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Costo de la energía sube 40% en marzo y proyectan situación de estrés en el SIC

Costo de la energía sube 40% en marzo y proyectan situación de estrés en el SIC


(Diario Financiero) La operación de la mayor red eléctrica del país, el Sistema Interconectado Central (SIC), especialmente en su principal punto de consumo, que es la Región Metropolitana, tiende a “normalizarse” a partir de marzo, tras el fin de la temporada vacacional.

Este incremento en la demanda ha sincerado la operación del SIC incidiendo en un alza del costo marginal que en marzo y con datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) al día 20, exhibe un promedio de US$ 200 por MWh, nivel que representa un alza de 40% comparado con la media de febrero.

Al contrastar este ítem, que representa el costo de operar la unidad más ineficiente y, por ende, más cara del sistema en un momento determinado, con el promedio del mismo mes del año anterior, el alza es de 12,3%.

En la industria dicen que el contraste a doce meses deja en evidencia que más allá del tema coyuntural del “inicio formal del año en marzo”, lo que se refleja es la indisponibilidad de unidades eficientes como es el caso de Bocamina II, de Endesa Chile, que permanece paralizada en virtud de una orden judicial.

A ello se suma la salida por mantención de centrales térmicas a carbón, como una unidad del complejo Ventanas, de AES Gener. Los criterios económicos de la operación del sistema eléctrico establecen el despacho en primera instancia de las centrales de menor costo (agua y carbón) que tienen un régimen de base y posteriormente, dependiendo del incremento del consumo, se recurre a las fuentes restantes.

En la industria explican que el alza en el precio spot afecta a las generadoras que tienen que comprar energía en el mercado mayorista y también a los grandes consumidores o clientes libres cuyos precios de compra están indexados a este factor.

Se calcula que entre un 15% a 30% de la demanda eléctrica está en esta situación de tarifas indexadas al costo marginal.

Operación más ajustada


El costo marginal no sólo refleja una situación de corte económico sino que también deja en evidencia la situación por la que atraviesa el sistema en términos de su funcionamiento, pues mientras más alto es el costo marginal más ineficientes son las unidades que está siendo necesario despachar para su operación.

En este sentido, las simulaciones que realiza el CDEC-SIC en materia de desempeño futuro del sistema apuntan a que entre los meses de mayo y julio la operación podría estar muy ajustada, en caso de concretarse los supuestos considerados por este organismo en su más reciente informe de seguridad que fue evacuando hace unos días.

“La situación de abastecimiento del SIC para los meses estudiados, sería ajustada para las hidrologías más extremas, observando que los niveles de energía embalsada para finales de julio y agosto de 2014 serán bajos, considerando principalmente los volúmenes del Lago Laja y de la Laguna del Maule”, dice el reporte.

El escenario hipotético que utilizó el CDEC-SIC establece una tasa de crecimiento de las ventas de energía de 4,54% y la indisponibilidad de la central Nueva Renca (370 MW) -entre abril y septiembre-. En 2013 esta unidad permaneció detenida varios meses a raíz de una mantención que se complicó, pues requirió el reemplazo de una pieza vital de la central.

El ejercicio del CDEC también considera que la segunda unidad de Bocamina (350 MW) permanezca fuera del sistema hasta el 31 de agosto de este año.

Si bien en estas condiciones la entidad que coordina la operación del sistema eléctrico considera que en los próximos seis meses no habría falla en el abastecimiento, aun en el escenario más seco, advierte que la indisponibilidad de estas dos centrales derivaría en “un despacho muy ajustado durante los meses de mayo, junio y julio de 2014, siendo necesario el despacho de centrales térmicas de alto costo de operación, como Renca o Los Vientos TG”, dice el informe.

Incluso sería necesario manipular los cronogramas de mantención de algunas centrales termoeléctricas a diésel.

Situación se complicaría hacia junio

Habitualmente en el mes de junio el costo marginal alcanza su nivel más alto del año y 2014 no será la excepción.
De acuerdo con la proyección del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC en dicho mes este indicador podría superar los US$ 270 por MWh en determinados puntos de la red, mientras que superaría los US$ 260 por MWh en la mayoría de las áreas, si se mantienen las condiciones de año seco y se considera un escenario de alta demanda.
Estos niveles están muy lejos del promedio de US$ 148,8 por MWh que este indicador alcanzó en 2013.

Si se considera lo que va del año y con datos hasta el 20 de marzo, el costo marginal ya supera la media del año pasado, pues promedia US$ 164 por MWh. Las proyecciones apuntan a que si la hidrología se mantiene seca, en 2014 el predominio en la matriz nuevamente estaría en la componente térmica, la que en el ejercicio anterior representó por primera vez en la historia más del 60% del total generado.

Publican ternas de postulantes al Directorio 2014 del CDEC-SIC

Publican ternas de postulantes al Directorio 2014 del CDEC-SIC

En el marco del proceso de elección 2014 del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del SIC, en el sitio web de la entidad fueron publicados los nombres de los candidatos de las ternas que postulan en cada segmento, las que son señaladas a continuación.

Segmento Generación inferior a 200 MW:
Óscar Valenzuela, gerente general de Empresa Eléctrica Panguipulli.
Mario Peralta, consultor gerente de Enermark.
Vivianne Blanlot, consultora y ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía

Segmento Generación igual o superior a 200 MW:
Humberto Soto, ex ejecutivo de las empresas Telefónica y AES Gener.
Juan Carlos Olmedo, actual director del CDEC-SIC.
Germán Guerrero, socio fundador y director de ElectroNet.

Segmento Transmisión Troncal:
Claudio Iglesis, generation manager de Endesa.
Jaime Peralta, Manager en Power Systems Engineering de Alstom Grid.
Rodrigo Chamorro, socio fundador y director de ElectroNet.

Segmento Subtransmisión:
Christian Hermansen, gerente general de Actic Consultores
Cristián Arnolds, ex gerente general de Chilquinta.
Sergi Jordana, responsable para Chile de la consultora BA Energy Solutions.

Segmento Clientes Libres:
Andrés Alonso, gerente de Recursos Energéticos de Codelco.
Claudio Roa, académico de la Universidad de Concepción.
Juan Cembrano, socio de la consultora Mega Red.

Proceso eleccionario
Cabe recordar que la normativa que rige el quehacer de los CDECs establece que los integrantes propietarios de instalaciones de generación, transmisión troncal, subtransmisión y barras de Clientes Libres, respectivamente, deberán elegir de común acuerdo al Director Titular y al Director Suplente que los representará en el Directorio, de una terna de candidatos seleccionados y propuestos para el respectivo segmento por una empresa especializada contratada para tal efecto, que en el caso del CDEC-SIC se trató de la consultora Seminarium.

Este acto eleccionario se llevará a cabo dentro de una asamblea ampliada y abierta a todos los electores, citada con el objeto de proceder en cada segmento a la elección.

Costos de energía inician 2014 con alza de 75% por bajo aporte hídrico

(La Tercera) Año seco, costos altos. Esa parece ser la situación que enfrentaría nuevamente el Sistema Interconectado Central (SIC) en los próximos meses, producto de la disminución en el aporte de las centrales hidroeléctricas a la generación.

Según datos del CDEC-SIC -organismo que coordina la operación de las eléctricas-, en lo que va de enero los costos marginales anotan una subida de 75% respecto de diciembre, y se encuentran entre los más altos desde agosto del año pasado. El costo marginal anota un promedio de US$ 142,9 por megawatt/hora en enero, frente a los US$ 81,5 MW/h que registró en diciembre. En 12 meses, el alza acumulada es de 19,5%, ya que en el primer mes de 2013 el costo marginal llegó a US$ 119,1 por MW/h. Este costo es lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot.

Menor hidroelectricidad
Expertos señalan que una de las principales causas del incremento en los costos es la disminución paulatina que ha tenido la generación hidroeléctrica, en una temporada de deshielos más baja de lo esperado. Según el último informe de pronóstico de deshielos del CDEC-SIC, se prevé que 2014 será un quinto año de sequía, pues el nivel de excedencia -es decir, la posibilidad de estar entre los años más secos del registro histórico- en las principales cuencas hidrológicas se acercaría al 90%.

En enero, la generación hidroeléctrica -tanto de pasada como de grandes embalses- en el SIC alcanza a 43,8% del total, frente al 46% de diciembre y el 48% registrado en noviembre de 2013.

Hoy, los principales embalses utilizados para generación -Laguna Laja, Rapel, Colbún, Lago Chapo, etc.- sólo están aportando el 18% de la energía que se produce en el sistema. Asimismo, la generación térmica (centrales a carbón, gas natural y diésel) llegó al 55%.

“Era esperable que los costos subieran, fundamentalmente porque la generación hidráulica es menor y los deshielos bajaron. Ahora hay que esperar a ver cómo viene el año hidrológico 2014-2015”, dice María Isabel González, consultora eléctrica. Agrega que si a partir de mayo las lluvias no mejoran, la situación de altos costos se extenderá. “En el caso de un año seco, los costos marginales deberían estar en torno a US$ 200 por MW/h, pero en un escenario más favorable, deberían estar cerca de los niveles actuales”, dice. Un analista señala que la salida del sistema de la central carbonera Bocamina II (350 MW), a mediados de diciembre, también ha incidido en el alza de los costos. La central aún se encuentra suspendida. “Es probable que los costos hayan subido porque está fuera Bocamina, y lo que está haciendo el CDEC-SIC es realizar un menor despacho de las centrales de embalse”.

El aporte del GNL
Los analistas concuerdan en que la mayor disponibilidad de gas natural ha ayudado a contener los costos (pese a ser más caro que el carbón), ya que ha reemplazado al diésel, el más costoso de todo el sistema.

Colbún cuenta hoy con gas para operar el complejo Nehuenco hasta abril, tras lograr un contrato de suministro con Metrogas, mientras que Endesa ha mantenido en operación las centrales San Isidro (I y II), gracias a la disponibilidad de gas que tiene por ser parte del pool de consumidores del terminal de Quintero.

En este sentido, González señala que, una vez que los acuerdos de suministro de corto plazo finalicen, estas centrales deberían volver a operar con diésel.

CDEC-SIC proyecta costo marginal promedio de US$138 por MWh en caso de que no llueva

CDEC-SIC proyecta costo marginal promedio de US$138 por MWh en caso de que no llueva

(Pulso) Lo han dicho ejecutivos, funcionarios de gobierno y expertos: los costos bajos que tuvo el sistema eléctrico durante la segunda mitad del año pasado -el segundo semestre promedió casi US$90 por MWh- constituían algo puntual y momentáneo.

Y a juzgar por las últimas señales que ha arrojado el mercado eléctrico, esta proyección es correcta. Ya se observan algunos indicios, con costos marginales entre US$140 y US$170 en los primeros días de 2014 en la barra Quillota 220 kV.

El organismo encargado del despacho en el Sistema Interconectado Central, el CDEC-SIC, liberó su pronóstico de operación para 2014, el que incorpora un cálculo sobre proyección de costos marginales bajo tres escenarios: hidrología alta, media y año seco.

Para el tercer caso, un invierno con poca lluvia -los pronósticos climáticos hacen prever que 2014 tampoco será un año particularmente lluvioso- el CDEC-SIC pronostica un costo marginal promedio de US$137,9 por MWh, con un peak hacia los meses de mayo y junio cercano a US$200.

Se trataría de un nuevo año con costos altos en el sistema, similares a los US$148 promedio de 2013 e inferiores a los sobre US$180 de 2012 y 2011. Eso sí, en esos años no se había instalado un parque de generación a carbón de casi 1.000 MW, con las centrales Santa María, Bocamina II y Campiche, que contribuyó a reducir los costos. En el último año lluvioso, 2009, el costo marginal promedio en el SIC fue de US$104 por MWh.

La hidrología es un factor clave para conocer cómo operará el sistema eléctrico durante el año. Ello, porque en caso de que el invierno sea húmedo, los embalses alcanzarán un nivel mayor, mientras que los afluentes que alimentan a las centrales de pasada permiten aumentar la tasa de utilización de estas unidades, permitiendo reducir la dependencia de unidades térmicas, principalmente a diésel que son las que marcan los costos más elevados en el sistema.

Este pronóstico, no obstante, considera que todas las unidades estarán disponibles durante al año, salvo aquellas con mantención programada e informada al organismo. Esto es importante en el caso de que centrales como Bocamina II -que actualmente está siendo objeto de reclamaciones judiciales- no puedan operar por factores distintos a los netamente operativos. En caso de que la situación de Bocamina II se mantenga o bien se replique en otras centrales, los costos subirán desde los pronosticados por el CDEC SIC.

Primeras señales
A esta estimación se suma un antecedente concreto, que es el costo de operación que está arrojando el sistema durante los primeros días de 2014.

El 6 de enero -el primer lunes del 2014- el costo marginal promedio diario se empinó hasta los US$140 por MWh, cifra que escaló hasta US$172,4 el martes y a US$143,2 el miércoles 8 de enero, último resultado disponible.

Esta situación se explica tanto por una normalización de los precios de la energía en el sistema interconectado central como también con el inicio simultánea de algunos procesos de mantenimiento, entre los que se cuentan las centrales San Isidro, Ventanas, Ralco y Nehuenco.

CDEC-SIC proyecta año seco para 2014 y expertos ven alza en costo de energía

CDEC-SIC proyecta año seco para 2014 y expertos ven alza en costo de energía

(La Tercera) Este 2014, el país enfrentaría su quinto año consecutivo de sequía, impactando de paso los precios de la energía para las firmas y clientes libres en el principal sistema eléctrico del país, el SIC.

Según el último informe de deshielos para la temporada 2013/2014, este año estará entre el 15% más seco de la historia -comparado con un año normal- en las principales cuencas de la zona centro sur, lo que implica que habrá menor disponibilidad de agua para generación eléctrica, el combustible más barato del sistema.

En 2013, la generación térmica fue histórica: representó el 60% de la producción total de electricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC).

Según el informe, el nivel de excedencia -la probabilidad de que sea un año más seco que uno normal- en las principales cuencas será de 86% promedio este 2014. Los cuatro informes previos de deshielos -elaborados a partir de septiembre- ya mostraban esta tendencia.

Entre enero y marzo, la situación se mantendrá crítica en las principales cuencas. En Ralco y Pangue, el nivel de excedencia sería de 95%; en los afluentes del Lago Laja (el mayor embalse del SIC) alcanzará al 92%; en la Laguna del Maule, del 91%, mientras que en los afluentes de Rapel alcanzará a 78%.

Según René Garreaud, subdirector del Centro de Investigación del Clima y la Resiliencia (CR2), la cantidad de agua que descargan los ríos en esta época es lo que llovió en el invierno 2013, porque es muy poca agua la que se puede agregar al sistema en estos meses. “No hay duda de que habrá poca agua desde marzo hasta abril”, dice.

Claudia Villarroel, investigadora de la Dirección Meteorológica, explica que el país ya ha experimentado siete años de sequía (con déficit de precipitaciones de 60% en la zona central), y aunque advierte que si bien es difícil proyectar si este año lo será también, detalla que en Chile se habla de una duración de 10 años de estos períodos. Precisa que “aunque no hay indicios del fenómeno de ‘La Niña’ o ‘El Ni-ño’, las proyecciones apuntan a que será un año seco”.

Impacto en precios
Este sería el quinto año seguido de sequía en la zona centro sur, por lo que los costos marginales -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- volverían a subir. En 2013, éstos promediaron US$ 148,8 por MW/h, con bajas entre octubre y diciembre, por el mayor aporte de las centrales hidro.

La consultora María Isabel González señala que, debido a la escasez de agua y hasta que comiencen las lluvias, el sistema enfrentará una situación de precios distinta a la del último trimestre, donde el costo marginal se movió en torno a los US$ 70-80 por megawatt hora. “Hoy día estamos viviendo un veranito de San Juan por los deshielos, pero estos meses van a ser complicados, porque los precios dependerán de la disponibilidad de gas natural del sistema”, dice.

En este sentido, explica que Colbún está comprando GNL a Metrogas, lo que le permite operar unos 700 MW de centrales en base a este combustible, pero que una vez que llegue el invierno y aumente la demanda, esa generación podría no estar disponible. “La participación de la generación hidroeléctrica va a ser menor en estos meses. Los costos deberían ir al alza a partir de abril”, dice.

René Muga, gerente general de la asociación de generadoras, indica que hay un “pronóstico de altos costos marginales si el año se presenta seco” hacia mediados de año, lo que también está asociado a la provisión de gas natural que logre el sistema. Señala que las proyecciones de las principales consultoras prevén una situación compleja hacia ma-yo o junio. “En un escenario donde podríamos tener sequía por quinto año consecutivo y de baja disponibilidad de gas natural, estamos enfrentando un escenario de precios en el SIC de sobre US$ 150 por MW/hora a mediados de 2014, en mayo o junio. Esto indica que vamos a depender del carbón fuertemente”, dijo.