marzo 14, 2022 | Industria
El valor medio de los costos marginales de febrero, fue de US$67,88/MWh, el cual fue inferior respecto al presentado en febrero del 2021, que llegó a un valor de US$84,55/MWh. Para el resto de las barras los precios fueron muy parecidos, salvo en la barra P. Montt que fueron altos, pues mantiene su desacople, alcanzó una media de US$289,95/MWh, valor un 91,2 % más alto respecto al mismo mes de 2021.
Así lo señala el análisis de Orrisk de febrero, donde se explica que, al igual que los meses pasados, «el bloque 1B es el que presenta menores precios, para el caso del mes de febrero el bloque señalado presenta un valor medio de 40,40 USD/MWh, valor muy inferior al presentado en igual mes del 2021».
«En el caso del bloque 1A los valores fueron muy parecidos, mientras que el 1C la diferencia que existió bordea los 8,22 USD/MWh. Claramente el impacto del Bloque 1B se refleja en el valor medio del mes, y que, comparado con igual mes del 2021, se traduce en una diferencia de 16,87 US$/MWh de menor precio», se añade.
Análisis Horas
En cuanto al número de horas con costo marginales nulos, el informe sostiene que la barra Polpaico 220 kV alcanzó las 120 horas en el mes de febrero, lo que en términos de días equivale a 5,0, «valor muy superior a igual mes del 2021».
«Ahora en cuanto al anual acumulado, en términos de días, este 2022 ha presentada un equivalente de 10,17 días, valor que representa el 83,6% de todo lo presentado el 2021, por lo que resulta esperable que el 2022 supere con creces el año anterior. El periodo de mayor presencia con precios nulos corresponde al Bloque 1B, con un equivalente de 18,4 días (donde 1 día equivale al número de horas del bloque dentro de las 24 horas). No deja de ser llamativo el Bloque 1C que presenta un acumulado de 9,6 días, mientras que el 2021 alcanzo los 12 días», se indica.
Y se plantea: «Dado lo indicado, de inmediato surge la pregunta, si las condiciones de operación a costo marginal nulo en el bloque indicado ¿se originan por falta de sistema de transmisión o bien por una sobrecapacidad que copa las líneas?, de acuerdo al último Informe de Precio Nudo de Corto Plazo, un monto importante de generación renovable futura corresponde al tipo fotovoltaica que operara en el bloque comentado».
«Para Orrisk no es claro que exista eficiencia en el desarrollo de la nueva infraestructura en generación y transmisión, actualmente no existe señal de localización vinculante, por ejemplo, que las nuevas renovables se ubiquen en los Polos de Desarrollo, evitando nuevas líneas que se requieren según la ubicación de las centrales y cuyo costo es traspasado a los usuarios», afirma el análisis.
febrero 7, 2022 | Industria
El valor medio de los costos marginales del mes enero 2022 fue de 69,35 USD/MWh (primeros 30 días), el cual fue superior en un 17,98% respecto al mismo mes de 2021, mientras que para el resto de las barras los precios fueron muy parecidos, salvo en la barra Puerto Montt que fueron altos, llegando a US$212,03 /MWh, superior en 143,9 % respecto al mismo mes de 2021.
Así lo indica el reporte mensual que realiza Elio Cuneo, socio director de Orrisk, donde tambien se destaca que, a nivel de un análisis por bloques de suministro de energía, mismo considerados en las licitaciones para empresas distribuidoras, «para enero 2022 y en S/E Polpaico, el bloque 1B correspondiente a las horas de sol, presentó un valor del Costo Marginal más bajo respecto al 1A y 1C del mes con un promedio de 27,69 USD/MWh, y notoriamente más bajo respecto al igual mes del año 2021 (47,35 USD/MWh). Aun cuando su valor es más bajo, presenta una mayor volatilidad respecto a los otros dos bloques (116%)».
En cuanto a horas con costo marginales nulos para la barra Polpaico, el documento sostiene que se «presentaron 124 horas hasta el día 30 de enero, cantidad de horas que representa el 17,2% del total de horas escrutadas, valor muy superior al de enero del 2021, el cual no presentó ninguna hora con dicho precio. El bloque 1B es el que presenta el grueso de horas con la mayor presencia de precios nulos dentro del mes, mientras que los otros dos bloques su participación es menor».
Tarifas
«Como es sabido, el grueso de las tarifas de electricidad, expresadas en dólares, y que se cobran a clientes libres y regulados, están indexadas según variaciones que experimente el CPI de Estados Unidos; esta variación refleja la pérdida del valor adquisitivo de la moneda. Para el año 2021, la variación anual de la variable indicada alcanzó un 7,04 %, lo que se traducirá en un incremento de los precios de igual monto respecto a las tarifas vigentes en diciembre del 2020 y que consideren este indexador. Cabe recordar que el valor histórico de la variación del CPI es del orden del 2% anual (Ventana 2016-2020)», indica el reporte.
«Para el caso de los clientes regulados, cuyos contratos de suministro se iniciaron antes de enero 2021, se debe considerar la presencia de la ley 21.185 del 2019, norma asociada al Mecanismo de Estabilización de Precios que implica que las tarifas en dólares no se alteran en un cierto periodo, y que la diferencia que surjan se acumula en un fondo denominado Saldos», se añade.
enero 11, 2022 | Industria
«En general, todas las variables estadísticas que surgen del estudio anual de los costos marginales, presentan incrementos importantes respecto al año 2020, en efecto al visualizar la media anual, esta presenta un incremento del 97,7%, asimismo la cantidad equivalente de días con costos marginales nulos aumento en un 116,5% cerrando con un valor de 12 días para el 2021″.
Así lo señala reporte mensual -correspondiente a diciembre pasado- sobre el comportamiento de los principales factores de riesgo del sector energético, que realiza Elio Cuneo, socio director de Orrisk.
El documento destaca la métrica de riesgo, con el costo variación, que permite comparar el nivel de incertidumbre de los precios entre uno y otro año: «El incremento fue notoriamente menor respecto a otras métricas, solo del 11,1%, lo cual indica que los riesgos presentados en el mercado spot el 2020 y el 2021 son muy parecidos, independientemente que el 2021 presenta un incremento importante de los precios»
El análisis también señala que los costos marginales en el mercado spot, (S/E Polpaico), en diciembre presentaron un alza del 21,6 % respecto al mes de noviembre, «cerrando en 85,67 USD/MWh como media mes hasta el 28 de diciembre; para el resto de las barras de los precios fueron muy parecidos, salvo en la barra P. Montt que permanecen altos cerrando en 213,66 USD/MWh, levemente superior al mes anterior en un 3,1%».
Vertimientos
En cuanto a horas con costo marginales nulos, para la barra Polpaico, el análisis detectó que estuvieron presentes «un total de 50 horas hasta el día 28 de diciembre, valor un 7,4 % inferior respecto al mes anterior. Un descenso importante de las horas con vertimiento se notó en la barra P. Montt, presentó un 85% menos de horas en la condición señalada».
«Ahora, dentro de las horas con costos marginales nulos, se repite lo del mes anterior, estos se concentran en el bloque 1B, el cual incorpora fundamentalmente el efecto de las inyecciones de las centrales PV; bloque que adicionalmente destaca por presentar un coeficiente de variación más alto respecto a los otros bloques; lo anterior implica que proporcionalmente respecto a su media, su volatilidad es mayor respecto a los otros bloques. En tabla siguiente un resumen con las métricas asociadas a cada bloque del mes en estudio, analizada hasta el día 28», indica el análisis.
diciembre 6, 2021 | Industria
Un análisis del comportamiento de los principales factores de riesgo del sector energía durante noviembre, realizados en base del análisis de riesgo de los modelos de negocios señala un alza del 41,7 % respecto al mes de octubre, cerrando en US$70,43 por MWh, como promedio mensual a nivel de la subestación Polpaico, según lo indica el nuevo reporte mensual que realiza Elio Cuneo, socio director de Orrisk.
En el documento se indica que, para el resto de las barras, «los precios fueron muy parecidos a los de la subestación señalada, sin embargo, en la barra P. Montt se mantienen precios altos, producto de los desacoples; para dicha barra el promedio mes fue de 207,22 USD/MWh, lo cual representa un incremento del 38,9% respecto al mes de octubre».
Según Elio Cuneo, un aspecto interesante de destacar «es la cantidad de horas con Costos Marginales nulos, en efecto, considerando S/E Polpaico, respecto al mes pasado existieron del orden de un 50% menos de horas bajo la condición indicada, fueron 54 horas con CMg nulos, (equivalente a 2,25 días). Independiente de lo anterior, destacamos la relación entre números de horas a costo marginal nulo entre las barras de Crucero y P. Montt, en efecto para el mes de octubre la relación fue de 3,2:1 mientras que en noviembre bajo a 2,5».
«Lo anterior se traduce que en ciertas horas, las empresas que inyectan su energía en barras de norte su valorización resulta ser nula, mientras que sus potenciales retiros en la barra P. Montt son castigados, dada la existencia del desacople comentado; la situación comentada podría permanecer, tanto por la existencia de desacoples, inflexibilidad gas natural, como el desarrollo de nueva infraestructura de generación PV en la zona del norte del país, basta recordar la definición de Polos de Desarrollo como la línea DC que saldría de las inmediaciones, por lo que los riesgos futuros involucrados no son menores», explica el especialista.
Y añade: «Ahora, dentro de las horas con costos marginales nulos, esto se concentran en el bloque 1B, el cual incorpora fundamentalmente el efecto de las inyecciones de las centrales PV; bloque que adicionalmente destaca por presentar un coeficiente de variación más alto respecto a los otros bloques; lo anterior implica que proporcionalmente respecto a su media su volatilidad es mayor».
En tabla siguiente un resumen con las métricas asociadas a cada bloque:
Commodities
De acuerdo con el reporte, el mes de noviembre el Brent cerró con un promedio mes de US$81,54/Bbl, inferior en un 2,4% respecto al mes de octubre, con tendencia a la baja, cerrando el último día de noviembre con un valor de 73,34 USD/Bbl, lo cual resulta positivo dado que desde fines de agosto existía una tendencia alcista. En cuanto a la incertidumbre de los precios, estos fueron más volátiles en noviembre respecto a octubre.
Por su parte el H. Hub, en el mes de noviembre presentó una media mes de US$5,05 USD/MMBtu, cerrando el último día en US$4,52 MMBtu, reflejando una tendencia a la baja, la cual se inició estimativamente en la segunda semana de agosto. En cuanto a la volatilidad de los precios, si se considera el Coeficiente de Variación como referencia, noviembre fue menos volátil respecto a octubre.
marzo 4, 2021 | Industria
El comité chileno del Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (Cigre Chile) realizará su primera conferencia del año, con el tutorial «Tecnología HVDC y su integración al SEN», el cual se efectuará el 23,24 y 25 de marzo, donde participarán instituciones y empresas que cuentan con experiencia en el desarrollo de esta tecnología.
El evento contempla tres ejes: estudios y confiabilidad de enlaces HVDC, que se realizara durante la segunda jornada, para seguir en el segundo día con la experiencia tecnológica en el desarrollo de proyectos HVDC, para finalizar con la experiencia internacional sobre aspectos operacionales.
Programa
Durante la primera jornada, la apertura del tutorial estará a cargo del subsecretario de Energía, Francisco López, para después proseguir con Guilherme Sarcinelli, del Comité de Estudios B4 de Cigre Brasil, quien expondrá sobre las fallas de conmutación y su impacto en el sistema eléctrico de potencia.
El bloque sobre estudios y confiabilidad de enlaces HVDC tendrá la participación de Murray Bennet y de Pei Wan, ambos del Comité de Estudios B4 de Cigre Canadá.
El segundo bloque será sobre los aspectos de diseño de líneas de transmisión en corriente continua, donde estará Ricardo Lizana, académico de la UCSC, quien expondrá sobre «Sistemas HVDC: Principios básicos de control y efectos ante fallas de conmutación». Luego vendrá la presentación de Roger Schurch, académico de la USM y de Rodrigo Villalobos, académico de la UFRO. Posteriormente cerrará Matías Geiser, representante NGN CIGRE, quien abordará el tema «Filtros AC y compensación de reactivos en convertidores HVDC LCC».
La segunda jornada será abierta por Luis Ávila, superintendente de Electricidad y Combustibles, para después seguir con el tema «Experiencia tecnológica en el desarrollo de proyectos HVDC, donde se contará con la presencia de representantes de Hitachi ABB, y de Siemens, además de la exposición de Jairo Manríquez, representante de NGN Cigre, sobre «Transductores DC para estaciones convertidoras HVDC LCC».
Finalmente, la tercera jornada se abrirá con la presentación de Deninson Fuentes, jefe del departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, para posteriormente continuar con la exposición de Zhiwen Suo de State Grid Economic and Technological Research Institute de China, quien verá la experiencia de la tecnología HVDC en ese país.
También estará Ian L. Cowan & Md H. Rahman, de The National HVDC Centre of Scottish, con la exposición «Use of Real-time Simulation at The National HVDC Centre [UK] to De-risk the Integration of HVDC». Finalmente, participará Boris Cancino, con el tema «Coordinación de aislación en DC» y Marcelo Molina con «Efectos Corona en HVDC». Ambos son representantes de NGN Cigre.
