El costo marginal promedio semanal (entre el 12 y 18 de julio) registrado en la barra de Alto Jahuel, en la zona centro del Sistema Eléctrico Nacional, llegó a su mayor nivel desde julio de 2014, registrando US$144,8 por MWh, tras aumentar 44% respecto a la segunda semana del mes, según indica el reporte de la consultora Antuko.
Entre las causas mencionadas por el análisis se encuentra «indisponibilidades térmicas», además de la menor disponibilidad del recurso hídrico, congestiones en el sistema de transmisión y los mayores precios que anotan los combustibles, si se considera que la generación diésel.
«El cambio más relevante en el mix provino del petróleo, que se incrementó en 6,5 pp como resultado de la menor disponibilidad de carbón (-4,2 pp) y gas (-1 pp). La falta de lluvias continuó afectando las tecnologías hidroeléctricas, que disminuyeron 0,6 pp y 0,5 pp para el filo de agua y la presa, respectivamente. Además, el costo promedio de la tecnología de represas alcanzó los 158 USD / MWh, un 22,5% más que la semana pasada. Finalmente, la energía eólica y solar se mantuvieron bastante estables», se indica.
«El petróleo estuvo presente todos los días, incluso durante las horas solares hasta el jueves. La situación se agravó por las congestiones en la red de 500 kV: Polpaico – Lo Aguirre de lunes a jueves y Nva Pan de Azúcar – Polpaico los martes y viernes. Esto provocó que los precios superaran los 150 USD / MWh desde Alto Jahuel hacia el Sur, mientras que los precios estuvieron cerca de los 50 USD / MWh en el Norte. Puerto Montt alcanzó los 197 USD / MWh al mediodía del jueves», se agrega.
Según el reporte, también hubo limitaciones en unidades térmicas, con cortes de las centrales Infraestructura Energétrica Mejillones (miércoles), Tocopilla U16 (sábado) y Bocamina 2 (domingo). «Las limitaciones de combustible afectaron a Campiche, Nueva Ventanas y Nehuenco, mientras que las plantas de carbón Ventanas 2 y Angamos 1 tenían mantenimientos programados», se indica.
Renovables
El documento indica que la generación solar disminuyó 5% en el periodo de análisis (-7,2 GWh), «donde las variaciones de Crucero y D. de Almagro (-4,2 GWh y -5,4 GWh) prevalecieron sobre las subidas de producción de las regiones del sur. En cuanto a la CSP, la producción semanal de Cerro Dominador durante las pruebas se redujo en un 49%».
Por su parte, la generación eólica fue 2% menor que la semana pasada (-2,5 GWh), «ya que los incrementos de +6,7 GWh (+ 231%) y 7 GWh (+ 11%) en D. de Almagro y P. de Azúcar no pudieron compensar las caídas de – 9,8 GWh (-56%) y -3,2 GWh (-10%) en P. Montt y Charrúa».