septiembre 10, 2013 | Industria
(La Tercera) Esta época del año es clave para las expectativas que tiene el sector eléctrico sobre el valor al que se transará la energía en los próximos seis a siete meses. Esto a raíz de que comienza haber más claridad sobre cómo estará el nivel de los caudales de los ríos, factor que marca la capacidad de operación de las centrales hidroeléctricas.
Según los primeros pronósticos dados a conocer por el CDEC-SIC -entidad que coordina la operación de las eléctricas-, la acumulación de nieve en las altas cumbres cordilleranas en el invierno fue menor a un año normal y los deshielos darán cuenta de un año más bien seco. Los datos preliminares que forman parte del primer informe que entregará el CDEC-SIC indican que el nivel de excedencia en las principales cuencas estará entre 75% y 85%. Esto significa que la temporada 2013-2014, que comienza en octubre, estará entre el 15% y 25% de los años con menos deshielo desde que se tiene registro. En el caso del Maule, la estimación apunta a una excedencia del 87% (sólo 13% de los años son más secos que el actual); en Colbún, de 85%; y en Ralco y Pangue, de 93%.
Según expertos, estos pronósticos dan cuenta de que los costos de energía se mantendrán presionados por una generación hidroeléctrica menor que la de un año normal, al menos hasta que comience la próxima temporada de lluvias, en abril de 2014. En septiembre, el costo marginal promedia US$ 238,3 MWh, y en el año, US$ 190 MWh.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, señala que el aporte de la hidroelectricidad al sistema mejora a partir de octubre por los deshielos, y como consecuencia, los precios caen. Con el bajo nivel de nieve, especialmente en las altas cumbres que surten a los embalses de Laja y Maule, en las regiones VII y VIII, el impacto de este fenómeno sería más acotado. “Va a haber un menor aporte de la generación hidroeléctrica que en un año normal. Los embalses se encuentran en sus niveles más bajos y su recuperación probablemente tomará más de una temporada de lluvias”, dice.
Según los últimos datos de la Dirección General de Aguas, los embalses utilizados para generación eléctrica se encuentran a 53,1% de su capacidad total, acumulando 1.051 millones de metros cúbicos. Con respecto a 2012, el déficit llega a 22,8%.
La consultora María Isabel González indica que la generación hidroeléctrica debería situarse entre 30% y 35%. En agosto, este tipo de energía aportó 35,8% del total, lo que obligará al sistema a seguir dependiendo de unidades a diésel -las más caras del sistema- para sostener la demanda, impactando de paso los precios. Hoy las turbinas a petróleo generan el 8% de la energía del SIC. “El aporte hidro será bastante menor y los costos marginales seguirán altos. No veremos mucho alivio, porque con ese pronóstico no es mucho lo que se puede esperar de una caída”, dijo.
Un gerente de la industria agrega que producto de los deshielos, los costos de la energía tienden a bajar en el último trimestre. En esos meses, prevé precios cercanos a US$ 140 a 150 por MWh, para luego retomar sobre US$ 200 por MWh en el primer trimestre, hasta la nueva temporada de lluvias.
Fuente / La Tercera
julio 15, 2013 | Industria
(La Tercera) Las lluvias registradas en el último mes permitieron una leve recuperación en el nivel de los embalses para generación y aporte de la hidroelectricidad a la producción de energía.
A fines de mayo, algunas centrales hidroeléctricas tuvieron que dejar de funcionar por la falta de precipitaciones, luego de que los embalses entraron a nivel de agotamiento. Sin embargo, ese escenario mejoró tras las últimas lluvias.
Esa situación se refleja en la evolución que ha registrado el aporte hidroeléctrico a la generación de energía del sistema. Mientras que en mayo la hidroelectricidad aportó el 28% de la generación, en junio esa cifra subió a 31%. En lo que va de este mes, en tanto, alcanza 41,5%, gracias a que los embalses están en su mejor nivel de los últimos tres meses, de acuerdo con datos del CDEC-SIC, entidad que coordina la operación de las eléctricas.
El fin de semana pasado, el aporte de las centrales hidroeléctricas incluso subió a casi 45% debido a que se tenía que cubrir un menor consumo de energía.
Ralco es uno de los embalses que más se ha recuperado, producto de las lluvias en la VIII región y el que, en los últimos días, ha estado realizando el mayor aporte entre las centrales. Luego vienen las centrales Pangue y Pehuenche.
Actualmente, gran parte de la generación está siendo producida por las centrales termoeléctricas, que al 9 de julio representaban el 57,9% de la generación del sistema.
Si bien las lluvias alivian en parte la situación hidrológica, todavía no son suficientes para terminar con tres años de sequía.
“Los embalses se recuperaron un poco, pero en un año normal nosotros tenemos como 5.000 GWh embalsados. Si no tuviéramos el componente termoeléctrico que hay hoy día en el Sistema Interconectado Central (SIC) estaríamos en un serio problema de suministro de energía”, explicó el subsecretario de Energía, Sergio del Campo.
En Endesa Chile, en tanto, manifestaron que si bien las lluvias caídas ayudan, son insuficientes para revertir los efectos acumulados de 3 años de sequía, ya que tampoco han sido equivalentes a las precipitaciones que deberían registrarse en un año normal.
“Es un hecho cierto que las lluvias que hemos tenido siguen por debajo de lo normal. En varias cuencas estamos entre 300 y hasta 500 mm acumulados menos que en un año normal. Es decir, el año sigue siendo seco”, dijeron desde la empresa.
Añadieron que los principales embalses energéticos Chilenos (en cuanto a volumen y capacidad de guardar agua de una temporada o hasta un año para otro) son embalses de alta cordillera como el Laja o la Laguna del Maule, lo que significa que cuando en el resto de Chile llueve, allí más bien nieva, y el agua no escurre inmediatamente al embalse, sino que hay que esperar a la primavera para que se manifieste en caudales que de verdad eleven las cotas.
Del Campo también indicó que, pese a la situación de pocas lluvias, no se han bajado los niveles de seguridad del sistema, pero que el tener que reemplazar el agua con petróleo diésel encarece los costos de la energía.
En ese sentido, cabe consignar que los costos marginales -lo que pagan las em- presas por la energía- han bajado casi 3% entre enero y julio, frente al año anterior, pasando desde un promedio de US$ 199/MWh a US$ 193/MWh en lo que va del año. No obstante, en julio los costos marginales promedian US$ 246/Mwh.
Fuente / La Tercera
julio 9, 2013 | Industria
(Estrategia) Una producción total de 1.426 GWh anotó Endesa durante el mes de junio agregando la generación correspondiente a las filiales San Isidro, Pehuenche y Pangue, lo que le significó alcanzar una participación de mercado del 34% en el Sistema Interconectado Central (SIC). La empresa registró algunas bajas importantes en sus unidades, principalmente en la hidroeléctrica Pehuenche, que pasó de aportar 140 GWh en mayo a los 124 GWh del mes pasado. San Isidro registró una baja igualmente significativa desde 525 GWh a 525 GWh en el mismo período.
La filial del grupo Enersis fue seguida por AES Gener, compañía que –sumando la propiedad del 50% que mantiene en la termoeléctrica Guacolda- anotó una cobertura del 27% de la electricidad generada en el mismo mes. La producción de la generadora totalizó unos 1.158 GWh, de los cuales 436 GWh corresponden al aporte de Guacolda.
El tercer lugar nuevamente lo obtuvo Colbún, empresa que mantuvo su participación de mercado del 21%, registrando –no obstante- una baja en su producción desde 891 GWh de mayo a los 878 GWh de junio.
Fuente / Estrategia
junio 6, 2013 | Industria
(La Tercera) Un incremento muestra la participación de la hidroelectricidad en la generación del Sistema Interconectado Central -que opera entre Taltal y Chiloé, y abastece al 94% de la población-, tras las lluvias de la semana pasada. Según datos del Cdec-SIC, entidad que coordina a las eléctricas, las hidroeléctricas aportaron 24% de la energía el fin de semana del 25 de mayo, nivel que subió ayer a 42%.
El incremento de la generación hidroeléctrica responde a mayores aportes de centrales Ralco y Pangue, que antes de las lluvias se encontraban en condición de “agotamiento”, es decir, sólo acumulaban agua. También están siendo relevantes los embalses Colbún y Machicura.
Ayer, la generación hidráulica del sistema fue programada para aportar 60.223 MWh, de una demanda total de 143.259 MWh. En el caso de los principales embalses de Colbún: Canutillar, Colbún y Machicura, en conjunto, actualmente aportan 11.239 MWh a la generación hidro, aproximadamente 18,9% del total. Ralco y Pangue, que en mayo prácticamente no aportaron energía por su condición de agotamiento, ahora generan en torno a 13.600 MWh, 22,5% del total de la energía hidroeléctrica.
Pese a esto, los embalses siguen con déficit y los costos marginales -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- siguen altos. En junio promedian US$ 228,6 por MWh, frente a los US$ 209,1 por MWh de mayo. Esto responde a que hay centrales fuera del sistema por fallas y mantención.
Fuente / La Tercera
junio 4, 2013 | Industria
(La Tercera) Pese a los frentes de mal tiempo que afectaron la semana pasada a la zona centro sur del país -y que permitieron un mayor aporte de la generación hidroeléctrica-, en mayo, el costo de la energía subió 26% respecto de abril. Al bajo nivel de los embalses se sumó que varias de las principales centrales térmicas estuvieron fuera de operación.
Según datos del Cdec-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, el costo marginal -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado- promedió US$ 209,4 por MW en mayo, frente a los US$ 166,1 por MW de abril. No obstante, el costo bajó 15,7% respecto a mayo de 2012 cuando se ubicó en US$ 248,6 por MW.
Tras las lluvias, el aporte de la hidroelectricidad creció desde 24% hasta el 32% -con el mayor presencia de centrales que estaban en agotamiento, como Ralco y Pangue-. Sin embargo, esto no tuvo el efecto esperado en precios, pues fue contrarrestado por la salida de operaciones de las centrales de ciclo combinado Nehuenco II (por una falla mayor), Nueva Renca (en manteneción) y Santa María, carbonera de Colbún, que enfrentó un falla menor y volvió a inyectar energía al sistema, el viernes.
Las tres centrales en conjunto aportan unos 1.120 Mw de energía de base. Se espera que, en la medida que las lluvias se sigan presentando en el invierno, los costos marginales tiendan a la baja en el mediano plazo.
Según fuentes de la industria, ayer el costo marginal se ubicaba en torno a US$ 278 por Mw.
Fuente / La Tercera
