marzo 4, 2013 | Industria
(La Tercera) “El efecto conjunto de las precipitaciones líquidas y sólidas en la zona de interés, muestra caudales en la época de deshielo compatibles con un año de características secas”. Esa es la conclusión que arrojó el último pronóstico de deshielo del Cdec-SIC -entidad que coordina la operación del sector-, para las principales cuencas que abastecen a las principales centrales hidroeléctricas.
Según expertos, la temporada de deshielos, que va entre octubre y marzo, presenta niveles que están entre los más bajos de la historia. Agregan que la menor disponibilidad de agua ejercerán en el corto plazo una presión al alza sobre los costos marginales del sistema, que son los que tienden a pagar las grandes compañías, como las mineras.
Sin embargo, a diferencia de los últimos años, que también fueron secos, la situación no es tan grave, producto de la entrada en operación de las centrales a carbón Bocamina II (Endesa) y Santa María (Colbún), a fines del año pasado.
Además, en este mes la central Campiche (AES Gener) iniciará su operación. Ante la falta de agua estas unidades aportan generación eléctrica a más bajo costo respecto de las unidades de respaldo a diésel que operaron en veranos anteriores cuando se enfrentó una situación similar.
“Esto era esperado. Se preveía que los deshielos iban a estar muy malos. En ese contexto obviamente los costos marginales estarán más altos, porque hay que despachar unidades muy caras. Ahora eso se ve atenuado por la entrada en operación de las centrales a carbón de la VIII Región: Bocamina II y Santa María”, dijo la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, María Isabel González.
Según el informe del Cdec-SIC, en la cuenca del río Aconcagua se pronostican condiciones secas, con probabilidades de excedencia del orden del 94% para todo el período de deshielo. Esto significa que el 94% de las otras temporadas tienen un mejor nivel de deshielo.
En el caso de la cuenca del río Rapel, las condiciones serán similares, con un nivel de excedencia de 80% para ese lapso, En las cuencas de los ríos Tinguiririca y Maule, en tanto, dichos niveles alcanzarán 95% y 92%, respectivamente. Mientras que en la cuenca del río Laja -la más importante de todas- la excedencia está en 95%.
También se observa un bajo nivel de los embalses para generación eléctrica.
En la laguna La Invernada, las cotas están muy por debajo de lo registrado en 2012. Una situación similar se evidencia en los embalses del lago Colbún y Laja. “Cuando se tiene un pronóstico de deshielo más bajo obviamente que tiene una incidencia en los precios al alza porque restringen la oferta hidráulica. Eso es así, por lo tanto sí debiera tener un efecto al alza en los precios”, dijo el gerente general de Valgesta, Ramón Galaz, haciendo mención a que el efecto será compensado por la entrada en operación de las nuevas centrales.
En enero, los costos marginales alcanzaron los US$ 119 por MW. Mientras que febrero será cerrado con costos marginales de entre US$ 118/MW y US$ 120/ MW, según proyecciones de Alfredo Parra, analista de estudios de EuroAmérica.
Según Parra, sin la entrada en operación de las centrales de la VIII Región, que aportan unos 1.000 MW adicionales al sistema (cerca de 15% de la demanda máxima del sistema eléctrico), los costos marginales serían prácticamente el doble, con niveles de US$ 230/ MW.
Fuente / La Tercera
febrero 20, 2013 | Industria
(Pulso) Tal como hemos mencionado con anterioridad, la estrechez aparente del sistema eléctrico en Chile (particularmente en el SIC), es uno de los principales riesgos para las expectativas de resultados en el corto plazo. En este sentido, si bien la posibilidad de contar con una estructura de costos de energía competitiva en el SIC seguirá dependiendo fuertemente de las condiciones hidrológicas, el aporte de centrales térmicas eficientes ha contribuido a “relajar” el sistema.
Recientemente publicamos nuestro último informe de Estadísticas del Sector Eléctrico, donde observamos que la generación eléctrica en el SIC aumentó un 4,1% a/a en el mes de enero. La combinación de mayor demanda y menor nivel de agua embalsada destinada a generación, implicó que del total de 4.360 GWh generado en el mes, un 40% fuera aportado por centrales hidroeléctricas (casi 6 pp menos que en enero de 2012). El ~60% restante se explica por la contribución de centrales térmicas, aunque destacó el despacho de centrales más eficientes -como las nuevas Santa María I, Bocamina II y en menor medida Campiche (Carbón), junto con Nueva Renca, Nehuenco y San Isidro (GNL)- en desmedro de generación a diesel. Lo anterior impulsó una caída cercana a 30% a/a en el costo marginal del SIC, lo que sin duda contribuye a descomprimir los márgenes del sector.
Respecto a las perspectivas hidrológicas, tanto la Dirección Meteorológica de Chile como el NOAA de Estados Unidos, destacaron que la tendencia de varios indicadores, tanto atmosféricos como de temperatura marina, evidenciaron condiciones en torno a una fase neutra (ausencia de “La Niña” o “El Niño”) durante el verano 2012/13. Asimismo, de acuerdo a la DGA, el volumen de los embalses cuyo uso principal es la generación eléctrica, registró una caída interanual de 24,2% en diciembre de 2012 (información a enero aún no está disponible). De este modo, probablemente seguiremos viendo presionado el aporte de la generación hidroeléctrica en el mix durante lo que resta del 1T13, quedando a la espera del inicio de la temporada de lluvias que pudiera normalizar el nivel de los embalses (mayo).
Finalmente, según los datos de operación del CDEC-SING, la generación en el Norte Grande alcanzó 1.461 GWh durante enero (+5,0% a/a). En este sentido, destacamos que el carbón aportó con un 78,8% (-4,4 pp a/a), el gas natural un 10,7% (-5,1 pp a/a) y el diesel un 9,3% (+8,9 pp a/a). Por su parte, los CMg promediaron US3 por MWh durante el mes, parcialmente afectados por la salida de las centrales Hornitos y Andina de E.CL. Destacamos que ambas centrales se encontrarían nuevamente operativas, lo que ayudaría a elevar el porcentaje de generación a carbón en el mix durante los próximos meses.
*El autor es analista de Banchile Inversiones.
Fuente / Pulso
febrero 12, 2013 | Industria
(Pulso) La entrada de dos nuevas unidades a carbón durante la segunda mitad de 2012, Bocamina II (Endesa) y Santa María (Colbún), generó un considerable incremento del aporte de la termoelectricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC) durante el pasado mes de enero.
En el período de análisis, la termoelectricidad alcanzó una participación de 59,7%, cifra inédita y que se asocia, además del carbón, a un incremento del aporte de las centrales a gas natural gracias a los menores precios productos de cambios en los contratos entre el proveedor, la inglesa BG y los clientes.
Según datos del CDEC-SIC, la generación eléctrica alcanzó en enero loa 4.360GHh, lo que implica, un avance de 4,1% en relación con igual mes de 2012.
De ese total, la generación hidroeléctrica representó solo el 40%, 5,8 puntos menos que en enero del año anterior, mientras que la termoelectricidad creció en 6,1 puntos.
Para mayor información visite la versión impresa de Pulso
Fuente / Pulso
febrero 11, 2013 | Industria
(La Segunda) Con buenas noticias en el área energética comenzó 2013, en especial para las grandes compañías que necesitan de electricidad, cuyo valor disminuyó un tercio en 12 meses.
De acuerdo al informe eléctrico elaborado por Banchile Inversiones y Citi, el costo marginal -precio de la electricidad en el mercado spot que se determina por la unidad menos eficiente que despacha energía y que afecta a clientes libres- durante enero se ubicó en US25 por MW/h en el Sistema Interconectado Central (SIC), es decir, una disminución de 33,1% en un año y 27,5% menos que en diciembre.
Entre las razones de la disminución en los precios se encuentra el ingreso de energía de carboneras como Santa María (Colbún) y Bocamina II (Endesa), que elevó la participación de generación eficiente en la matriz del SIC, que sirve a más del 90% de la población.
En la misma línea, operaron más intensamente centrales a Gas Natural Licuado (GNL), como Nueva Renca (AES Gener), Nehuenco (Colbún) y San Isidro (Endesa).
También, bajó el aporte del diésel a la generación en el SIC, representando solo un 4,7% del total, en contraste con diciembre, cuando ascendía a 12,6%. El fenómeno se explica, entre otros factores, por la caída de la demanda en meses de verano, por lo que con electricidad más eficiente es posible abastecer las necesidades del sistema.
En el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), los costos marginales promediaron US3 por MW/h, equivalente a un aumento de 44,3% en 12 meses.
Generación del SIC sube 4,1%
La generación eléctrica del SIC alcanzó 4.360 GWh en enero, un avance de 4,1% en un año.
El aporte hidroeléctrico en el mes representó solo un 40%, 5,8 puntos porcentuales menos que en 12 meses, mientras que la generación térmica alcanzó un 59,7% del mix.
En el SING la demanda eléctrica alcanzó 1.461 GWh, representando un aumento de 5% en un año. En el mix de generación, el carbón aportó 78,8%; gas natural, 10,7%, y diésel, 9,3%.
Respecto a las perspectivas hidrológicas, tanto la Dirección Meteorológica de Chile como el NOAA de Estados Unidos destacaron que la tendencia de varios indicadores, tanto atmosféricos como de temperatura marina, evidenciaron condiciones en torno a una fase neutra (ausencia de La Niña o El Niño) este verano.
Asimismo, de acuerdo a la DGA, el volumen de los embalses cuyo uso principal es la generación eléctrica, registró un aumento de 12,5% en diciembre de 2012.
Fuente / La Segunda
febrero 4, 2013 | Industria
(La Tercera) La mayor disponibilidad de generación a carbón en el Sistema Interconectado Central (SIC) llevó a una fuerte reducción en el costo de la energía en enero. Según datos del CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot -o costo marginal- bajó 34% respecto del mismo mes de 2012, su menor nivel en tres años.
En enero, el costo promedió US$ 120,1 por megawatt (MW) en el SIC, frente a los US$ 182 por MW de enero de 2012. En igual fecha de 2010 llegó a US$ 116 por MW.
En los últimos tres años, los costos han sido impactados por la sequía de la zona centro-sur del país y por el incremento de la demanda, que en 2012 creció en torno de 6%. Esto ha obligado a utilizar una mayor generación en base a centrales térmicas -carbón, gas natural y diésel-, que son más caras que las hidroeléctricas.
Según el CDEC, en enero la generación térmica representó el 59,69% de lo producido en el sistema; la hidroelectricidad alcanzó al 39,95%, y las centrales eólicas y solares, a 0,36%.
Según expertos, la baja en el costo marginal tiene relación con el mayor nivel de despacho de las centrales a carbón de Bocamina II (340 MW, Endesa) y Santa María (340 MW, Colbún), en la VIII Región. Ambas entraron en operaciones en el segundo semestre de 2012 y desde diciembre han aportado energía de forma continua.
“La entrada en operación normal de las dos centrales carboneras de la VIII Región ha influido positivamente. Además, ha habido lluvias en la zona sur, aunque no tan importantes”, dice la consultora María Isabel González. Agrega que la rebaja no ha sido mayor por las restricciones de transmisión que hay en el sur del país.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, señala que la presencia de estas centrales ha significado una mayor oferta de energía de costo variable más bajo.
“La oferta térmica de carbón, obviamente tiende a bajar los precios, porque la oferta aumenta a bajo costo y desplaza energía más cara. Estamos usando hidroelectricidad de los deshielos, que es más baja de lo que ha sido históricamente. Y eso fue compensado con la entrada de nuevas centrales térmicas al sistema”, afirma.
Pese a esto, la situación de precios para el resto del año seguirá dependiendo de la temporada de lluvias , que se iniciaría en abril. La CNE prevé que éstos se ubicarán en torno de US$ 150 en los próximos meses.
“La demanda por energía baja un poco en verano, por lo que este es un efecto que no puede ser visto como permanente”, según González.
A fines de febrero también entraría en operación comercial la central Campiche, de 270 MW, perteneciente a AES Gener, que reforzará la oferta de energía en la zona centro, ayudando a moderar los costos al norte de Santiago.
“Ayudará a la zona central (V y Región Metropolitana). Vamos a equiparar los costos marginales más al norte de Charrúa. Llegaremos con costos más bajos por lo menos hasta Pan de Azúcar”, puntualiza la consultora.
Fuente / La Tercera
