junio 28, 2013 | Industria
(Pulso) La crisis detonada por los intempestivos cortes de los envíos de gas desde Argentina, entre 2006 y 2007, generó una escalada en los precios de la energía de la que el país todavía no se sacude del todo.
Aún así, los precios tan altos de entonces, que se dispararon a niveles de tres o cuatro veces los que se tenía hasta antes de la crisis, no se habían vuelto a ver en el sistema eléctrico chileno.
Eso, hasta ahora. El promedio mensual del costo marginal en junio, considerando los primeros 25 días del mes, alcanza la inédita cifra de US45 por MWh, lo que representa un incremento de 20% respecto del mes anterior (cuando el costo marginal anotó un promedio de US209,4 por MWh) y de 75% respecto de los US43 del mismo mes de 2012.
Estos niveles son los más altos para un mes de junio desde precisamente 2007, cuando el costo marginal en la barra Quillota 220 kV promedió US51 por MWh.
No es todo. Se espera que al terminar el mes el costo sea aún mayor, pues durante los últimos días éste ha seguido subiendo. El último día de análisis, el nivel máximo alcanzó los US84,8 por MWh, 13% por sobre el promedio mensual.
LA CLAVE ES EL AGUA
La explicación tras estas cifras se encuentra en el bajo nivel de lluvias en el país, que se alista para otro año seco, a lo que se suma la salida por mantención de varias unidades que son clave para el SIC.
Este último factor es el que ha neteado el efecto que se esperaba tuviera el aumento del parque de generación a carbón, que sólo el año pasado creció en 1.000 MW con la entrada comercial de las centrales Santa María (Colbún), Campiche (AES Gener) y Bocamina II (Endesa).
A ello se suma la salida de algunas centrales por fallas y paralizaciones programadas. Todo esto ha obligado a aumentar la generación con diésel, la más costosa e ineficiente del parque de generación.
El Ministerio de Energía -según explicó el martes el titular de la cartera, Jorge Bunster- maneja una proyección de año seco para este año, lo que se esperaba no fuera así, dado que, según los pronósticos climatológicos, el fenómeno de La Niña, que explica la sequía en el país, había quedado atrás dando paso a una fase neutra, por ende, más húmeda que los años anteriores.
De esta manera, la participación hidroeléctrica se encuentra por debajo del 30% y su aporte al SIC es más que duplicado por la termoelectricidad, que entre carbón y GNL alcanzan picos de 70% los días de mayor demanda por energía.
¿RACIONAMIENTO?
Bunster agregó que si bien el Ejecutivo está permanentemente analizando la opción de activar un decreto de racionamiento, dada el escenario complejo, por ahora esto no se hará.
Los clientes eléctricos esperan dos cosas. Primero, que llueva, pues esto permitirá detener las restricciones de los embalses y aumentar la generación barata, cual es la condición que tiene el agua. El segundo punto es que no fallen más centrales, pues sólo en mayo el sistema se vio afectado por la salida simultánea de tres unidades: Nueva Renca (mantención), Nehuenco 2 y Santa María.
“La escasez hidráulica ha resultado en prácticamente el agotamiento de todas las reservas de energía en los embalses del SIC”, plantea en su último informe la consultora Systep.
Fuente / Pulso
junio 11, 2013 | Industria
(Estrategia) Un 33% de la electricidad total generada en el Sistema Interconectado Central (SIC) durante el mes de mayo fue producida por Endesa (de propiedad española). La compañía sumó unos 1.407.871 MWh, lo que le significó mantener su predominio como el principal agente del sistema. La siguió de cerca AES Gener (de capitales estadounidenses), que alcanzó un 29% de la energía generada, considerando la producción de la central Guacolda. Más atrás aparece la tercera gran compañía del sector, Colbún (de origen chileno), con una participación del 20%.
En Endesa predominó la generación termoeléctrica con un 61% del total producido por la compañía. Las operaciones que más aportaron fueron las dos unidades a GNL de la central San Isidro y la central a carbón Bocamina II. Por otra parte, en el ámbito de la hidroelectricidad, el aporte de los embalses alcanzó un 24% del total, siendo la principal fuente generadora la central Pehuenche, mientras que las centrales de pasada agregaron el 14% de la energía.
La producción de AES Gener, en tanto, estuvo fuertemente marcada por su matriz termoeléctrica, la que durante el mes de mayo significó el 94% de la electricidad de la compañía. El principal aporte lo representó la carbonífera Guacolda, donde controla el 50% de la propiedad. Las cuatro unidades de esta central representaron el 37% del total termoeléctrico de la empresa.
Por último, Colbún registró una tendencia en línea con Endesa en relación a las fuentes de generación. En la eléctrica del grupo Matte las operaciones termoeléctricas significaron el 60% de la producción, mientras la energía proveniente de los embalses Colbún y Canutillar alcanzó un 30%.
Fuente / Estrategia
mayo 25, 2013 | Industria
(La Segunda) “No es para preocuparse”, responde de partida el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, sobre el estudio de seguridad de abastecimiento elaborado por el CDEC-SIC y que alerta de cortes de suministro en un escenario de falla de una central termoeléctrica.
La autoridad cuenta que se sorprendió al leer la prensa mientras tomaba desayuno esta mañana. Comenta que este es un informe que hace de manera frecuente el organismo que coordina la operación de las eléctricas y que siempre hace supuestos de caída de centrales.
En este caso, advierte que si sale de operación la Central Nehuenco II por una falla y entra en mantención la central Nueva Renca, y si además se le suma una hipotética falla de una central térmica como San Isidro, el Sistema Interconectado Central presentaría un déficit de energía, impactando a un 94% de la población.
Sin embargo, para Del Campo la solución es simple: ese hipotético escenario “se corrige perfectamente con el desplazamiento que puede hacer el CDEC-SIC de los mantenimientos programados para ese período”.
¿Hay riesgos de racionamiento?
“En ningún caso existe el riego de corte de suministro. Reitero, el CDEC-SIC puede cambiar el cronograma de mantenimiento programados de centrales eléctricas”.
Tan confiados están en el Ejecutivo que ni siquiera estudian la implementación de un decreto de racionamiento eléctrico preventivo. “Hasta el momento no lo vemos necesario”, dice el subsecretario.
Añade que en los escenarios reales no existe déficit. Y en los supuestos presentados, los déficit son mínimos y completamente manejables por el CDEC-SIC.
“Ha sido muy fundamental el ingreso de centrales termoeléctricas desde agosto del año pasado a la fecha. Centrales como Santa María I, Bocamina II y Ventanas IV (Campiche) otorga seguridad de suministro al sistema”, explica.
En total, estas centrales de Colbún, Endesa y AES Gener incrementaron la capacidad instalada del SIC en unos 1.000 MW.
Además, dice, “hay que agregar el ingreso de cerca de 500 MW este año”, incluido Angostura de Colbún, de 300 MW, a fines de este año.
Fuente / La Segunda
mayo 23, 2013 | Industria
(Diario Financiero) La prolongación de la sequía por un cuarto año impide que las principales reservas hidroeléctricas del Sistema Interconectado Central (SIC) vuelvan a sus niveles históricos, pese a las precipitaciones registradas hace algunos días. Al mismo tiempo esto influye en un indicador clave de este mercado: el precio de la energía.
La proyección del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC es que en junio el costo marginal podría superar los US$ 330 por MWh en horario de demanda alta.
Este resultado considera las condiciones de operación del sistema programadas para un contexto de hidrología seca, como la que actualmente impera en la zona que abastece la principal red eléctrica del país, que va desde Taltal hasta Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.
Si este valor se toma como promedio, la última vez que se registró un nivel superior a los US$ 300 por MWh fue en marzo de 2008 (US$ 325,2 por MWh), cuando el SIC enfrentó uno de sus peores contextos de estrechez, producto de la sequía, la crisis del gas argentino y la falla de unidades claves para el suministro.
Si la proyección del CDEC se compara con la estadística de costos marginales máximos, sería superada por el nivel exhibido en abril de 2012, cuando este factor alcanzó US$ 366 por MWh.
El costo marginal representa la operación de la unidad más ineficiente del sistema en un momento determinado e influye en una serie de indicadores, entre ellos los precios que pagan los grandes consumidores de electricidad, o clientes libres, ya que una buena parte de sus contratos de abastecimiento con generadoras está indexado en alguna medida a este indicador, aunque, en estricto rigor, estos sólo deberían regir para las transferencias de energía entre generadoras.
En abril, el costo marginal del SIC promedió US$ 166 por MWh, con un máximo de US$ 274 por MWh, de acuerdo con datos de Electroconsultores.
El CDEC también realiza proyecciones para escenarios de hidrología normal y húmeda, en los cuales se observa un fuerte descenso de este ítem, a US$ 160 por MWh y unos 80 por MWh, respectivamente.
Estrechez
Entre otros factores la estimación del organismo que coordina el funcionamiento del SIC, considera menores existencias de agua en los embalses dedicados a la generación, algo que queda en evidencia al observar los niveles de cotas que informa el propio CDEC (ver tabla) y al hecho de que en abril, cuando varios de estos tranques mostraban niveles incluso superiores a los actuales, Endesa Chile declaró que tres de sus centrales estaban en agotamiento.
De acuerdo a lo consignado en el reporte de operación del CDEC-SIC en dicho mes los embalses de Ralco (690 MW), Pehuenche (570 MW) y Rapel (377 MW), no tenían recursos suficientes para operar, situación que -según fuentes de la industria- se mantuvo en mayo.
El costo marginal sube porque la menor generación con agua obliga a despachar unidades que son más caras porque usan gas natural o diésel. Esto ya que el parque en base a carbón, que es el segundo combustible de base en el SIC, no da abasto para cubrir toda la demanda, pese al reciente ingreso de Bocamina II, Santa María o Campiche.
Una última restricción es la indisponibilidad hasta fines de julio de la unidad dos de Nehuenco (390 MW), que está en reparación.
Fuente / Diario Financiero
mayo 22, 2013 | Industria
(La Tercera) El atraso que presentan los proyectos de energía en el país, principalmente nuevas centrales de generación, afecta a la economía e impactará el crecimiento en los próximos años. Esta es la conclusión a la que llega el estudio “Impacto macroeconómico del retraso en las inversiones de generación eléctrica en Chile”, realizado por académicos de la Universidad Alberto Hurtado y la consultora Synex.
El informe, encargado por la asociación de generadoras, cuantifica el retraso en los proyectos en un impacto valorado hasta en 6,15% del PIB entre 2012 y 2019. Es la primera vez que se hace una medición de este tipo.
“Por culpa de los atrasos, entre 2012 y 2019 el país habrá perdido el equivalente a cerca de un año de crecimiento”, dice el estudio.
La investigación estuvo a cargo de los académicos de la facultad d economía y negocios de la UAH Carlos García y Fernando Fuentes, del socio de Synex Renato Agurto y del ingeniero de Synex Esteban Skoknic. Entre las centrales consideradas para cuantificar el efecto de los retrasos están las carboneras Bocamina II, Santa María, Campiche, las hidroeléctricas Rucatayo, San Pedro y Angostura, y el parque eólico Talinay oriente.
El economista de la UAH, Carlos García, señala que medido hoy, el impacto alcanzaría en términos absolutos a US$ 16.500 millones. El estudio toma como supuesto de comparación de la realización de inversiones sin trabas (tanto en atraso de tramitaciones ambientales como judicialización) a partir de 2007 en generación y su impacto en el alza de los costos marginales.
Los retrasos tienen efectos en el crecimiento de la inversión privada, la que sería de 17,85% menor a lo esperado de no existir los retrasos en los proyectos. Según los investigadores, también hay incidencia en otras variables de la economía. Por ejemplo, en el caso del consumo habría un menor crecimiento acumulado de 8,60%, mientras que la creación de empleo bajaría 8,31%. “Los retrasos en la construcción y operación de nuevas plantas generadoras tienen un fuerte impacto sobre la economía en sus variables fundamentales: PIB, inversión, consumo y empleo. Lo anterior sin perjuicio de un impacto un poco menor en la competitividad y la inflación”, dice el estudio.
Asimismo, indica que es urgente solucionar el problema energético con el establecimiento de una política consistente con el desarrollo del sector, sin descuidar las variables ambientales. “El país no tiene por qué seguir perjudicándose respecto de inversiones que se frustran, en la medida que se respeten las normas vigentes. Es crucial que las reglas sean perfeccionadas, de modo de evitar una innecesaria sobre judicialización y politización de los procesos de inversión”, sostiene el informe.
Expertos
El académico Carlos García señala que la principal sorpresa del estudio fue la magnitud del impacto del retraso de los proyectos sobre la economía, aunque indicó que este era comparable con otros estudios internacionales sobre el tema. “Los resultados del estudio fueron una sorpresa. A nivel nacional no hay una evaluación del impacto de la energía sobre la economía. La energía eléctrica afecta la producción de la economía y es un insumo para la producción. Un aumento del precio de la energía eléctrica aumenta los costos, y eso hace que tenga un impacto negativo”, dijo.
Fernando Fuentes indica que el sector se encuentra en una encrucijada, y que la población debe tomar conciencia de los efectos del rechazo a la instalación de centrales carboneras o grandes hidroeléctricas. “El sector eléctrico está en una encrucijada, donde es muy importante que el país llegue a alguna suerte de consenso en que se necesita energía a precios razonables, por lo tanto toda la animosidad en contra de las inversiones en centrales térmicas o hidroeléctricas tiene que ser superada. Corremos el riesgo de que sigan subiendo los precios y podemos llegar a una situación en que la capacidad no sea suficiente para la demanda”, dice Fuentes.
Renato Agurto, socio director de Synex, señala que es necesario dar un giro a la forma en que se están llevando los proyectos de generación hoy. “Si no hay un golpe de timón, un cambio, los efectos negativos se van a ver. Tiene que haber un cambio de actitud de los organismos que están en la cadena de aprobación de los proyectos, de los que dan la calificación ambiental, y de la justicia cuando tiene que ver determinados recursos que se ponen”, sostuvo.
Los investigadores coinciden en la necesidad de explicar las consecuencias de la oposición a los proyectos ala población, y los efectos futuros que esto podría tener en las cuentas de la luz.
Fuente / La Tercera
