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CDEC-SING expuso avances y desafíos de la primera red WAM en Chile

Entre el 24 y 27 de marzo pasado se desarrolló el Workshop iPC-Grid 2015 en San Francisco, California, evento que fue organizado por PG&E, proveedora de energía del Estado de California, la Universidad de Mississippi y la empresa QUANTA, y en la que el ingeniero Eric Zbinden, presentó los desafíos de CDEC-SING en la implementación del sistema WAM, primero en su tipo presente en el país.

El sistema WAM del CDEC-SING es un proyecto que comenzó su desarrollo a nivel piloto a mediados de 2012 y su marcha en régimen desde 2015.

Se trata una Red que durante el primer semestre de 2015 dispondrá de siete puntos de medidas del sistema, permitiendo monitorear el desempeño del control de frecuencia y tensión, y evaluar el comportamiento dinámico del sistema y realizar análisis de fallas que puedan afectarlo.

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Costo marginal en el SING disminuye un 49,7% en febrero 2015  

El Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) informó que en febrero 2015 el costo marginal (CMg) promedio en la barra Crucero 220 kV, fue de 49,6US$/MWh lo que representa una disminución de 49,7% respecto a febrero de 2014 (98,5US$/MWh); y una disminución de 2,0% respecto a enero 2015.

La entidad destacó además que la generación bruta de febrero alcanzó 1.432,24 GWh, siendo un 80,62% aportado por las centrales a carbón, 7,61% por centrales de gas natural, y 7,54% por unidades que utilizan combustibles derivados del petróleo. El aporte de eólica y solar fue de 3,05%.

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Más información en el Informe Mensual enviado por el CDEC-SING a la Comisión Nacional de Energía (CNE).

 

 

CDEC SIC se prepara para interconexión de los sistemas eléctricos

En el marco del Seminario “Definición de conexión al sistema de transmisión troncal del SIC en el ámbito de la versión 2014 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS”, el director técnico del CDEC SIC, Andrés Salgado, dijo a Revista ELECTRICIDAD que como “la interconexión SIC-SING ya está declarada por parte de la CNE, tenemos que prepararnos. Tenemos que reunirnos con el CDEC SING, ver qué cosas tenemos que hacer en conjunto, adecuarnos”.

Desde el punto de vista del CDEC, detalló Salgado, “tenemos que hacer varios estudios, por ejemplo ver cómo vamos a operar una vez conectados, ver qué pasa si tenemos más o menos ERNC de las que se proyecta”. Adicionalmente, comentó que hace varios meses trabajan con el CDEC SING para adelantar los procedimientos en el tema de servicios complementarios.

En paralelo, la Comisión Nacional de Energía invitó a ambos CDEC y a varios expertos a formar un comité que discutirá, entre otros temas, los desafíos de la interconexión SIC SING. La primera reunión la tuvieron en enero y la siguiente se realizará la próxima semana, adelantó Salgado.

Seminario Técnico
Con la asistencia de 150 personas se efectuó en el Hotel Radisson de Santiago el seminario técnico “Definición de conexión al sistema de transmisión troncal del SIC en el ámbito de la versión 2014 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio NTSyCS”.

“La importancia de este encuentro radica en transparentar al mercado lo antes posible, los criterios que estamos usando para definir los puntos de conexión de los nuevos proyectos. Misión que nos dio la norma técnica para regularizar toda la cantidad de proyectos que se están conectando al sistema de transmisión”, expresó el director del CDEC SIC, organismo que organizó la actividad.

“El mercado lo requería, ya que hay muchos proyectos que se están estudiando, y hay otros que están listos y requerían saber si el punto de conexión que tienen definido coincide con los criterios que vamos a definir como CDEC y en particular la dirección de Planificación y Desarrollo”, detalló Salgado.

La presentación realizada en este seminario estará disponible para observaciones en el sitio del CDEC SIC. Una vez que se analicen los comentarios se lanzará el documento oficial a fines de abril.

24% del total de los proyectos de energía en construcción son hidroeléctricos

(Economía y Negocios) Las fuentes renovables no convencionales son las de mayor peso en la cartera de proyectos. El gas, el carbón y, sobre todo, el diésel están muy por debajo del resto de las tecnologías.

Una década pasó entre la inauguración de las dos mayores centrales hidroeléctricas del país. En 2004 comenzó a operar Ralco, de propiedad de Endesa y con una capacidad de 570 MW; y en 2014 la central Angostura, de 316 MW y de Colbún.

El agua, el único recurso propio capaz de generar energía que puede inyectar al sistema eléctrico las 24 horas del día, ha ido perdiendo su participación en la matriz. Y, al ser una fuente barata, una mayor presencia en el sistema podría ayudar a reducir las tarifas eléctricas.

De un total de 4.558 MW que se encuentran en el Plan de Obras de febrero de la Comisión Nacional de Energía (CNE), solo 1.107 MW -equivalente al 24%- son hidroeléctricos. Y de ellos, solo dos proyectos son mayores a 200 MW: Las Lajas (267 MW) y Alfalfal (264 MW), las dos unidades de Alto Maipo, de AES Gener. Se prevé que ambos entren en operación en 2018.

Del total de los proyectos hidroeléctricos en construcción hasta 2022 en Latinoamérica, 38 mil MW corresponden a centrales mayores a 200 MW, y Chile es el país con menor presencia de ellos. Las centrales de embalse están ya en retirada y ahora las inversiones se concentran en hidroeléctricas de pasada de menor capacidad.

Poco más del 2% de los proyectos hidroeléctricos de todos los tamaños en construcción en el continente está en Chile. Brasil y Perú son los países líderes en la materia.

Renovables por delante

De la capacidad total que está actualmente en construcción en el país, y que se proyecta entre en operación entre este año y 2018, el 40% -1.823 MW-corresponde a proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), esto es, energía solar, eólica y biomasa, principalmente.

Este tipo de fuentes también generan energía con recursos propios del país, pero tienen una desventaja: aún no pueden inyectar de forma continua al sistema eléctrico. Por tanto, las centrales de base -agua, gas, carbón y diésel- son necesarias para un buen funcionamiento del sistema.

La alta radiación solar de Chile, sumada a condiciones que permiten hacer proyectos sin la necesidad de obtener subsidios, han hecho del país uno tremendamente atractivo para los inversionistas. De todos los proyectos ERNC en construcción en 2015, el 76% son solares. Tanto es el interés de los inversionistas que en la industria se prevé que la meta gubernamental de lograr a 2025 que un 20% de la matriz eléctrica corresponda a fuentes renovables se podría adelantar unos cinco años. Hoy la CNE junto a los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) están estudiando la mejor manera de incorporar estas fuentes al sistema.

El Gas Natural Licuado (GNL) es el combustible que el Gobierno definió como fundamental y se puso como objetivo impulsar en este período, pero de los proyectos en construcción, solo 815 MW corresponden a gas. El carbón lo sigue con 611 MW, y por último el diésel con 202 MW. Este último es la fuente de generación más cara.

 

 

SING será exportador neto de energía a partir de 2016

(Diario Financiero) La entrada durante 2016 de más de 1.300 MW asociados a iniciativas de carbón, gas natural y fuentes renovables no convencionales convertirá al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en un exportador neto de energía.

La segunda mayor red eléctrica del país, que va desde la Región de Arica-Parinacota hasta Taltal el sur de la Región de Antofagasta, y donde el 90% del consumo corresponde a mineras e industriales y sólo el 10% restante a usuarios regulados, entre ellos los residenciales, verá incrementada en casi 30% su capacidad de generación, superando los 6.000 MW, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) de esa área.

Lo anterior corresponde a la conexión de la carbonera Cochrane (532 MW), de AES Gener, y la unidad a gas natural Kelar (517 MW), que el consorcio coreano Kospo construye para BHP BiIliton, así como unos 300 MW en base a fuentes de energía renovable no convencional.

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Así, el parque generador superará la demanda máxima del SING, que en la actualidad se acerca a los 2.400 MW, lo que reafirma la necesidad de colocar parte de esa holgura en otros sistemas, ya sea nacionales o de países vecinos, algo que ya está sucediendo, mediante iniciativas como la interconexión con el Sistema Interconectado central (SIC), con el que se espera pudiera concretarse recién hacia 2018 y no un año antes como es la aspiración del gobierno (ver nota relacionada).

Sistema eficiente

En lo inmediato, lo que está viviendo la red nortina es una adaptación del sistema, lo que implica que existe suficiente generación de costo eficiente para cubrir la demanda. Esto implica una importante baja en el costo marginal, que es el indicador que refleja la operación del sistema.

De hecho, en lo que va de 2015 y comparado con igual lapso del año pasado éste ha bajado 48%, ubicándose en US$ 49 por MWh, nivel que el SING no veía desde 2007, previo al corte total en los envíos de gas natural desde Argentina.

En este cuadro incide también la baja de 50% del precio del petróleo,entre febrero de 2014 y el mismo mes de 2013, que se refleja en el costo de generación con diesel e indirectamente por la fórmulas de indexación a ese commodity en aquella con gas natural. Esto hace que en la práctica el costo de operación del SING, según datos de su CDEC, se ubique en US$ 50 por MWh, es decir, el sistema está marcado por el carbón y no por la unidad menos eficiente, que suele ser el diesel. Este fenómeno de desadaptación persiste, por ejemplo, en el SIC, donde la capacidad eficiente no logra cubrir todo el consumo de la red.

El costo seguirá cayendo

La proyección del CDEC es que la mayor capacidad de generación que tendrá el SING desde el próximo año provocará nuevas bajas en el costo marginal, el cual podría ubicarse en torno a los US$ 40 por MWh, donde los costos son más estables a lo largo del año, pues la hidrología no influye.

Mientras a nivel de grandes consumidores, pues los precios regulados están fijados por licitaciones realizadas hace un par de años, este cuadro resulta del todo favorable, considerando que sus contratos están asociados al costo marginal. Quienes no se benefician, dicen en la industria, son los desarrolladores de ERNC.

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Para ellos, explican, este nivel de costos no es favorable y esto explica que en el SING estas iniciativas no sean tan abundantes como en el SIC, donde el costo marginal es superior. De hecho, esto incluso podría llevar a revisar la continuidad de algunas iniciativas en carpeta.

Las inquietudes en torno a la interconexión

La interconexión entre los principales sistemas eléctricos del país es vista como una la salida para contar con energía eficiente y ayudar a reducir los precios en el Sistema Interconectado Central (SIC), abasteciéndolo con generación eficiente desde el Norte Grande, SING, que en la actualidad presenta precios que son muy inferiores a los de la red que va desde Taltal hasta Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.

Aunque la intención del gobierno es que esta iniciativa se concrete hacia 2017, según los plazos que ha anunciado el desarrollador de esta iniciativa, TEN, que es una filial de la generadora E-CL, lo cierto es que al respecto impera la incertidumbre.

En primer término la eléctrica es objeto de una investigación por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a raíz de una denuncia de un particular que la acusa de haber enregado información falsa respecto del inicio de las obras de este tendido, las que no se habrían iniciado aún, pese a que se comunicó que ello había sucedido a inicios d 2014.

Según comentaron fuentes de sector tampoco estaría claro la empresa que llevará adelante la instalación del tendido, pues pese a existir un acuerdo con Alusa, trascendió que una filial de la constructora peruana Graña y Montero podría asumirla.

Además, se supo que por estos días la eléctrica recién trabaja en la conformación del equipo ejecutivo y técnico de TEN.