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(Chile) CDEC-SING pone en marcha 1.200 MW a carbón para paliar corte de gas natural

Abr 11, 2006

* El sistema aún es capaz de abastecer la demanda, sin embargo, cuando el consumo se incremente en los próximos meses, será necesario despachar unidades diésel.

Pese a que la situación del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) está bajo control, tras el inesperado corte de suministro de gas natural que afecta desde el pasado jueves a las centrales de ciclo combinado que operan entre la I y II regiones, las que suman una potencia efectiva de 1.033 MW -existen 2.111,7 MW de capacidad instalada-, el Centro de Despacho Económico de Carga del SING (CDEC-SING) debió poner en marcha, sin embargo, la totalidad de las unidades carboneras del sistema, las que suman 1.205 MW de potencia.

Todo esto, con el claro objeto de cubrir los requerimientos de demanda, la que llega a 1.650 MW, y de paso, hacer frente a la incertidumbre que existe respecto al restablecimiento del suministro del hidrocarburo trasandino.

Carlos Finat, director de Operación y Peajes del CDEC-SING, detalló a Estrategia que durante la mañana de ayer, de las tres unidades de ciclo combinado instaladas en el norte del país -excepto Salta de AES Gener, que está en Argentina- solamente la de Electroandina (400 MW) operaba con gas natural. Por ello, y para suplir la salida de las unidades de GasAtacama y Edelnor (las que suman 1.020 MW de capacidad instalada), el CDEC “despachó la totalidad de las unidades vapor-carbón”, razón por la que no se ha debido recurrir a la operación de unidades con diésel.

Teniendo esto en cuenta, las restricciones efectivas de gas afectan sólo a las centrales antes mencionadas, es decir, disponen del hidrocarburo las unidades de Electroandina y Gener. Esta última, Central Salta de 640 MW de capacidad, puede despachar hasta 250 MW de su potencia, debido a razones de seguridad del propio sistema.

En cuanto a la fecha en que se restablecería el suministro del hidrocarburo argentino, Finat detalló que “no hemos recibido información al respecto”. Es más, al insistirle respecto a que si prevén que este nivel de restricciones se repita en lo que resta de año, precisó que “no hemos recibido información al respecto. Sin embargo, la Dirección de Operaciones mantiene permanentemente los planes de contingencia que consideran esta eventualidad”.

El costo marginal promedio en estos momentos, a su vez, lo marcan las unidades vapor-carbón, llegando a unos 27 US$/MWh, según precisó Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores, aunque detalló que el máximo ha superado los 100 US$/MWh, pero sólo en un par de horas. Al respecto, explicó que “esta situación no es muy distinta a la de semanas pasadas, porque el precio lo han estado colocando las carboneras”.

Agregó que hasta la fecha el sistema aún está “razonablemente respaldado, pero sólo hasta que suba la demanda (É) Hasta ahora los cortes de gas no han influido en la operación normal del sistema, pero en la medida que comience a subir el consumo efectivamente se tendrá que operar con diésel, con costos marginales más altos”.

Estos incrementos de demanda vendrían los próximos meses, cuando el proyecto Spence llegue a su consumo de régimen permanente, aseguró Aguirre, además de las iniciativas que mantiene Escondida y la propia Codelco.
Fuente: Estrategia.

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