condición de inflexibilidad por los generadores: Enel, Colbún, Engie y Tamakaya, fue equivalente a un promedio de 1,9 millones de metros cúbicos al día, poco menos de unos 350 MW. El volumen declarado como inflexible fue un 18% inferior al promedio diario de 2,3 millones de metros cúbicos al día de 2019, lo que se explica por la baja en los volúmenes declarados a partir de septiembre de 2020; coincidente con el inicio de las discusiones públicas en torno a la condición inflexibilidad».
También se indica que, al comparar con un escenario de despacho eficiente, el uso obligado de GNL implicó un costo adicional de US$24 millones, valor que principalmente corresponde a las compras en exceso de GNL realizadas durante el periodo por los generadores».
Caídas
Además se constata una caída promedio en los precios spot durante este periodo, la cual fue de US$1,7/MWh, lo que derivó «en US$36 millones en menores compras de energía de los generadores que compran GNL, que sumado a los US$63 millones de 2019, acumula, a marzo de 2021, un total de US$99 millones.»
«Estas menores compras se reflejan como menores ventas de energía de los generadores excedentarios en el spot, en su mayoría centrales de energía renovable. La caída en el precio spot y, en consecuencia, en las correspondencias transacciones comerciales de energía, es menor a la reportada en 2019. La explicación reside principalmente en los menores costos variables de las centrales a gas, las que, al ser las centrales marginales, definen el precio spot del sistema», sostiene el estudio.
Y añade: «En efecto, entre 2019 y 2020 el precio promedio del GNL cayó desde US$7,7 a US$5,5/MBTU, equivalente a US$16/MWh, lo que acortó la brecha entre los costos variables de estas centrales termoeléctricas, y atenuó, el impacto de las declaraciones de gas inflexible en la definición del costo marginal. Esta conclusión es relevante, si se considera que la recuperación del precio del GNL podría implicar mayores impactos en los precios spot del segundo semestre de 2021».
Dentro de las conclusiones se plantea que «la estrategia de compras de GNL que se escoja dará cuenta de la optimización de la posición comercial de los generadores, lo cual, no necesariamente garantizará las compras óptimas para el sistema».
noviembre 21, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) Con más de 1.200 w/m2 y cielos soleados el 82% del año, es bastante lógico que el desierto de Atacama tenga la mayor cantidad de plantas de generación de energías renovables en base a paneles fotovoltaicos.
Pero lo interesante es que del total de los 28.347 MW de proyectos de generación limpia que se encuentran en calificación ambiental aprobada o en trámite a nivel nacional, el 61% está concentrado sólo en 8 comunas: María Elena, Calama, Diego de Almagro, Copiapó, Pozo Almonte, Vallenar, Ovalle y Antofagasta.
Actualmente son 575 proyectos en trámite, por un total de 35.809 MW. De ese cantidad, el 80% es de energías renovables (28.347 MW).
Más viento
Otro elemento que llama la atención de la información entregada por el Ministerio de Energía, es que en esas mismas comunas, las iniciativas eólicas crecen cada vez más. “Los desarrollos tecnológicos y la pretensión de China de dominar la industria de las energías renovables, han hecho crecientemente competitivas a las centrales solares fotovoltaicas y eólicas.
Al respecto, Chile ya se está beneficiando de este boom internacional”, comenta Cristián Muñoz, fundador de Breves de Energía y académico PUC.
A modo de ejemplo, hace pocos años, una central solar fotovoltaica costaba cerca de US$5.000 por cada KW instalado, mientras que hoy llega a unos US$1.000.
[VEA TAMBIÉN: Generación renovable toma fuerza y supera el 20% por dos meses consecutivos]
“Chile es pionero en energías limpias y no nos cabe duda de que, con el avance del almacenamiento de energía, nuestro país seguirá liderando la transición energética hacia una generación más sustentable y eficiente económica y técnicamente para el país”, agrega Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), y agrega: “Vemos con muy buenos ojos cómo Chile ha ido diversificando su matriz de Energías Renovables No Convencionales (ERNC)”.
Sin embargo, según Muñoz, la integración de este tipo de energías renovables variables (ERV) conlleva costos adicionales al consumidor final.
“Por una parte, la volatilidad de la ERV requiere de caros respaldos que demandan mantener en operación parte del parque de termoeléctricas a carbón, situación que limita la cantidad de ERV que puede ingresar al sistema y que redunda en indeseadas emisiones de CO2”.
Por otra parte -prosigue el especialista- “la alta penetración de generación renovable en el norte del país necesitará de una fuerte inversión en líneas de transmisión”.
Proyectos destacados
En total son 149 proyectos que están ubicados en estas ocho comunas, los que suman en total 17.320 MW, de los cuales 14.185 MW son solares (81,9%), y el resto son eólicos 3.085 MW (17,8%) y 50 MW (0,3%) de geotermia en Calama. (ver gráfico).
Entre las iniciativas que en calificación ambiental aprobada o en trámite, se destacan la ampliación de la central geotérmica Cerro Pabellón de 50 MW en Calama, el parque eólico Cerro Tigre de 150 MW en Antofagasta, y las etapas II y III del parque eólico Cabo Leones de 204 MW y 173 MW en Freirina.
Según la ministra de Energía, Susana Jiménez, “nos interesa como ministerio acompañar el desarrollo de proyectos de energía sostenible, e impulsar las energías renovables con fuerza a través de una potente alianza público-privada”.
Además, la jefa de esta cartera agrega: “Las puertas del ministerio están abiertas a los inversionistas que generen proyectos que contribuyan al progreso sostenible de nuestro país, y que mejoren la calidad de vida de nuestros ciudadanos”.
Para hacerse una idea, a julio de 2018, la capacidad instalada de ERNC en el país es de casi 20% del total de la matriz, esto equivale a 4.737 MW. Se desglosa en 9,5% solar, 6,0% eólico, 2,2% minihidro, 2,0% biomasa, 0,1% geotermia.
febrero 10, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Tras cinco años con un sistema eléctrico estresado por los altos costos, la sequía y la poca capacidad para almacenar energía, 2016 dará un respiro al sistema Interconectado Central (SIC), el mayor del país.
Las proyecciones realizadas por el CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, apuntan a que este será el año que tendrá los costos de energía más bajos de la última década, llegando a niveles promedio por debajo de los US$ 40 por MWh.
En su último informe, donde define el programa de operación del sistema para los próximos doce meses, el organismo estimó que el costo marginal entre Atacama y Chiloé promediaría US$ 37,5 por MWh entre enero y diciembre en caso de que sea un año con una hidrología media, una baja de casi 58% respecto de 2015.
Esto mejorará si el año es lluvioso, llegando hasta los US$ 32 por MWh, y no empeoraría demasiado si fuera seco, elevándose a US$ 52 por MWh, como promedio.
De hecho, según la proyección, el punto máximo de los costos se retrasará unos meses, hacia agosto.
En enero, los números ya muestran la tendencia, y el costo de la energía anotó una baja de 57% respecto del mismo mes de 2015, ubicándose en US$ 49 por MW, frente a los US$ 114 del mismo mes de 2015. En los tres años anteriores, el indicador rondaba los US$ 150 por MWh.
Según explica Ramón Galaz, de Valgesta, las proyecciones del organismo que coordina la operación de las eléctricas hacen una estimación en base a parámetros de seguridad de suministro del sistema y operación económica, y actúan como una referencia. Sostiene que la baja en los costos muestra que el sistema estaría volviendo a “adaptarse”, tanto a las condiciones de oferta como de demanda.
“Este sistema está mejor adaptado hoy que lo que estuvo hace uno o dos años, y en esto influyen varios componentes, como una mayor disponibilidad de agua para generación, la entrada de nueva capacidad eficiente, la baja en los costos de los combustibles fósiles -donde el gas natural ha tenido el mayor efecto positivo- y también la entrada creciente de centrales en base a Energía Renovable No Convencional (ERNC)”, dijo.
Según un artículo del blog especializado Breves de Energía -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- el costo variable de las centrales térmicas, esto es, lo que cuesta producir energía por unidad de combustible, ha caído en hasta 50% producto de la baja del petróleo.
A nivel de clientes regulados (hogares, comercios y pymes), el efecto de la baja sería casi nulo, dice Galaz, pues estos consumidores cuentan con contratos de largo plazo con precios fijados que aislan este componente. Las ventajas estarían principalmente en el segmento de los clientes libres, grandes consumidores, que compren energía en el mercado spot o tengan contratos que estén indexados al costo marginal, dice.
Más hidroelectricidad
Las centrales hidroeléctricas, tanto de embalse como de pasada, tomarían un rol más relevante este año, dependiendo de que se cumplan las estimaciones que auguran un año más lluvioso.
Si las precipitaciones son las de un año normal, esta tecnología aportaría el 57% de la producción total. En 2015 el aporte fue cercano al 43%.
Además, durante la actual temporada de deshielos, los principales embalses utilizados para generación también mejoraron los niveles de acumulación de agua.
Según la Dirección General de Aguas (DGA), en el caso del embalse Rapel, su volumen se encuentra en el promedio histórico, mientras que Colbún está 16% por sobre el registro del año pasado; la laguna Maule ha incrementado 35% su nivel de acumulación respecto de enero de 2015 y el lago Laja ha subido 10%.
“A nivel nacional, los embalses mantienen un déficit importante con respecto a sus promedios, aunque, comparados con enero de 2015, se tiene, globalmente, un superávit del 20%”, señaló la DGA.
Asimismo, la energía contenida en los embalses está en su mayor nivel desde 2009, y podría hasta duplicarse este año.
[Embalses registran superávit de 20% en enero]
diciembre 29, 2015 | Industria
(Diario Financiero) Su mejor año en la última década tendrá el costo marginal de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC), ubicándose en su nivel más bajo desde 2006, cuando comenzó la crisis energética provocada por los recortes de gas natural desde Argentina.
Según datos del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, el costo marginal finalizaría el año en torno a los US$ 89 por MW, una baja de 31% respecto de 2014, cuando se ubicó en US$ 130 por MWh. Esta será la primera vez que este costo -que determina el precio al que las generadoras intercambian energía en el sistema- cae de los US$ 100 desde 2010.
Las razones son varias, pero según la consultora y experta María Isabel González, hay dos factores principales: el incremento de las lluvias, tras cinco años de sequía que redujeron por debajo del 30% el aporte de la hidroelectricidad a la generación eléctrica, y la baja en los combustibles fósiles, que ha permitido que las centrales a carbón o gas natural desplacen de la “punta” a las unidades diesel, que son las más caras del sistema.
“Las lluvias, sobre todo de la última parte del invierno y algunos meses de la primavera, han incidido en que tengamos más disponibilidad de agua para generación eléctrica. Los combustibles fósiles, como el carbón y el gas natural, también han caído, lo que en algunos casos se ha traducido que en ciertas horas de la noche, el costo de generación sea cero, por ejemplo”, dice González.
A partir de septiembre, el aporte de la generación hidroeléctrica ha sido creciente y hoy representa el 60%, aunque en noviembre llegó a un peak de 70%, y algunas unidades del sistema entraron en situación de vertimiento de energía.
Con el cambio en la indexación de los contratos y las licitaciones de suministro llevadas adelante por el gobierno, el costo marginal de la energía no influye mayormente en los precios que pagan los clientes regulados del sistema -hogares, comercio y pequeñas y medianas empresas- y afecta principalmente a aquellos grandes consumidores que tienen contratos indexados a este indicador.
Asimismo, las restricciones de transmisión -que se solucionarían a partir de 2017- también permitirían tener mayor estabilidad en los costos.
Combustibles a la baja
En un artículo del blog especializado “Breves de Energía” -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- publicado a mediados de diciembre, el académico de la Universidad de los Andes Ignacio Núñez sostiene que el costo variable de las principales unidades térmicas a gas y carbón del sistema ha caído entre 49% y 11% en los últimos doce meses, mostrando las bajas más relevantes, centrales como los complejos Tal Tal y Bocamina de Endesa, Nueva Renca y Campiche de AES Gener y las unidades diesel de Nehuenco, propiedad de Colbún.
“El costo marginal ha caído en el SIC porque aumentó la disponibilidad de generación térmica a carbón y porque cayó el precio internacional de los combustibles fósiles”, sostiene el académico.
La situación se mantendría por los próximos meses, señala González, principalmente porque los deshielos han mejorado.
Según el último reporte del CDEC-SIC -de noviembre pasado-, el nivel de excedencia -esto es, los años estadísticos más secos que el actual- se encuentra en 67%, frente al 90% registrado en 2012 y el 86% de 2013, cuando la sequía recrudeció en la zona centro sur del país.
El incremento de la demanda también ha tenido un efecto positivo. Este año el crecimiento terminará en torno al 3%, un alza moderada del consumo eléctrico, principalmente por la ralentización de la economía.
“Mientras el cobre siga bajo, la demanda por energía crecerá a tasas moderadas, ya que nuestra economía, a diferencia de los países más desarrollados, aún no logra despegar ambas curvas”, dice González.
Según datos del Consejo Minero, la minería representa el 33% del consumo eléctrico del país y un 10% del costo de producción de la industria.
Proyecciones 2016
Los expertos coinciden en que la situación de costos se mantendría estable al menos por el próximo año, pero los precios se elevarán paulatinamente hasta que comience el “año hidrológico”, en abril de 2016.
“Entre enero y marzo, los precios tenderán a subir como lo hacen de forma cíclica, pero creo que no llegarán a los niveles registrados en otros años”, dice González.
Según proyecciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el costo marginal en 2016 anotará una nueva baja, esta vez en torno al 25%, para ubicarse en US$ 67,4 por MWh, mientras que hacia 2017 mostraría un leve incremento.
“Mientras se mantengan los precios bajos y el consumo de energía continúe creciendo a tasas modestas, estas condiciones seguramente se mantendrán y los costos marginales continuarán bajos”, sostuvo Núñez.
Energía solar lidera crecimiento
El auge de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) ha permitido su rápida incorporación a la matriz del SIC, siendo la tecnología que muestra mayor crecimiento. Según datos del CDEC-SIC, las centrales solares aportaron el 1,8% de la energía total producida este año, frente al 0,71% de 2014, mientras que las unidades eólicas representaron el 3,43%, frente al 2,31% del año pasado. En el caso del principal sistema eléctrico, más del 70% de los proyectos en construcción son en base a ERNC. Según señalan fuentes del sector, el crecimiento mostrado por esta tecnologías va de la mano con los cambios introducidos a las licitaciones de suministro, que han permitido que a través de contratos de largo plazo, los desarrolladores logren el financiamiento bancario para la construcción y puesta en marcha de las centrales.
[Los cambios del informe técnico que fija los precios de nudo]
agosto 6, 2014 | Sustentabilidad
(Pulso) Chile ha apuntado a potenciar las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), donde entran tecnologías como la solar, eólica y la biomasa, entre otras. Pero, ¿cuál será el real efecto para el país?
En un análisis elaborado por los investigadores Alexander Galetovic y Cristián Muñoz, la respuesta es tajante: “Las ERNC seguramente son un lujo que los alemanes pueden pagar por ser ricos. En cambio Chile es un país en vías de desarrollo con industria intensiva en energía. Sumarse a la moda de las ERNC es más bien una extravagancia que seguramente nos costará caro a cambio de poco o nada”. Seguramente, añaden, más temprano que tarde Chile también tendrá su Wende de la Energiewende, en castellano, Alemania reconsidera su transición a las energías renovables.
Los expertos, en un documento publicado en su página hacen un completo análisis del mercado de las ERNC en Alemania. “El sueño alemán de sustituir la energía nuclear y los combustibles fósiles por ERNC pareciera estar llegando a su fin. El gobierno alemán introdujo la mayor reforma de los últimos 24 años, reduciendo sustancialmente los subsidios a las energías renovables y la capacidad máxima de fuentes intermitentes que se puede incorporar al sistema”, explican, precisando que el alto costo de las ERNC finalmente ha sido reconocido como insostenible.
Por eso, en marzo de este año la administración Merkel envío un proyecto de ley al Bundestag que reforma la Erneuerbare Energien Gesetz o Ley de Energías Renovables (EEG).
Otros países de Europa también están experimentando problemas similares a los alemanes. La Agencia Internacional de la Energía reporta que los altos costos de la ERNC se repiten prácticamente en toda Europa. Salvo muy pocas excepciones, los costos monómicos de estas energías son muy superiores a las termoeléctricas (carbón y gas).
Galetovic y Muñoz plantean que “Chile ha seguido la moda de las ERNC” imponiendo cuotas de producción (las sucesivas leyes 10/24 y 20/25) y las ha eximido del pago de la transmisión. A lo anterior se le podrían sumar nuevos subsidios: obligación del resto de los generadores de comprar la energía generada por ERNCs a precios estabilizados en licitaciones exclusivas, traspasándoles el riesgo de comercialización creado por el suministro intermitente; y bloques especiales en las licitaciones de las distribuidoras.
¿Deberíamos esperar mejores resultados que los alemanes? Los expertos citan varios estudios chilenos, algunos positivos, pero la mayoría pusieron en duda la viabilidad de las ERNC pues se sostienen en costos de inversión irrealmente bajos y decrecientes por supuestas mejoras tecnológicas, factores de planta irrealmente altos, disponibilidad abundante y rápida de ERNC e ignoran las consecuencias de la intermitencia sobre el sistema de transmisión y la operación del resto de las centrales.
Se cita un estudio de Olmedo y Clerc, que al evaluar la meta del 20% de ERNC al 2025, advierten que cualquier esfuerzo por aumentar la penetración de las ERNC en el sistema conllevará un aumento de los costos totales de suministro y los precios a consumidores finales.
“El que una política de ERNC sea costosa no debería sorprender. Con la excepción de la energía hidroeléctrica, Chile no tiene mayor ventaja en el acceso a las tecnologías renovables y los factores de planta (factor que mide la utilización de la potencia instalada) no serán distintos a los valores promedio del mundo”, afirman Galetovic y Muñoz.
Añaden que los resultados de la política de ERNC chilena serán similares a los de la Energiewende alemana: alto costo de la electricidad; fuertes inversiones en la red de transmisión para acomodar las violentas fluctuaciones de la disponibilidad de ERNC; crecientes problemas operacionales en los sistemas interconectados ocasionados por la intermitencia de la generación eólica y solar fotovoltaica, lo que obliga a instalar respaldos, aumentar los márgenes de reserva operacional, y a sobreexigir a las centrales termoeléctricas para que acomoden frecuentes y bruscos cambios de carga; y, por supuesto, dependencia de la energía fósil en su forma más cara, el diésel.
La cartera de proyectos de energías renovables en el país está creciendo a gran velocidad. No obstante, apenas están en construcción centrales que agregarán 758 MW al sistema, principalmente por la complejidad de conseguir financiamiento.
