mayo 20, 2013 | Industria
(La Tercera) Ojalá llueva. Eso responden los eléctricos cuando se les pregunta por el actual escenario hidrológico del país. Si se mantiene la falta de lluvias, advierten, el país se enfrentará a un cuarto año de sequía. De ser así, plantea el director de Colbún, Bernardo Matte, este año superará a 1968 como “el más seco de la historia”. Pero, a diferencia de lo ocurrido en 2008, en que se aplicó un decreto de racionamiento preventivo para evitar cortes de energía, o a fines de los noventa, donde se restringió el consumo, todo indica que esta vez no habrá un impacto de ese tipo en el suministro eléctrico. Sí vendrán alzas de costos de corto plazo, -fundamentalmente a empresas- debido a la imposibilidad de producir con centrales que usan agua como insumo base. “Es preocupante la falta de lluvias. No se apagará la luz, pero sí va a costar más. Ese es el problema”, sostiene Matte.
Hoy los embalses de generación eléctrica están con bajas reservas y El Laja es el más afectado. Según datos del- Cdec-SIC, entidad que regula la operación del sistema eléctrico de la zona central del país, El Laja tiene una cota de 1.305,6 metros sobre el nivel del mar, prácticamente igual al mínimo, que es cercano a 1.303 metros (ver infografía).
La falta de lluvias ha hecho, además, que en lo que va de mayo la hidroelectricidad sólo sea 27% de la generación total, mucho más bajo que el 41% que representó durante 2012, su menor nivel desde los racionamientos de 1999. Si no llueve, el gas natural y el diésel, según estimaciones de CorpResearch, representarán el 37% de la matriz energética. Hoy esa presencia es cercana al 26%. El carbón, por su parte, podría llegar a 32%. El escenario es muy distinto al que existía en 1996, donde la hidroelectricidad representaba el 65% del mix de generación y el carbón solo 24% (ver gráfico).
Medidas adicionales
De todos modos, para el gerente general de Enersis -dueña de Endesa, la principal generadora local-, Ignacio Antoñanzas, la escasez de lluvias es preocupante. “Nos hubiera gustado tener, a estas alturas, señales más positivas. Todavía no las hay”, dice. Agrega que con esto, “ya estaríamos en el cuarto año de sequía y eso no es bueno”.
Pese a que Endesa aporta energía adicional con Bocamina II (carbón, 350 megawatts, MW), la eléctrica además está consiguiendo más Gas Natural Licuado (GNL) para gasificarlo en la planta de Quintero. “Se ha pedido mucho más gas. Quintero está al 100% de su utilización y creemos que estará así durante todo el año”, cuenta Antoñanzas.
El ejecutivo señala que el año pasado el terminal de GNL Quintero llegó a un peak de operación y estima que este puede ser igual. Según cifras del director ejecutivo de la Asociación de Empresas Distribuidoras de Gas Natural A.G.(AGN), Carlos Cortés, el año pasado Quintero importó 2,3 millones de toneladas de GNL y se gasificaron nueve millones de metros cúbicos.
La eléctrica está conversando con BG, la que le suministra el GNL y con la que mantiene una disputa por diferencias en el valor del combustible. Endesa inicialmente pagaba entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica, en inglés), y en enero el valor bajó a unos US$ 3,5 por millón de BTU, pues cambió la fórmula de indexación. Debido a esto, la británica no le envió un barco con GNL a Endesa. Las negociaciones, que deberían culminar este primer semestre, se centran en establecer un valor intermedio entre el que paga Endesa y lo que lograron pactar Enap y Metrogas, más gas u otros puntos de descarga.
En Colbún, Ignacio Cruz, gerente general de la firma, señala que una de sus medidas para sortear un cuarto año de sequía es hacer que sus centrales operen bien “para que funcionen cuando se necesiten de forma regular y eficiente”. Además, la eléctrica está buscando nuevos contratos de gas natural. La compañía cerró en enero un acuerdo con Enap para asegurar el suministro de Nehuenco I (ciclo combinado que usa gas y diésel) por cuatro meses.
Año sin cortes
La matriz energética, plantea el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, “está a prueba de hidrologías”. Ello, gracias al ingreso de mayor energía termoeléctrica como carbón, gas natural y diésel. “Si nuestra matriz fuera igual a la de 1996, que tenía un fuerte componente hidroeléctrico, probablemente hoy tendríamos un racionamiento”, asegura. Una visión similar tiene el analista senior de CorpResearch, Sergio Zapata.“No vemos riesgos de un blackout (cortes de luz) por falta de energía. La actual matriz sería suficiente para abastecer, sin problemas, la demanda del sistema central”, manifiesta.
Desde 2008 hasta el primer trimestre de este año, dice Del Campo, han ingresado al SIC 1.800 MW adicionales. “Con esto se asegura el suministro, independientemente de la falta de lluvias. En ese sentido no hay riesgos. Pero si se mantiene este cuarto año de sequía podemos tener precios altos de la energía”, explica.
En todo caso, puntualiza que esta tendencia alcista -que no se transfiere a precios de clientes residenciales- se puede moderar gracias a la menor presencia que tendrá el diésel en la planificación eléctrica de este año. “Eso se está notando en los últimos meses, ya que desde agosto de 2012 han ingresado centrales a carbón como Bocamina II, de Endesa, y Santa María, de Colbún, que junto con Ventanas IV, de AES Gener, suman 980 MW y que desplazaron la generación con diésel”, afirma. Estas carboneras, detalla el subsecretario, están operando con un precio de US$ 50 MWh, lejos de los casi US$ 200 por MWh que margina un motor a diésel y de los US$ 150 MWh que marca una central de ciclo combinado que usa diésel en vez de gas para la producción de energía. En mayo, el costo marginal de la energía promedia US$ 168 por MWh, pero en la última semana el promedio escaló a US$ 198 por MWh.
Holgura del sistema
La entrada de mayor capacidad de generación al sistema hizo que el gobierno decidiera que no era necesario extender la vigencia del decreto preventivo de racionamiento que operó gran parte del 2012, pese a la sequía. Del Campo explica que dentro de la simulación que se hizo con el Cdec-SIC sobre la holgura que existe en la matriz eléctrica, se concluyó que se puede operar con normalidad si una central como Nueva Renca (370 MW) sale del sistema por mantención o presenta otro problema. Sin embargo, el escenario es distinto si son dos las centrales que faltan en el sistema. Hasta ahora, la única planta que estará fuera del sistema será Nuhuenco II de Colbún (398 MW). La unidad de ciclo combinado, que opera con gas y diésel, tuvo una falla en una de sus turbinas, por lo que estará cinco meses sin operar.
Por eso el Cdec-SIC, junto con las empresas, trabaja para coordinar las mantenciones de las centrales con el fin que las salidas que tengan las unidades no se topen. Los pronósticos del gobierno son favorables al grado que, aunque se agudizara la falta de lluvias, desestiman usar los motores de respaldo que utilizan diésel.
Guardar agua
Sergio Zapata explica que, gracias a la mayor capacidad térmica, hoy la autoridad tiene espacio para aplicar una política conservadora y ahorrar la poca agua que pueda caer este año, para recuperar el bajo nivel de los embalses.
Para Endesa, la solución para sortear años críticos por falta de lluvias es la construcción de más embalses interanuales, como El Laja y Maule, que guardan el agua de las lluvias y se usan cuando hay ciclos de baja precipitación. La propuesta es que puedan acumular agua por encima del consumo hidráulico anual. “El bajo caudal es preocupante, porque llevamos cuatro años usando esas reservas. Si hubiesen tres reservas más, El Laja no estaría en sus mínimos históricos”, estima la empresa.
Fuente / La Tercera
abril 30, 2013 | Industria
(La Tercera) El costo de la energía anotó una fuerte baja en abril a pesar de la sequía, que ya entró en su cuarto año. El costo marginal, que refleja las transacciones diarias de energía y el valor que pagan las empresas, cayó 38,1% respecto del mismo mes de 2012, en el Sistema Interconectado Central (SIC), el principal que tiene el país.
El costo marginal se ubicó en US$ 166,1 por megawatt/hora. Este es el menor valor desde abril de 2010, cuando alcanzó a US$ 139,5 por MW/h.
La caída es bastante inédita, considerando que por la falta de lluvias y menores deshielos las centrales hidroeléctricas, que producen a costos más bajos, están aportando menos de un tercio de la energía.
De hecho, en 2012, la sequía llevó el costo marginal a niveles de 285 MW/h en abril. En 2013, la realidad es diferente, porque la escasez de agua para generación eléctrica fue compensada con 1.000 MW de nueva generación a carbón, tecnología que reemplaza la operación de turbinas a diésel, que son las que producen a costos altos.
En abril, sólo 31,6% de la generación del sistema la han aportado las centrales hidroeléctricas (embalse y pasada), mientras que el 67,4% viene de centrales térmicas, principalmente, a gas natural y carbón.
En el último trimestre de 2012 entraron en operación las centrales Santa María (Colbún, 342 MW), Bocamina II (Endesa, 342 MW), mientras que en marzo pasado lo hizo Campiche (Gener, 270 MW).
La baja en los precios del gas de las centrales que opera Endesa, producto del cambio en los contratos de suministro que mantiene con la británica BG, también influyó.
Hasta 2012, la eléctrica pagaba el gas natural en torno a US$ 18 por millón de BTU. Hoy lo adquiere a un precio de US$ 3,5 por millón de BTU.
Según estimaciones de las generadoras, con la entrada en operación de estas unidades el sistema tendrá en 2013 -y por una sola vez- ahorros por US$ 1.000 millones por menor costo de generación.
En todo caso, la evolución de los costos seguirá dependiendo de las lluvias. Además, según las estimaciones de la Comisión Nacional de Energía los costos de energía seguirán altos hasta 2016 o 2017, por falta de proyectos.
Fuente / La Tercera
abril 16, 2013 | Industria
(La Tercera) El aumento de la generación termoeléctrica (gas, carbón, diésel) en el Sistema Interconectado Central (SIC) -que en 2012 representó casi 65% de la generación total- ha alejado el riesgo de racionamiento eléctrico, pese a que la zona centro-sur del país suma cuatro años consecutivos de sequía.
Ese es el diagnóstico del ministro de Energía, Jorge Bunster, quien dijo que los bajos niveles de agua registrados en los principales embalses usados para generación eléctrica no afectarían el suministro. La semana pasada, el lago Laja registró su menor cota en los últimos 12 años, con un nivel de 1.308,1 metros sobre el nivel del mar. Este lago abastece a generadoras hidroeléctricas con una capacidad de 1.159 MW, equivalentes a 17% de la demanda máxima de energía del SIC, pero producto de la sequía hoy aportan sólo 9%.
En el marco de la inauguración de la minicentral de pasada Monreal de Edelaysén -filial del grupo Saesa-, en las cercanías del lago La Paloma, a unos 40 kilómetros de Coyhaique, a la que fue invitada La Tercera, el personero señaló que la entrada de 1.000 MW en generación a carbón -las centrales Bocamina II, Santa María y Campiche- ha producido efectos positivos en el sistema. “La ventaja que tiene la matriz más térmica es que nos inmuniza frente a prolongados períodos de sequía. La capacidad termoeléctrica está creciendo, y eso permite enfrentar una hidrología seca con mucho más bajo riesgo de tener que racionar electricidad. Hoy no estamos enfrentando ese riesgo”, dijo Bunster.
Destacó que hoy existen holguras suficientes en el sistema para afrontar el menor aporte hidroeléctrico, cuestión que no sucedió en la crisis de 1998-1999, cuando se aplicó racionamiento eléctrico a los hogares: “La matriz que tenía Chile hace 15 años era 65% hidroeléctrica, hoy día es 35%. Son 17.500 MW para una demanda que es la mitad de eso. Hay una capacidad excedentaria”.
Sobre el plan de contingencia en el que trabaja el gobierno para asegurar el suministro de gas residencial en Magallanes, explicó: “Recogimos la inquietud de la región para buscar un mecanismo que permitiera estructurar una coordinación, de modo de poder precaver una eventual restricción en el suministro de gas para este o el próximo año. No es una situación inminente, pero queremos estar preparados”.
Fuente / La Tercera
abril 11, 2013 | Industria
(La Tercera) Un cuarto año consecutivo de sequía vislumbran las primeras proyecciones para el año hidrológico en el Sistema Interconectado Central (SIC). Sin embargo, expertos del sector descartan riesgos de cortes de luz importantes. Según un informe de CorpResearch, la incorporación de nueva generación eficiente al sistema, con la operación comercial de las centrales a carbón Santa María (Colbún, 340 MW), Bocamina II (Endesa, 340 MW) y Campiche (270 MW), permitirá enfrentar holgadamente el crecimiento de la demanda. Este año será la generación térmica la que nuevamente hará aportes mayores al SIC.
Según el último informe del gobierno, para 2013 se espera un nivel de excedencia en torno a 90% para las lluvias; es decir, nueve de cada 10 años en los que se han tomado mediciones serían más lluviosos que 2013: “Considerando que 2013 sea nuevamente un año seco (que es nuestro escenario base para el SIC este año), no vemos riesgos de un black out por falta de energía. En esta contingencia, estimamos que la actual matriz energética sería suficiente para abastecer sin mayores problemas la demanda del sistema central”.
Sergio Zapata, analista eléctrico de CorpResearch, señala que en 2012 el aporte de la generación hidroeléctrica alcanzó en promedio 41%, su nivel más bajo desde los episodios de racionamiento de 1999. Este año su aporte podría variar entre 31% y 35%. Señala, el sistema será sostenido por la generación térmica (carbón, gas, petróleo y también biomasa), que alcanzaría a 68% de la matriz, mientras las centrales eólicas aportarán 1%.
Zapata agrega que en el caso de las hidroeléctricas, si el año es seco, el aporte de las centrales de pasada y de embalse sería similar -en torno a un 16% -, mientras que si las lluvias mejoran, las primeras aportarían cerca del 25% del total de la energía del sistema y las grandes represas sólo deberían aportar 10%. “Estimando que las centrales a carbón funcionen 85% del tiempo, generarían unos 16.500 GW/hora año. Las centrales de embalse aportarían sólo la energía que no ha sido producida con el resto de las unidades del SIC. En este sentido, consideramos que las centrales de pasada operarían según su promedio histórico”, dice.
Agrega que la capacidad instalada de las centrales de pasada se ha incrementado en los últimos años, y ello ha permitido que su aporte sea más constante, independiente de la hidrología: “En 2006, su factor de uso estaba en torno al 70%, mientras en 2012 llegó al 44%. De manera conservadora, suponemos que en un escenario seco para 2013, estas unidades aportarían en torno al 15% de la energía producida en el SIC”.
Fuente / La Tercera
abril 8, 2013 | Industria
(Estrategia) El costo marginal promedio en el SIC bajaría progresivamente para mantenerse casi todo el año por debajo de los US00 el MWh, en un escenario de hidrología media, proyecta el CDEC-SIC. Pero, independiente del escenario hidrológico, el futuro de los precios de la electricidad para este año estarán determinados por el carbón y GNL.
Los costos marginales bajaron a US25 promedio durante enero-febrero de 2012, un 31% menos de lo que se registró en el mismo período de 2013. Esto pese al retroceso de la hidroelectricidad. De acuerdo al reporte de marzo de Systep, la explicación está dada en primer lugar por la puesta en servicio de las centrales Bocamina II y Santa María. Asimismo, se proyecta una incidencia en esta línea con la reciente entrada de la termoeléctrica Campiche.
Otro factor determinante es la disponibilidad y precio de gas en los ciclos combinados; desde enero y hasta abril la central Nehuenco de Colbún operará con GNL en sus dos ciclos combinados a costo variable nulo. Por su parte, San Isidro de Endesa registró una baja en los precios de suministro desde US5 MMBTU a cerca de US MMBTU por la entrada en vigencia de la indexación de precios a Henry Hub en su contrato con British Gas (BG).
Según el informe, estas variables determinarán los costos y precios para el resto del año, en particular por el desenlace que tendrá la negociación entre Endesa y BG respecto a la indexación de su contrato de suministro de GNL. El desenlace del proceso puede ir desde la mantención de los precios actuales hasta que Endesa compre en el mercado spot a un precio que rondaría los US9 MMBtu.
Fuente / Estrategia
