julio 15, 2021 | Industria
La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que la demanda mundial de electricidad crezca cerca de un 5% en 2021 y un 4% en 2022, luego de la caída de 1% registrada el año pasado, a causa de la pandemia de Covid-19, de acuerdo con lo indicado por el informe del mercado eléctrico de julio, publicado por el organismo.
Según el documento, «la generación de electricidad renovable sigue creciendo con fuerza, pero no puede seguir el ritmo de la creciente demanda. Después de expandirse en 7% en 2020, se prevé que la generación de electricidad a partir de energías renovables aumente en un 8% en 2021 y en más del 6% en 2022. A pesar de estos rápidos aumentos, se espera que las energías renovables puedan servir solo alrededor de la mitad del crecimiento proyectado. en la demanda mundial en 2021 y 2022″.
Carbón y renovables
También se proyecta que la electricidad basada en combustibles fósiles cubra el 45% de la demanda adicional en 2021 y el 40% en 2022, donde la generación de carbón, después de disminuir 4,6% en 2020, aumentará casi 5% en 2021 «para superar los niveles prepandémicos».
«Crecerá un 3% más en 2022 y podría establecer un máximo histórico. Después de disminuir en un 2% en 2020, se espera que la generación a gas aumente en 1% en 2021 y cerca de 2% en 2022», se agrega.
Respecto a las emisiones de CO2 del sector eléctrico, el informe estima un aumento entre 2021 y 2022: «Tras caer un 1% en 2019 y un 3,5% en 2020, se prevé que las emisiones de CO2 del sector eléctrico aumenten 3,5% en 2021 y 2,5% en 2022, lo que las llevaría a un máximo histórico».
Finalmente se señala que la mayor proporción de energías renovables variables (eólica y solar fotovoltaica) está teniendo un impacto medible en la operación y el diseño de los sistemas eléctricos. «El análisis de mercados seleccionados muestra que están aumentando los cambios horarios en la demanda que deben ir acompañados de una generación y un consumo flexibles. Además, la brecha entre los niveles máximo y mínimo de generación flexible requeridos cada día está creciendo. Esto hace que sea cada vez más importante que los sistemas eléctricos sean más flexibles para complementar la generación a partir de energías renovables variables como la eólica y la solar fotovoltaica», se afirma.
junio 24, 2021 | Industria
La Comisión Nacional de Energía (CNE) estima que el crecimiento de la demanda eléctrica para 2022 será de 5,2% respecto a este año, pasando de 73.941 GWh a 77.787 GWh, donde el consumo de los clientes libres aumentará 8,6%, mientras que el de clientes regulados se contraerá -0,31%, de acuerdo con las proyecciones que contiene el Informe Técnico Preliminar para la fijación de precios nudo de corto plazo.
El documento considera la previsión de la demanda eléctrica desde este año a 2032, periodo en que se llegaría a 97.574 GWh en el Sistema Eléctrico Nacional. Desde 2023 se contempla pasar el umbral de 80.000 GWh al año, con un crecimiento en el consumo de clientes libres de 4,9% y 5,8% para 2023 y 2024, respectivamente.
Obras
La modelación de la CNE también incorpora el programa de obras de generación, especialmente con las «centrales comprometidas en los contratos que surgen en el marco del proceso de licitaciones de suministro a cliente regulados», donde se identifican 9 proyectos de generación que suman en torno a 1.500 MW de capacidad instalada, repartidos en cuatro centrales solares fotovoltaicas, tres parques eólicos y dos instalaciones térmicas a gas natural.
Estas iniciativas tienen una fecha de entrada en servicios desde fines de este año hasta diciembre de 2023.
Además, se consideran 46 obras de transmisión, que prevén su puesta en marcha desde este año hasta enero de 2025, donde se destacan proyectos destinados a fortalecer la zona sur del Sistema Eléctrico Nacional.
enero 4, 2021 | Industria
Un crecimiento promedio de 5,1% para la demanda eléctrica de 2021 respecto al año recién pasado proyecta Systep Ingeniería, sobre la base del comportamiento real del consumo hasta noviembre 2020 y la contingencia que se ha generado producto de la pandemia originada por el Covid-19.
En su análisis, la consultora definió tres escenarios de operación distintos, en que se considera un caso base, un caso bajo que considera una alta disponibilidad de Gas y bajos costos de combustibles, y un caso alto en el cual se considera que solamente San Isidro y U16 tienen disponibilidad de Gas.
Costos marginales
También se realizó una proyecciones de los costos marginales a 12 meses, a partir de la información publicada en los últimos informes de programación y operación del Coordinador Eléctrico Nacional, donde para los tres casos considerados se estima un promedio por debajo de los US$60 por MWh.
«Es importante mencionar que, dadas las posibles modificaciones al plan de obras de generación y transmisión considerado, junto a la postergación de los mantenimientos informados por el Coordinador, no es posible garantizar que los supuestos anteriores ocurran exactamente como se han modelado, pudiendo existir divergencias en los costos marginales proyectados con respecto los costos reales», señala el reporte mensual de Systep.
Además se considera, en los siguientes 12 meses, «la entrada en operación de 5.550 MW de nueva capacidad, de los cuales 2.698 MW son solares, 1.543 MW son eólicos, 28 MW son geotérmicos, 563 MW hidráulicos, 166 MW de biomasa y 718 MW térmicos. Además, se considera el retiro anticipado de unidades térmicas Ventanas I y Ventanas II para diciembre 2020 y enero 2021 respectivamente, equivalentes a 299,2 MW».
De acuerdo con la consultora, los percentiles consideran simultáneamente, «tanto la variabilidad hidrológica como los distintos niveles de demanda que pueden ocurrir durante los meses».
«La línea azul muestra un promedio estadístico de los costos marginales esperados para las distintas barras. El área azul contiene el 90% de los costos marginales calculados (registros entre el percentil 5% y 95%) usando los distintos bloques de los meses y todas las hidrologías consideradas, mientras que el área celeste incluye el 100% de los costos marginales calculados (registros entre el percentil 0% y 100%)», se explica.
octubre 23, 2020 | Industria
El sector de la hotelería y restoranes, junto a la construcción, son los que encabezan la mayor contracción en el consumo eléctrico entre mayo y septiembre, con niveles que superan el 70%, según las estimaciones elaboradas por la consultora SPEC Energy, que también identificó a las actividades inmobiliarias, empresariales y de alquiler, con la explotación de minas y canteras como los rubros más afectados por las restricciones de movilidad impuestas por la actual pandemia.
Los hoteles y restoranes han anotado una disminución de -76% en abril, para mantenerse en -74% en septiembre, mientras que la construcción ha visto como su consumo eléctrico ha descendido de -42% en abril a -73% en septiembre.
Otro rubro que tiene un estado de contracción de su demanda eléctrica son las actividades inmobiliarias, empresariales y de alquiler, que entre abril y septiembre pasaron de -15% a -39%.
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Los datos de SPEC también muestran sectores que se están recuperando en sus consumos, como el consejo de administración de edificios y condominios, que evolucionaron de -46% en mayo a -30% en septiembre, mientras que la enseñanza pasó de -27% a -11%. En un mejor estado también se ubica la intermediación financiera, pasando de -8% a -5% y los servicios sociales y de salud, que han pasado a números azules, de -7% a 1%, al igual que la administración pública y defensa, planes de seguridad social (de -6% a 3%).
Bajo la categoría de transición están las industria manufactureras no metálicas, cuyo consumo eléctrico entre mayo y septiembre pasó de -54% a -39%, en tanto que el comercio mayorista y minorista lo ha hecho desde -47% a -16%.
octubre 23, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Uno de los primeros signos en los que se vio reflejada la llegada de la pandemia al país en la industria eléctrica, fue en la caída de la demanda. Entre los meses de abril y agosto la demanda cayó 2,2% promedio en comparación a los mismos meses del año pasado, acentuándose en julio, cuando la cifra cayó 4,3% interanual.
Pero el mes pasado se cortó la tendencia, pues se vio un alza de 0,8% -según el informe preliminar del Coordinador Eléctrico-, lo que se traduce en el primer dato positivo desde abril.
Esto se debe al reinicio de las actividades, siendo, por lo tanto, un buen anticipador del desempeño de la economía. “Durante los últimos meses se ha visto una recuperación en los niveles de demanda de rubros de la economía como la intermediación financiera, la industria manufacturera, la agricultura y la ganadería”, sostuvo el director de Spec, Carlos Suazo.
Respecto a la primera quincena de octubre, desde el Coordinador Eléctrico informaron que se observó una baja del consumo eléctrico en torno a 0,7%, respecto del mismo mes del año 2019. “Todo lo cual, mostraría una tendencia de acercamiento hacia niveles de demanda más normales”, destacaron.
¿Tendencia?
El principal factor de la caída de la demanda durante la pandemia fue que diversas industrias dejaron de operar por el confinamiento. “Respecto de los próximos meses y en la medida que la pandemia se mantenga controlada y las comunas avancen hacia Fase 5 del plan Paso a Paso, se debería observar una tendencia a aumentar los consumos de electricidad, para acercarse a valores similares o superiores a los de 2019”, aseguraron desde el Coordinador Eléctrico.
En tanto, el gerente general de Valgesta Energía, Ramón Galaz, manifestó que no es posible asegurar que esta tendencia se mantenga en los próximos meses, dado que eso depende de cómo evolucione la crisis sanitaria. “Si no se dan rebrotes que impliquen retroceder a condiciones más restrictivas de movilidad, es posible esperar que la demanda eléctrica siga recuperándose”, dijo. En esa misma línea, el director ejecutivo de Ecom Energía, Sebastián Novoa, señaló que “en general, lo esperable es un estancamiento tendiente a un aumento gradual del consumo”.
Mayor demanda
La demanda es uno de los principales indicadores del sector y de ella dependen diversos indicadores. El director de Spec, indicó que la demanda de energía es una de las tantas variables que determinan la dinámica de precios de corto plazo del sistema. “En términos simples: a mayor demanda, mayores costos marginales”.
Sebastián Novoa, en tanto, dijo que la relevancia de la demanda tiene muchas aristas. Por ejemplo, muchos proyectos de energía renovable licitados para cubrir la demanda regulada tienen expectativa de ingreso al sistema dentro del período ahora afectado por la incertidumbre, ya sea política o generada por el Covid. “Esta energía venía a cubrir una demanda que hoy no está, al ser así, presionará los precios libres tornando aún más competitivo este mercado”, dijo
