marzo 14, 2013 | Industria
(Acera) Entre los días 11 y 15 de marzo se están desarrollando en España una serie de reuniones y visitas técnicas destinadas a conocer la experiencia de España y su mercado de ERNC, actividad a la que fueron invitados importantes autoridades y representantes de la industria energética de Chile.
Esta actividad es organizada por las tres entidades empresariales españolas de energías renovables, UNEF (fotovoltaica), AEE (eólica), Protermosolar (solar térmica) y por el Instituto de Comercio Exterior (ICEX), y ha contado con el apoyo de ACERA en Chile.
Durante estas jornadas, las autoridades y ejecutivos chilenos asistirán a charlas de diferentes expositores españoles del Ministerio de Economía, la Comisión Nacional de Energía, Operador del Mercado Eléctrico y Red Eléctrica de España, quienes se referirán principalmente a la experiencia y soluciones de las ERNC en su país, y también visitarán ejemplos de la integración de estas energías en España. Algunas de sus visitas serán a los Centros de Control de Enel Green Power y Endesa, a la Planta Fotovoltaica Helios (FCC) en Espejo, Córdoba, a la plantas termosolares de Elecnor en Alcázar de San Juan, Abengoa en San Lucar, proximidades de Sevilla, y a la planta termosolar de Manchasol (ACS-Cobra) en Alcázar de San Juan.
Carlos Finat, Director Ejecutivo de ACERA comentó al respecto que “España ha liderado la integración masiva de ERNC en su mercado eléctrico y en esta ocasión seremos oyentes directos de las autoridades y empresas que han gestionado ese proceso. De esta manera, los integrantes de la delegación chilena podremos conocer y analizar ejemplos exitosos y ver qué se puede replicar en nuestro país, además de obtener nuevas herramientas para lograr una mayor inserción de ERNC en Chile”.
Para Carlos Arenas, Seremi de Energía de la macrozona Norte de Chile, esta visita es relevante ya que “nos ha permitido conocer la penetración que han tenido las Energías Renovables en España, y la evolución tecnológica que ha tenido el operador de la red, principalmente en la utilización de modelos predictivos y de seguridad, entregando estabilidad al sistema eléctrico al integrar bloques importantes de energía renovable, que en algunos días alcanza más del 60% de la demanda”.
Los otros representantes nacionales que participan de esta actividad son Sebastián Mocarquer (SYSTEP), Juan Salinas (COLBUN), Patricio Valenzuela (CDEC-SING), Juan Cembrano (Directorio CDEC-SIC), Alfredo Cárdenas (Transelec) y Gerardo Barrenechea (Asociación de Empresas Eléctricas A.G.)
Fuente / Acera
marzo 8, 2013 | Industria
(Estrategia) El sector de generación hidráulica ha venido experimentando progresivos cambios en relación a la mayor cobertura en materia de generación que con el tiempo han alcanzado las centrales de pasada, y al tipo de proyectos que se están presentando al SEIA. Hoy esta tecnología ha alcanzado el 49% de la generación hidráulica y representa casi un 20% de la producción eléctrica total en el SIC.
La mayor participación porcentual de estas generadoras en perjuicio de las de embalse respondería, por una parte, a la menor complejidad y riesgo de estas inversiones, lo que ha dado pie a una mayor entrada y concreción de proyectos.
Por otra parte, un dato de gran relevancia, y que confirma esta tendencia, es la mantención de los niveles de generación de las centrales de pasada pese a los años de sequía que viene arrastrando el país desde hace años, lo que tiene un efecto inmediato sobre las capacidades productivas de las mismas y que las pone en gran desventaja en relación a aquellas capaces de embalsar su energía.
A futuro, este tipo de proyectos incorporará cerca de 2.355 MW, poco más del 38% de la cartera de 6.275 MW hidráulicos. De acuerdo a información existente en el SEIA y rescatada por Systep en su informe correspondiente al mes de enero, dentro de este universo de proyectos las grandes centrales de pasada llegan a los 1.857 MW, mientras que las mini hidro (categorizadas como aquellas no superiores a los 20 MW) alcanzan unos 498 MW. En total, todas estas iniciativas requerirán de inversiones superiores a los US.945 millones para poder concretarse.
Fuente / Estrategia
febrero 25, 2013 | Industria
(Pulso) Los niveles de los embalses para generación eléctrica de la zona central, ya bien avanzada la época de deshielos, son muy inferiores en todos ellos al promedio de los últimos trece años, como también lo son en relación con igual fecha de 2012.
De acuerdo con información proporcionada por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, el déficit respecto al promedio del período 2000-2013 de los seis principales embalses para generación eléctrica en el país (salvo en el caso de Ralco, que entró en operaciones en 2004), alcanza hasta el 5% para el caso del embalse Chapo, en el que funciona la central Canutillar, ubicado en la región de Los Ríos, perteneciente a Colbún y que genera a un máximo de 172 MW.
Esta situación es reflejo de la extensa sequía que afecta a la zona central, y que se origina en la persistencia del Fenómeno de “La Niña”, que genera una condición seca, inusual para la zona y que, contra todo pronóstico, alcanzó también a 2013.
La reducción de la cota de los embalses, por tanto, es importante, porque la comparación no se hace en base a un año húmedo, con lo que las diferencias se dispararían, sino que con un promedio de períodos de sequía y alta pluviometría.
En Ralco, el volumen del embalse muestra una diferencia de 2,2% en relación con el promedio histórico, mientras comparando el 22 de febrero de 2013 (último dato disponible) con igual fecha de 2011, la diferencia es de 1,3% en contra del nivel actual.
Colbún muestra también un déficit de 2% versus el promedio histórico, cifra similar a la de La Invernada, y Laguna de Laja. En el caso de Rapel, la diferencia entre el volumen de lo que va de 2013 y la media de los últimos trece años alcanza el 3,2%.
Las situaciones más críticas corresponden a Canutillar, Laja, Ralco y Colbún, que son de origen nival (se llenan con recurso proveniente de deshielo), por lo que alcanzan sus máximos niveles, precisamente, en verano.
Hay más. La Dirección General de Aguas (DGA), elabora mensualmente un reporte que no sólo incorpora a las represas para generación eléctrica, sino que para todo el sistema de acumulación de aguas. De acuerdo con este análisis (reporte de enero, último disponible) los principales embalses del país mostraron una disminución de sus recursos de 7,5% en relación con diciembre, cifra que es aún más grave si se compara con los promedios históricos.
Según lo indicado por la DGA, durante enero se registró un déficit de 51% respecto al promedio histórico y de 17% con relación a enero de 2012. Así también, la disponibilidad representa un 33.5% de la capacidad total de almacenamiento.
Cabe destacar que, al analizar todos los embalses en su conjunto, se generan diferencias dadas porque aquellas estructuras de riego, y que son llenadas con aguas de lluvia, muestran mayor oscilación en sus niveles entre un período y otro.
“En el último mes (enero), los embalses dedicados a la generación disminuyeron 3% sus reservas, quedando con un déficit de 16,4% respecto a 2012 y de un 7,2% con relación al histórico. Por su parte, los dedicados a la generación y riego redujeron 8.6% su disponibilidad y la diferencia con el año pasado alcanzó -21.6%. En cuanto al promedio histórico, el déficit es 62.2%. Los embalses de riego fueron los que más disminuyeron sus reservas, reduciéndolas un 17.7% respecto al mes anterior y quedando con una diferencia de 20% a igual fecha en 2012 y 69% con relación a la media”, explica en su informe el organismo perteneciente al Ministerio de Obras Públicas (MOP).
Además, durante el mes de enero no se presentaron episodios de precipitaciones de importancia. Aún así, en las regiones de la zona central (V, Metropolitana y O’Higgins), los ríos vieron aumentar sus caudales en forma significativa, situación que, por ejemplo, causó la turbiedad del río Maipo que afectó a Aguas Andinas.
CONSECUENCIA
¿Cuál es el impacto de esta situación? Para el sector eléctrico, lo que genera la menor reserva de aguas en los embalses es una disminución de la participación de la hidroelectricidad, que es la energía más barata en el sistema. Por lo tanto, aumenta la participación de la generación termoeléctrica, que es más cara.
En enero, de acuerdo con datos de la consultora Systep, la generación hidroeléctrica alcanzó el 40% del total, mientras que la termoelectricidad, que agrupa la generación con gas natural, diésel y carbón, llegó a un histórico 59,7%.
A modo de comparación, en el mismo mes de 2012 la fuente hídrica tuvo una participación de 45,8%, mientras que la térmica representó el 53,6% del total.
Si bien, esto tiene un impacto en los precios, el Sistema Interconectado Central (SIC) ha visto una disminución de sus costos en los últimos meses. ¿La razón? El menor aporte hídrico ha sido suplido con nueva capacidad a carbón, proveniente de las últimas grandes unidades en entrar al sistema: Santa María (Colbún) y Bocamina (Endesa). Esto permite no sólo suplir el aporte hídrico, sino que también minimizar la acción de las centrales diésel, que son las más caras del sistema y que marcan el costo marginal.
Fuente / Pulso
febrero 21, 2013 | Industria
(Pulso) El plan para interconectar el SING con el SIC, mediante una línea en corriente continua, está hoy en manos del Panel de Expertos, instancia en la que recayeron los requerimientos de distintos actores del sector eléctrico, que han manifestado su oposición a la iniciativa que lleva adelante la Comisión Nacional de Energía (CNE).
El problema, según plantea el director de la consultora Systep y académico de la U. Católica, Hugh Rudnick, es que persisten algunas dudas, principalmente de carácter técnico que dificultará la toma de decisión por parte de esta instancia resolutiva.
“Efectivamente, el Panel de Expertos tendrá que tomar una decisión sin contar con antecedentes importantes, particularmente en el ámbito técnico”, dice Rudnick. El ingeniero alude a un reporte elaborado por Systep, en el que se plantea, entre otros tópicos, que no se ha justificado de manera correcta la elección de corriente continua versus corriente alterna para el desarrollo del tendido.
“Los estudios técnicos publicados a la fecha por la CNE no demuestran haber comparado el impacto de ambas tecnologías en la seguridad dinámica de la operación interconectada”, se señala en el documento.
De acuerdo con Systep, si bien en teoría una interconexión en corriente continua entrega mayor flexibilidad para el control dinámico del nuevo sistema integrado, es necesario determinar esto cuantitativamente, lo cual no se ha hecho.
“Lamentablemente, la CNE centró sus esfuerzos en tratar de demostrar las restricciones de transferencia de una alternativa de corriente alterna y no entregó resultados dinámicos de la alternativa de corriente continua”, se agrega.
En relación con el impacto en las tarifas, una modelación hecha por la consultora, en base al escenario más probable de incremento de la capacidad de generación, plantea que, con la interconexión, los costos marginales en el SING se incrementarían en torno a un 12%, mientras que habría una reducción en el norte del SIC de no más del 2%. “De Polpaico hacia el sur no habría mayor variación entre los escenarios con interconexión y sin ésta”, se señala.
“El impacto al alza de precios en el SING es el resultado de suponer en las simulaciones que en el SIC se presenten restricciones en el desarrollo de generación térmica a carbón y se deba utilizar gas. Es muy dependiente de ello. Distinto sería el resultado con otros supuestos”, advierte Rudnick.
Se sostiene que la gran minería del cobre está mirando con preocupación este proceso, pues en el estudio de Synex, que la CNE utilizó como base para la elaboración del proyecto, se propone que la línea sea pagada en su totalidad por los consumidores, estamento que en el SING y en el SIC Norte está constituido en gran medida por las mineras.
Fuente / Pulso
febrero 20, 2013 | Industria
(Estrategia) En el mes de enero Colbún, del Grupo Matte, alcanzó una participación de mercado de 26% en el SIC, tres puntos porcentuales más que AES Gener, con lo cual desplazó del segundo lugar a esa generadora. El registro marcó cuatro puntos porcentuales más respecto a lo que anotó en diciembre, mes en el que su cuota llegó al 22%.
Colbún, a su vez, respecto de enero de 2012 incrementó en tres puntos porcentuales su participación, pasando desde un 21% a un 24% de la electricidad generada en el sistema. De acuerdo a información del CDEC-SIC y Systep, entre los períodos febrero-enero de 2011-2012 a 2012-2013, Colbún subió su generación en 18,8%, lo que le permitió ganar cuota de mercado.
El avance de la eléctrica del Grupo Matte se debe al incremento en la producción de centrales que usan GNL como combustible principal. En este sentido, destaca el crecimiento de 90% de este tipo de aporte desde enero de 2012 al mismo mes de 2013 y el alza de 150% desde diciembre de 2012 a enero pasado.
AES Gener y Endesa
La contraparte del avance de Colbún la han experimentado AES Gener y Endesa. En el caso de la primera, sumando la producción de Guacolda, el retroceso durante enero fue de cinco puntos porcentuales respecto al mismo mes del año anterior, lo que ha significado la baja desde un 28% a un 23% en su participación. Por otra parte, en los últimos 12 meses a enero la empresa generó el 25% de la electricidad del sistema, dos puntos porcentuales menos de lo que registró durante el período febrero-enero de 2011-2012.
Endesa, por su parte, alcanzó en enero un 39% de la generación, incluyendo el aporte de Pehuenche, lo que representó un punto porcentual menos respecto a lo inyectado en enero de 2012. En términos anuales, el retroceso llegó a los dos puntos porcentuales. Mientras entre febrero-enero de 2011-2012 la compañía produjo el 42% de la energía, en el mismo período correspondiente a los últimos 12 meses la participación sumó un 40%.
Fuente / Estrategia
