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Costos marginales: Alto Jahuel registró mayor promedio desde 2014: US$144 por MWh

Costos marginales: Alto Jahuel registró mayor promedio desde 2014: US$144 por MWh

El costo marginal promedio semanal (entre el 12 y 18 de julio) registrado en la barra de Alto Jahuel, en la zona centro del Sistema Eléctrico Nacional, llegó a su mayor nivel desde julio de 2014, registrando US$144,8 por MWh, tras aumentar 44% respecto a la segunda semana del mes, según indica el reporte de la consultora Antuko.

Entre las causas mencionadas por el análisis se encuentra «indisponibilidades térmicas», además de la menor disponibilidad del recurso hídrico, congestiones en el sistema de transmisión y los mayores precios que anotan los combustibles, si se considera que la generación diésel.

«El cambio más relevante en el mix provino del petróleo, que se incrementó en 6,5 pp como resultado de la menor disponibilidad de carbón (-4,2 pp) y gas (-1 pp). La falta de lluvias continuó afectando las tecnologías hidroeléctricas, que disminuyeron 0,6 pp y 0,5 pp para el filo de agua y la presa, respectivamente. Además, el costo promedio de la tecnología de represas alcanzó los 158 USD / MWh, un 22,5% más que la semana pasada. Finalmente, la energía eólica y solar se mantuvieron bastante estables», se indica.

«El petróleo estuvo presente todos los días, incluso durante las horas solares hasta el jueves. La situación se agravó por las congestiones en la red de 500 kV: Polpaico – Lo Aguirre de lunes a jueves y Nva Pan de Azúcar – Polpaico los martes y viernes. Esto provocó que los precios superaran los 150 USD / MWh desde Alto Jahuel hacia el Sur, mientras que los precios estuvieron cerca de los 50 USD / MWh en el Norte. Puerto Montt alcanzó los 197 USD / MWh al mediodía del jueves», se agrega.

Según el reporte, también hubo limitaciones en unidades térmicas, con cortes de las centrales Infraestructura Energétrica Mejillones (miércoles), Tocopilla U16 (sábado) y Bocamina 2 (domingo). «Las limitaciones de combustible afectaron a Campiche, Nueva Ventanas y Nehuenco, mientras que las plantas de carbón Ventanas 2 y Angamos 1 tenían mantenimientos programados», se indica.

Renovables

El documento indica que la generación solar disminuyó 5% en el periodo de análisis (-7,2 GWh), «donde las variaciones de Crucero y D. de Almagro (-4,2 GWh y -5,4 GWh) prevalecieron sobre las subidas de producción de las regiones del sur. En cuanto a la CSP, la producción semanal de Cerro Dominador durante las pruebas se redujo en un 49%».

Por su parte, la generación eólica fue 2% menor que la semana pasada (-2,5 GWh), «ya que los incrementos de +6,7 GWh (+ 231%) y 7 GWh (+ 11%) en D. de Almagro y P. de Azúcar no pudieron compensar las caídas de – 9,8 GWh (-56%) y -3,2 GWh (-10%) en P. Montt y Charrúa».

Sistema eléctrico: generación eólica rompió récord horario a fines de junio, inyectando 2.125 MW

Sistema eléctrico: generación eólica rompió récord horario a fines de junio, inyectando 2.125 MW

La generación eólica bruta en el Sistema Eléctrico Nacional, marcó un nuevo récord a fines de junio, llegando a 2.125 MW, superando por 225 MW a lo registrado en la anterior marca, registrada en marzo pasado, lo que representó un incremento de 93% respecto a la penúltima semana del mes pasado, según indica el reporte semanal de la consultora Antuko.

«La generación eólica se disparó a 193 GWh esta semana (+ 93%). El miércoles a las 5 de la mañana, la eólica rompió un récord de generación horaria, inyectando 2.125 MW (+225 MW respecto al último récord, establecido en marzo de 2021). A esa hora, su participación en el mix era del 25,8%, también récord», se señala en el documento.

Y se precisa: «El incremento de generación fue particularmente fuerte en la zona de Charrúa (+ 146%, alcanzando 46 GWh) y la región Pan de Azúcar (+ 118%, alcanzando 109 GWh). Los factores de planta semanales en las zonas Diego de Almagro, Pan de Azúcar y Charrúa fueron 62,7%, 44,8 y 40,1%, respectivamente».

La generación solar fotovoltaica disminuyó -0,5% respecto a la tercera semana de junio, llegando a 124,7 GWh. «Las notables disminuciones en la zona de Alto Jahuel (-18%) y la zona Charrúa (-34,7%) fueron casi compensadas por alzas en el Norte. Los factores de planta diarios oscilaron entre el 1,2% del lunes en la zona de Charrúa y el 22,8% el jueves en la zona de Crucero», se informó.

Según el reporte, «los precios en Alto Jahuel fueron un 15% más altos que la semana pasada y un 113% más altos que hace un año».

«El costo variable de la presa fue un 11% más alto que la semana pasada, ya que el agua almacenada se mantuvo constante, mientras que los costos variables promedio del carbón y el diesel fueron un 1,2% y un 0,9% más altos», se indica.

El informe agrega: «La participación del gas cayó 4,8 pp para dejar espacio a la eólica, cuya participación se incrementó significativamente hasta el 12% (+ 5,7 pp). No se ha informado de gas inflexible desde principios de mayo. Además, la generación de petróleo se incrementó en un 73%».

Costos marginales: Alto Jahuel registró mayor promedio desde 2014: US$144 por MWh

Sistema eléctrico: costos marginales en Alto Jahuel llegan a un promedio de US$78 MWh este año

Vuelven a subir los costos marginales en el Sistema Eléctrico Nacional, especialmente en la zona centro y sur, donde la barra Alto Jahuel marca un promedio de US$78 por MWh durante este año, en comparación con los US$49 MWh anotados en 2020, de acuerdo con los datos del reporte semanal de la consultora Antuko, entre el 7 y 13 de junio.

El análisis indica que durante la segunda semana de este mes la volatilidad de los precios se inició al alza, para después atenuarse debido a la mayor disponibilidad de agua en el sistema.

«Los costos marginales aumentaron levemente en la mayor parte del sistema, pero disminuyeron en el área de Puerto Montt. Fue consecuencia de varios congestionamientos en la línea Rahue – Puerto Montt, que se producían generalmente en las primeras horas de la mañana o durante la noche y resultaban en precios más bajos en Puerto Montt que en el resto del sistema», se indica

Y se agrega: «El lunes y martes, los precios mostraron un diferencial día-noche superior a USD 100 / MWh, ya que la demanda neta fue relativamente alta, algunas unidades de carbón sufrieron cortes y se utilizaron plantas de diésel. A partir del miércoles en adelante, la generación de pasada aumentó y los precios fueron mucho menos volátiles durante los días».

Generación

Según el reporte, el mix de generación del periodo estuvo marcado por la mayor inyección de carbón, que aumentó 2% respecto a la primera semana de junio, «lo que compensó las disminuciones de viento y de pasada (-0,7 pp cada una). También permitió que la participación de presas y gas disminuyese levemente (-0,4 pp y -0,3 pp, respectivamente). Los combustibles fósiles representaron el 53% de la mezcla», se indica.

Por otro lado, se señala que la generación fotovoltaica aumentó un 5% para llegar a 142 GWh, «ya que la irradiación solar mejoró en todo el país, excepto en el área de Cardones. Crucero fue la zona con mayor factor vegetal (21%)».

En cuanto a la CSP, la generación en Cerro Dominador fue un 43% menor que la semana pasada, con un factor de planta del 18,6%.

«Por otro lado, la generación eólica perdió un 9%, debido a una disminución de recursos desde el área de Pan de Azúcar hasta el área de Charrúa, que no pudo ser compensada por el aumento en las otras regiones. En promedio, Puerto Montt fue la zona con mayor factor de planta (51,7% para la semana)», se sostiene.

Hora punta y lluvias provocaron caída promedio de 41% en precios marginales a inicios de mes

Hora punta y lluvias provocaron caída promedio de 41% en precios marginales a inicios de mes

El inicio del periodo del horario punta en el mercado eléctrico local, además de una mayor disponibilidad de agua, a causa de las lluvias en el sur, contribuyeron a la caída promedio de 41% en los costos marginales en la zona central del Sistema Eléctrico Nacional, en la barra de Alto Jahuel, rompiendo la tendencia al alza registrada en mayo, según señala el reporte semanas de la Consultora Antuko, entre el 31 de mayo y el 6 de junio.

«La demanda total fue 3,3% menor esta semana: cuando el período de horas punta comenzó el martes (1 de junio), la demanda nocturna se redujo significativamente», indica el documento, destacando también el aporte de las lluvias en la zona sur: «La intensa lluvia que cayó aumentó la participación de presas (+4,6 pp) y de pasada (+6,6 pp), y redujo la participación de gas, carbón y petróleo (-8,1 pp, -3,4 pp y -1,1 pp)».

«Además, el costo promedio de la tecnología de represas fue menor que el del gas. Finalmente, la eólica y la solar habían subido por debajo de 1 pp en su participación», se agrega.

Inyecciones renovables

De acuerdo con Antuko, la generación solar fotovoltaica hasta el 6 de junio fue 5% superior, «gracias a que las subidas de P. de Azúcar hacia el norte (+13,4 GWh) prevalecieron sobre las reducciones observadas en el centro por peores condiciones meteorológicas (-7,4 GWh). En cuanto a la CSP, la generación en Cerro Dominador aumentó un 92%, alcanzando un factor de planta promedio semanal de 26,6%».

«La generación eólica subió un 9% esta semana y alcanzó los 123 GWh. El cambio más relevante ocurrió en Charrúa, con una producción un 106% superior y una generación total de 23,8 GWh. Crucero también tuvo cifras positivas, favorecidas por el inicio de inyecciones del parque eólico Calama, el tercero de la zona», se añade en el reporte.

Generación eléctrica otoñal sigue marcando alza en precios promedio: US$99 por MWh en Alto Jahuel

Generación eléctrica otoñal sigue marcando alza en precios promedio: US$99 por MWh en Alto Jahuel

Los precio de la energía siguen su marcha en ascenso en el mix de generación de otoño, llegando casi a US$100 por MWh en Alto Jahuel durante la última semana de mayo, siendo el mayor nivel de los últimos seis años, debido a la escasez hídrica, las indisponibilidades y fallas de centrales termoeléctricas y los altos costos de los combustibles, según indica el reporte semanal de la consultora Antuko.

«El precio promedio en Alto Jahuel fue de USD 99,9 / MWh, 15% más que la semana pasada y 102% más que hace un año. No se había visto un valor tan alto para mayo desde 2015», señala el documento.

«A pesar de que varias unidades no estaban disponibles (Hornitos, Angamos 2, Mejillones 1), la participación del carbón aumentó en 1,7 pp para compensar las disminuciones de la energía eólica, solar fotovoltaica y gas (-1,3 pp, -1 pp y -0,6 pp, respectivamente). Por tercera semana consecutiva, no se declaró ningún gas inflexible en el sistema. Las participaciones de presas y de pasada subieron 0,5 pp cada una, mientras que la participación del petróleo fue 0,4 pp superior», indica el análisis.

Los precios también estuvieron altos, donde en la barra Crucero alcanzó los US$ 198 MWh, «un valor no visto desde noviembre de 2018».

«Los precios estuvieron altos el martes en horario solar debido a que en el sur se utilizó petróleo luego de una falla en la planta de carbón de Santa María y la demanda neta fue relativamente alta, razón que también explica los altos precios del miércoles», se indica.

Generación renovable

Según el reporte semanal, la generación fotovoltaica fue 9% menor respecto a la tercera semana de mayo, debido a una «importante disminución en la generación de Crucero y D. de Almagro (-29% y -9%) que no pudo ser compensada por los incrementos en el resto del sistema».

La Central CSP Cerro Dominador (aún en pruebas) mostró un aumento de generación de 31% y alcanzó un factor de planta de 39% el domingo 30.

La generación eólica perdió 14% respecto a la semana pasada entre el 16 y 23 de mayo, y fue de 113 GWh, «ya que la generación disminuyó en todo el país excepto en las zonas Pan de Azúcar y Alto Jahuel».