enero 3, 2014 | Sustentabilidad
La empresa Pattern Chile presentó ante el Panel de Expertos un recurso por medio del cual solicita al CDEC-SIC realizar las modificaciones técnicas que permitan a su proyecto solar Conejo conectarse al sistema de transmisión.
La iniciativa eléctrica consiste en la construcción y operación de un parque solar fotovoltaico de 306 MW en corriente alterna, a desarrollarse en tres etapas (de 130, 46 y 130 MW respectivamente) en la comuna de Taltal, Región de Antofagasta. El proyecto considera conectarse a la línea de transmisión adicional existente entre las subestaciones Paposo y Diego de Almagro.
En el recurso la empresa señala que la Dirección de Peajes del CDEC-SIC informó a la compañía que “tal como fuera indicado en carta DP Nº0999/2013, no existe capacidad disponible, por lo que no es posible que la Dirección de Peajes garantice el acceso abierto en el tramo en cuestión”.
En el escrito, la compañía solicita que la capacidad de transmisión de la línea Diego de Almagro – Paposo pueda aumentarse más allá de la capacidad de unote sus dos circuitos, mediante la instalación de automatismos a las inyecciones, sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso equivale a 570 MVA.
enero 2, 2014 | Industria
(Diario Financiero) La participación de la energía térmica en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzó en 2013 su máximo histórico al representar el 60,6% de toda la generación de la principal red eléctrica del país, que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población nacional.
Según las estadísticas del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), la alta participación termoeléctrica en el SIC hizo que la generación hidráulica representara el año pasado apenas un 38,4% del mix, con datos al 25 de diciembre. Este nivel es el más bajo del que se tenga registro, pues en 2012 la presencia del agua fue de 41,02% y en 2011 ésta fuente explicó el 44,56% de la producción eléctrica. Antes de ello el predominio hidroeléctrico era evidente, llegando a representar en los ‘90 sobre el 70% del mix del SIC.
De esta forma 2013 se inscribió como el cuarto ejercicio consecutivo de predominio de la componente térmica en la matriz del SIC. En 2010 este tipo de generación representó el 49,95% del total y se impuso por un estrecho margen a la hidroelectricidad que aportó el 49,30%, según consta en el anuario 2012 del CDEC. A partir de ese momento la distancia aumentó y en 2011 y 2012 la generación térmica fue de 54,73% y 58,18%, respectivamente.
“La operación del sistema ha cambiado notoriamente, afectada por condiciones de sequía muy inusuales décadas atrás. En efecto, tras cuatro años de una hidrología seca, el aporte térmico bordeará el 61% al cierre de 2013, comparado con el 35% que representó en 2003. A su vez, en este mismo periodo la energía producida con carbón se elevó de un 9% al actual 33%, porcentaje que en los próximos años se elevaría aún más, tras la puesta en servicio de nuevas centrales ahora en construcción”, dijo Sergio Zapata, analista de CorpResearch.
En la industria destacan que en paralelo a la sequía, el crecimiento del parque térmico y la dificultad para levantar nuevos proyectos ha reducido la presencia hidráulica y son otros elementos que influyen en esta nueva estructura de la matriz. La crisis del gas natural argentino, que obligó a instalar centrales a carbón, más baratas y rápidas de construir, así como unidades diesel para responder a la coyuntura particular de los años 2007 y 2008, también explica el predominio térmico actual.
Impacto en el mercado
En lo que respecta a la participación de las generadoras, al analizar los datos del CDEC -disponibles a noviembre- se observa que el año pasado Endesa Chile produjo el 37,9% de la electricidad del SIC. Más atrás, con un 19,8% y 16,2% del total respectivamente, le siguieron Colbún y AES Gener.
A partir de datos de la consultora Systep, también a noviembre, es posible establecer que con niveles oscilantes el brazo de generación de Enersis inyectó más energía al SIC de la que retiró, prácticamente durante todo el año. No sucedió lo mismo con las otras dos generadoras de mayor tamaño del sistema ya que a partir de marzo del año pasado Colbún figura con un retiro mayor a sus inyecciones, mientras que a AES Gener le pasó lo mismo durante cuatro de los once meses que recoge el reporte de Systep.
Mirar este escenario en términos comerciales requiere ponderar antecedentes como los niveles de contratación de las eléctricas, sus costos de producción y el nivel de los costos marginales, dijo Zapata.
“A Endesa no le conviene un costo marginal bajo porque reduce el margen que obtiene entre este ítem, al cual se valorizan las transferencias de energía entre las generadoras, y sus costos que en general son menores”, explicó el analista, quien también mencionó que esta empresa tiene una política comercial más conservadora, es decir, que compromete en contratos sólo la energía que puede generar en un escenario seco.
Agregó, que en el caso de Colbún, que aún no logra equilibrar sus compromisos con su generación eficiente, un escenario como el actual de bajos precio spot gracias a los deshielos le puede resultar conveniente comprar a costo marginal, mientras que AES Gener, por su estructura térmica y su política comercial, no debería presentar un descalce con su exposición al mercado spot.
diciembre 27, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Lejos de los promedios, en torno a los US$ 70 por MWh, exhibidos en los últimos meses -gracias al efecto estacional de los deshielos-, estarían durante 2014 los costos marginales del principal sistema eléctrico del país: el Interconectado Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.
De acuerdo con las proyecciones más recientes del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, este factor -que representa el costo de operar la unidad menos eficiente del sistema en un momento determinado y al que están asociado buena parte de los contratos de grandes consumidores de energía- nuevamente estará en niveles altos y hacia la mitad del ejercicio, en los meses de mayo y junio, exhibiría promedios por sobre los US$ 200 por MWh, muy cerca de la media de US$ 242,7 por MWh, que según estadísticas de Electroconsultores este indicador alcanzó en junio pasado, cuando marcó su nivel más alto del año.
De esta forma, hacia mediados de 2014 cuatro de los cinco nudos considerados por el CDEC, que son puntos estratégicos por los volúmenes de energía que reciben y que entregan tendrían costos marginales cercanos y por sobre los US$ 200 por MWh, considerando el escenario de hidrología seca, que es uno de los tres que usa el CDEC, siendo los otros de niveles de precipitaciones medio y húmedo.
De acuerdo con otras proyecciones, como las de la Dirección Meteorológica de Chile y del propio CDEC -en lo relativo al deshielo- apuntan a que 2014 volvería a tener características secas, aunque la certeza respecto de este punto se tendrá recién hacia abril o mayo, mes éste ultimo, en que se inicia el año hidrológico.
Al analizar el pronóstico del CDEC, se observa además que durante ocho meses, es decir, entre enero y agosto del próximo año, el costo marginal promedio se mantendría por sobre los US$ 100 por MWh.
El analista de CorpResearch Sergio Zapata explica que gracias a la actividad de unidades térmicas eficientes, basadas en carbón y GNL, los costos marginales durante los próximos meses no deberían alcanzar máximos como los de algunos días de junio, cuando superaron los US$ 300 por MWh. A ello contribuiría la entrada en operación de la hidroeléctrica Angostura de Colbún.
“Así, de no ocurrir imprevistos en el SIC, el año 2014 podría mostrar precios spot promedio similares a los observados en 2010 (que bordearon los US$ 140 por MWh) y que se comparan favorablemente con el promedio de US$ 170 por MWh del trienio 2011-2013”, aseguró.
Pronóstico de precipitaciones
A lo informes de deshielos del CDEC-SIC, que anticipan un escenario seco, se sumó la semana pasada la Dirección Meteorológica de Chile que publicó la última versión de su Boletín de Tendencias Climáticas, donde explica que la mayoría de los indicadores referidos a la presencia de los fenómenos de El Niño y La Niña están en torno a sus valores medios, «representando así, un comportamiento asociado a la fase neutra (ausencia de El Niño y de La Niña)», dice el informe.
A partir de lo anterior y de otros indicadores observados por la entidad, la predicción para el trimestre diciembre 2013 – febrero 2014 es que entre las regiones de Arica-Parinacota y Antofagasta las precipitaciones irían de normal a sobre lo normal.
Entre las regiones de Atacama y del Maule la estación se presentará seca, mientras que entre las regiones del Biobío y Los Lagos las lluvias estarían en niveles en torno a lo normal. Para las regiones de Aysén y Magallanes, en tanto, las precipitaciones irían de normal a bajo lo normal.
noviembre 19, 2013 | Industria
(La Tercera) La proyección sobre el nivel de deshielos para la temporada octubre de 2013 a marzo de 2014 sigue siendo baja, lo que estaría augurando un incremento en los costos de la energía en los primeros cuatro meses de 2014.
El último informe sobre la situación de los deshielos en las mayores cuencas del Sistema Interconectado Central (SIC), dado a conocer por el CDEC-SIC (organismo que coordina la operación de las eléctricas) indica que la probabilidad de excedencia, es decir, que la temporada se ubique entre los años más secos de la historia es de 83%, similar a la proyección realizada en septiembre.
La situación en las principales cuencas del país es compleja. En Ralco y Pangue (dos de los principales embalses), el nivel de excedencia llega al 95%, en el Maule a 88%, y en Rapel a 90%.
Según Ernesto Huber, director de operación (I) del CDEC-SIC, “el pronóstico del próximo deshielo para el período comprendido entre octubre de 2013 y marzo de 2014, muestra que las cuencas entre los ríos Aconcagua y Biobío tienen una probabilidad de excedencia entre 70% y 90%, vale decir, con características asociadas a un año del tipo seco”.
A la fecha, la mayor disponibilidad de agua para generación hidroeléctrica ha logrado mantener a la baja el costo marginal, lo que debería comenzar a revertirse en las próximas semanas. En noviembre, el costo marginal promedia US$ 69,1 por megawatt/hora.
noviembre 5, 2013 | Industria
(El Mercurio) La mayor disponibilidad de agua para generación eléctrica, así como el aporte de las centrales carboneras en la VIII Región, llevaron a que los costos marginales anotarán una nueva baja durante octubre.
Con esto, el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) se ubicó en su menor nivel desde septiembre de 2009. Según datos del Cdec-SIC (organismo que coordina la operación de las eléctricas), en octubre el costo de la energía bajó un 23,7% respecto de septiembre, ubicándose en US$ 71,2 por megawatt-hora, el menor nivel desde septiembre de 2009, cuando promedió US$ 68 MWh.
En 12 meses, la baja es aún más pronunciada, con una caída de 59,5% respecto de octubre de 2012, cuando estaba en US$ 175,6 MWh.
El SIC es el mayor sistema del país, abarca desde Taltal a Chiloé y abastece de energía eléctrica a más del 90% de la población.
Más agua
Octubre fue el cuarto mes consecutivo en que los costos cayeron. ¿La razón? el mayor aporte realizado por las centrales hidroeléctricas, las más baratas del sistema. El mes pasado, las centrales hidroeléctricas de pasada y embalse representaron el 46% del total de la generación del SIC, mientras que en septiembre fue el 47%. Hace un año, las hidroelécticas aportaban sólo el 39% de la energía total. Aquí, la generación de centrales como Ralco, Pangue y Pehuenche fue clave, ya que en algunos días representaron más del 50% del total de la energía hidroeléctrica, ayudando a que los costos cayeran por debajo de los US$ 50 por MWh.
Ramón Galaz, gerente general de la consultora Valgesta, dice que a la mayor disponibilidad de agua se han sumado bajas puntuales en otros combustibles usados para generación, como diésel y carbón.
“En octubre hubo más agua disponible para generación eléctrica, con la recuperación en los embalses, principalmente en los de menor tamaño, por los deshielos. Hubo episodios de alta temperatura que ayudaron a esto, y el Cdec-SIC ha manejado esa disponibilidad también”, argumenta.
Según el último informe de la DGA, la mayor parte de los embalses utilizados para generación eléctrica (ver gráficos) muestran mejoras en sus niveles de energía acumulada respecto del mismo mes de 2012, pese a los efectos de cuatro años consecutivos de sequía, aunque expertos señalan que uno de los más importantes, como lago Laja, en situación de normalidad hidrológica demorará dos a tres años en volver a llenarse.
A esto se agrega el aporte que han realizado centrales como Bocamina, Santa María y Campiche (Endesa, Colbún y AES Gener, respectivamente), las que han permitido contar con unos 1.000 MW adicionales de generación de base a precio de carbón, desplazando el uso de diésel del sistema, el combustible más caro.
Según Galaz, la situación de costos en el sistema debería mantenerse estable al menos por los próximos meses.
Fuente / La Tercera
