febrero 20, 2020 | Industria
(Pulso) La sequía también ha golpeado al sector energético. Así lo dejan ver las cifras del Coordinador Eléctrico, que arrojan que en los meses de verano de este año (diciembre, enero y hasta el 15 de febrero, para el caso de 2020), la generación hidroeléctrica está teniendo una fuerte baja en comparación al mismo periodo de los años anteriores.
Se trata de un cambio de escenario respecto a los años anteriores, pues historicamente es en verano donde, producto de los deshielos, la producción hidroeléctrica sube. En lo que va del trimestre diciembre-febrero de la presente temporada la hidroelectricidad representa el 27,9% del total de producción eléctrica, mientras que el año pasado fue el 32,5%. Analizando los años anteriores, el aporte siempre fue más alto que lo visto hasta esta temporada, según lo muestran números históricos publicados por la Consultora Systep. De acuerdo con estos datos, en varios años el agua reprsentó más del 40% del total de la generación de la matriz.
Sin embargo, y a diferencia de lo que ocurría en el pasado, el auge de las energías renovables -principalmente eólica y solar- y la caída de sus costos ha permitido que esta menor producción hídrica no signifique alzas en los costos de la electricidad.
Lo que explica estos números es principalmente la falta de agua que ha habido en los últimos años en la zona central, lo que se agudizó en 2019. El año pasado se finalizó con una relevante escasez de lluvia en todas las cuencas del sistema, donde destacaron las del río Rapel y Maule, que tuvieron un déficit de 79% y 68% respecto a un año normal, mientras que en las cuencas del Laja y Biobío se llegó a un 35%.
“Esto provocó una débil acumulación de recursos en los principales embalses de generación. El volumen de recursos hídricos acumulado al 31 de diciembre de 2019 en los embalses más relevantes del sistema totalizaba 3.425 Hm3, lo que representa un 43% menos que el volumen habitualmente almacenado en esa fecha”, sostuvo Rodrigo Solís, director de estudios y contenidos de Generadoras de Chile.
Otro factor que afecta a la menor generación hidro es que no se han construido nuevas centrales de esa tecnología en los últimos años. A esto se le suma la fuerte entrada de energías renovables al sistema.
La situación no pareciera que mejorará en los próximos años, según los pronósticos de expertos. El Coordinador Eléctrico proyectó para este año -al igual que el pasado- con una hidrología seca. Sin embargo, la entidad espera que la participación de la generación hidroeléctrica este año aumente, representando el 29% del total de la energía de la matriz, con 22.983 GWh.
Soluciones
Para la industria el fenómeno de menor aporte hidroeléctrico al sistema es preocupante, pero en el que se ven soluciones, principalmente en la generación de energías renovables.
Al respecto, el director de estudio de Acera, Darío Morales, sostuvo que lo primero que se debe hacer es tomar conciencia de la crisis climática que se enfrenta y acelerar lo más posible la transición energética. “Eso significa abrir espacio a las nuevas tecnologías renovables que no han podido lograr un alto desarrollo en Chile (como CSP o geotermia), impulsar el ingreso del almacenamiento de energía como complemento de las energías variables y abrir espacio a los pequeños medios de generación distribuida”, señaló el ejecutivo.
Para la gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, “no es un tema preocupante como lo fue hace 20 años con la sequía del 98-99, en que nuestra matriz de generación era 70% hidro. En la actualidad tenemos una matriz mucho más diversificada gracias a la baja de precios de la tecnología solar y eólica”.
En lo que va del verano, el carbón es el principal aportante a la matriz, explicando el 34,9% de la producción total del sistema. La energía solar, en tanto, representa el 10,3% y la eólica, 6,7%.
diciembre 30, 2019 | Industria
(El Mercurio) Un importante avance es el que se espera que tenga la generación renovable dentro de la matriz energética del país, según las primeras proyecciones entregadas por el Coordinador Eléctrico Nacional para el 2020, en la que se indica que incluso se superaría un promedio de anual de 23,5%.
La importancia de esta cifra tiene que ver con el cumplimiento de la meta fijada por ley para este tipo de fuentes, el cual estaba fijado en un 20% a 2025.
Según explican desde el Coordinador Eléctrico, las estimaciones apuntaban que a este año el indicador esté en un 20,3%, sin embargo, con la caída que ha tenido la demanda por energía tras el estallido social, va a ser clave el desempeño de los últimos días del año para ver si se cumple la meta anual.
El escenario planificado por el Coordinador, que considera un proyección que incluye un nuevo año hidrológico seco, apunta a que en 2020 las fuentes renovables aportarán hasta 18.630 MW, en donde destacan aportes solares y eólicos.
En cuanto a la participación del gas, en la planificación de 2020 no se consideran los envíos provenientes del otro lado de la cordillera, por lo que existe un espacio importante de crecimiento para este tipo de fuente de generación, que podría desplazar a una gran porción de la producción de las centrales a carbón.
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«Este año hubo una disponibilidad bastante alta, incluso durante el invierno, a precios muy competitivos respecto al carbón, pero son contratos interrumpibles y que se informan a corto plazo, por lo que no se puede incorporar en las proyecciones», explica Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico.
Para el siguiente ejercicio, la entidad tiene planificada la entrada en funcionamiento de 62 nuevas centrales de energía, de las que más del 80% son renovables.
Impacto en el costo marginal
Una de las consecuencias que ha tenido la mayor penetración de las fuentes renovables ha sido la caída que se ha visto en el costo marginal, precio que se utiliza en la valorización de transferencias de energía entre empresas generadoras, siendo la referencia para clientes libres que negocian directamente con estas empresas. Esto, a diferencia de los regulados, grupo en que figuran los clientes residenciales.
En lo que va acumulado del año, el indicador promedia US$53,7 por MW/ hora en la barra Quillota (referencia para la zona central) en comparación con los US$ 63,5 por MW/h del ejercicio anterior, lo que significa una caída de hasta un 15%.
«La principal causa de la disminución es la entrada en operación de Cardones-Polpaico; esta línea refuerza considerablemente la interconexión entre la zona centro-sur y norte del país, y permite transportar energía de menor costo desde la zona norte del país», explica Sebastián Novoa, director ejecutivo de Ecom Energía.
A lo anterior se suma la mayor importación del gas argentino con precio competitivo, además de la caída de hasta la mitad en el precio del carbón.
Las proyecciones del Coordinador apuntan a que el costo marginal siga cayendo en 2020, con un retroceso aún más pronunciado, y situándose en unos US$ 41 por MW/h.
diciembre 30, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) La transición hacia una matriz más limpia está avanzando rápidamente y así lo muestran las cifras del Coordinador Eléctrico. Según la entidad, este año se alcanzará una participación de 20,3% de las ERNC, superando con creces la meta fijada por ley para 2025, de llegar al 20% de participación.
Uno de los efectos que tiene esta mayor penetración de energías renovables es la disminución en los costos marginales, que son los valores en que se transa la electricidad entre generadoras. En las dos barras más representativas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) – zonas geográficas que determinan el costo de la energía- , la Crucero (220 kV) y la Quillota (220 kV), esto se ha visto reflejado.
Ambas presentarán este año una disminución en comparación al 2018, es decir, de promedios de US$52,9 MWh y US$63,5 MWh, respectivamente, cerrarán este año en los US$46,5 MWh y US$53,7 MWh. La barra Crucero tendrá una baja de 12,1% y Quillota de 15,4%.
Al volver más atrás, al año 2010, las cifras de ambas barras superaban los US$100 MWh: la de Crucero fue de US$121,5 MWh y la de Quillota de US$135,2 MWh. Así por ejemplo en 2021, la barra Quillota tuvo un alza y alcanzó los US$188,3 MWh. Recién en el 2015 los costos marginales de ambas barras cayeron de los US$100 MWh y desde esa fecha, que han ido rápidamente a la baja.
En relación a las proyecciones del Coordinador para el próximo año, los costos marginales de ambas continuarán a la baja. Por una parte la barra Crucero llegará a los US$40,3 MWh y Quillota a US$41,2 MWh, es decir, disminuirán 11,4% y 25% respectivamente. Lo anterior se explica por efecto de mayor colocación de gas argentino y mayor colocación de renovables por la línea de transmisión Cardones-Polpaico, que comenzó a operar este año.
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Aumento en renovables
En la misma línea que se han seguido los últimos años, en 2020 se espera que 62 nuevas centrales comiencen a operar. De estas, 34 serán solares, lo que se traduce en 1.504 MW de potencia. Luego serán seguidas por 9 centrales eólicas, que sumarán 1.107 MW nuevos. Más por abajo, se incorporarán 10 centrales hidro (con una capacidad de 756 MW), 8 térmicas (de 612,9 MW) y 1 geotérmica (de 33 MW de potencia).
En tanto, según la proyección del Coordinador Eléctrico, se alcanzará 23,5% de generación solar el próximo año. Esta es la que tendrá el salto más importante, pues pasará de representar el 8,3% (en 2019) al 10,9%, es decir, de 6.381,4 GWh a 8.637,8 GWh.
En tanto, la eólica también aumentará su participación, ya que pasará de 6,1% de participación en la matriz a 7,6% el próximo año. El carbón nuevamente liderará como el tipo de energía más importante, pero continuará disminuyendo su participación -este año representará 36,4% del total. Así, el próximo año, la participación de esta tecnología pasará a 35,9% del total de la generación de la matriz. El principal motivo de esto, se debe al acuerdo entre las empresas y gobierno para descarbonizar la matriz y que tiene como objetivo cerrar todas las carboneras antes de 2040. Otra importante baja que se espera es la de gas, ya que disminuirá a 11,2%, es decir, a 8.888 GWh -este año representará 18,1%, debido a la mayor penetración de gas argentino-.
En relación a las hidro, su participación en la matriz aumentará, a pesar de que el Coordiador proyecte el próximo año -al igual que este- con una hidrología seca. Según la entidad, esta aumentará 1,5 puntos porcentuales, es decir, llegará a representar el 29% del total de energía de la matriz, con 22.983 GWh.
“Actualmente nos encontramos en esa condición hidrológica (seca) y es del todo esperable que no cambie esa situación, debido a los pronósticos de lluvia y deshielo próximos”, se sostuvo desde el Coordinador Eléctrico.
diciembre 11, 2019 | Industria
Fortalecer la red de transmisión en la zona de Quintero es uno de los principales desafíos que advierte Andrés Salgado, socio fundador de ENC Energy Consultants, con el anuncio de anticipar el cierre de centrales termoeléctricas a carbón de aquí a 2024, donde AES Gener informó que se retirarán las unidades 1 y 2 de Ventanas, en la Región de Valparaíso, junto a las unidades 1 y del Complejo Térmico Mejillones, que realizará Engie Energía Chile.
Según el ex director ejecutivo del anterior CDEC SIC, el reemplazo para este tipo de generación debería ser realizado por tecnologías que tengan la capacidad de generación base, como las centrales de ciclo combinado.
Descarbonización
Luego del anuncio de acelerar el retiro de unidades a carbón, ¿cuáles son los escenarios que se viene para reemplazar a esa menor generación total de 700 MW a 2024?
Los escenarios que se vienen es ver cómo se reemplaza esa generación de base para que no se afecte el suministro eléctrico a la población en forma segura y eficiente. Esto se traduce en requerimientos de centrales existentes que puedan operar en base u otras que estén en construcción. No se puede olvidar que el desarrollo del sistema de transmisión también se verá exigido por estos cambios, es decir, se requerirán más líneas de transmisión.
¿Qué escenario operacional se prevé para la zona de Mejillones y de Quintero con la salida de las unidades de Engie y AES Gener?
La zona de Mejillones, en particular el sistema de transmisión, no se debiera ver afectada por el retiro de dos unidades. En la zona central el tema es distinto dado que el sistema de transmisión de la Región de Valparaíso está más condicionado a la operación de las unidades de Ventanas. Se debieran realizar refuerzos en esa zona que debieran ser contemplados por la Comisión Nacional de Energía en el proceso de expansión anual actualmente en curso.
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¿Cuál sería la generación de base que podría reemplazar a esta menor generación a carbón?
La generación carbón es de bajo costo y con alto factor de planta, opera las 24 horas del día y es considerada generación de base. Reemplazar completamente esta generación con energía renovable variable se ve poco probable, por lo que necesariamente se deberán incorporar otras alternativas o tecnologías con capacidad de generación base, como por ejemplo centrales de ciclo combinado. Lo importante es que se mantengan incentivos y facilidades para que cualquier tecnología pueda ingresar al sistema eléctrico. En este escenario, las interconexiones internacionales también pueden ser soluciones factibles.
¿En qué zonas se podría acelerar la expansión de la transmisión con este nuevo cronograma de descarbonización?
El sistema costa de la Región de Valparaíso es el que debiera revisarse a la brevedad. A ello se suma que los planes de expansión de transmisión del Sistema Nacional pueden ver mayor exigencias en las líneas de transmisión que convergen en la zona central de Chile. En efecto, al tener menos centrales de base en la zona central, necesariamente se deberá traer más energía ya sea del sur o norte del país, lo que exigirá en mayor medida a los sistemas existentes y en desarrollo.
¿Dónde debería poner atención el coordinador eléctrico con este futuro escenario?
El Coordinador Eléctrico es un organismo muy bien capacitado y con bastante experiencia en administrar este tipo de situaciones. Estos escenarios deben estar estudiados y es probable que el foco esté en definir las políticas de operación y criterios de seguridad que se aplicarán en la medida que se produzcan eventuales restricciones en el sistema de transmisión por el retiro de unidades. Cabe recordar que si se aplica el mismo esquema de retiro de unidades generadoras de carbón anunciado hace algunos meses atrás, en situaciones de riesgo de abastecimiento el Coordinador puede solicitar que las unidades que estén en proceso de retiro vuelvan a la operación por un periodo.
noviembre 20, 2019 | Industria
(La Tercera-Pulso) La sequía no ha dado tregua al país en los últimos años, en particular a la zona central. Durante la temporada 2019-2020 esto se ha mantenido y las estimaciones de los niveles que tendrán los embalses de la zona central durante el verano, que se utilizan para generación hidroeléctrica, son críticos.
Así lo refleja el último pronóstico de deshielo que realizó el Coordinador Eléctrico Nacional, y que contabiliza el período que va desde octubre de 2019 a marzo de 2020. Según ese estudio, en los embalses para generación eléctrica ubicados entre las regiones de Valparaíso y Biobío habrá una probabilidad de excedencia promedio del 91%, aunque en algunas zonas, como es el caso de Rapel, el valor escala a 98%.
Esto quiere decir que el 98% de las temporadas anteriores fue más húmeda que esta, lo que la ubica en el 2% de los períodos más secos desde que se tiene registro. En el caso de Rapel, en el mismo de los años pasado y antepasado la probabilidad de excedencia había sido del 87%.
La cuenca del Maule, donde se encuentran embalses como la Laguna del Maule o Colbún, también sufrirá las consecuencias de la sequía. De acuerdo con el pronóstico del Coordinador, la excedencia alcanzará el 94%, lo que es 19 puntos más que en el período anterior.
Más al sur, la situación varía favorablemente, aunque sigue en niveles críticos. En las zonas de Laja y Ralco (Biobío), los niveles de excedencia serán menores que en el mismo período del año anterior. En el caso de Laja, se alcanzará una cifra del 78%, 5 puntos menos que en 2018/2019, mientras que en Ralco se llegará al 78%, cuatro puntos por debajo que en la temporada previa.
Desde el Coordinador Eléctrico sostuvieron que los estudios que elaboraron confirman que hasta marzo del próximo año, que es cuando se constata el nivel más bajo de deshielos, se observan condiciones secas desde la cuenca del Río Maule al Norte. En tanto, desde la cuenca del Río Laja hacia el Sur, las condiciones serán medias a secas.
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En tanto, en la cuenca del Río Aconcagua la situación es más deficitaria, batiendo los récords históricos. Así lo sostuvo el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach. Sin embargo, se trata de una cuenca de menor relevancia para el sistema para efectos de generación eléctrica, en comparación con Laja, Maule o Ralco.
Como podría suponerse, la causa de estos bajos niveles de deshielo está en la poca nieve caída en la alta cordillera, que es el principal abastecedor de estos embalses para generar energía.
Sistema cubierto
A pesar de que la situación en las cuencas es así de negativa, el Coordinador Eléctrico descarta una falta de abastecimiento o riesgos para el sistema.
Desde esa entidad indicaron que “tenemos una matriz de generación diversa y robusta”. Agregaron que hasta la fecha, el Sistema Eléctrico Nacional dispone de un total de 551 centrales de generación en condiciones de operar, de las cuales 161 son hidroeléctricas (6.822 MW), 181 termoeléctricas (13.531 MW), 172 solares (2.711 MW), 36 eólicas (2.157 MW) y 1 geotérmica (44 MW).
El presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, indicó que las condiciones de transmisión, las proyecciones de demanda eléctrica, la disponibilidad de centrales de generación, así como el nivel de precio de los combustible para los próximos meses, dan señales de tranquilidad.
“El Coordinador entregó un plan de generación que optimiza el uso de recursos para optimizar el uso de los recursos, para obtener una operación segura y de menor costo total”, comentaron desde esa entidad.
Al respecto, agregó que es esperable que, junto con el máximo de aprovechamiento de la generación solar y eólica, se haga un mayor uso de la energía almacenada a la fecha en embalses.
Por último, sostuvo que el volumen de recursos hídricos acumulado al 30 de septiembre en los embalses más relevantes del sistema totalizó 3.221 millones de metros cúbicos, “lo que representa sólo el 59% del volumen habitualmente almacenado en esta fecha”.
