Lentamente, el costo de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC) comienza a recuperar sus niveles altos observados durante gran parte de 2014, debido a la sequía que enfrenta el país desde hace ya algunos años.
De acuerdo con datos proporcionados por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, el costo marginal promedio de la electricidad para la barra Quillota 220 kV en febrero llegó a US$139,9 por MWh, cifra elevada para los promedios de los meses anteriores.
La estadística completa considera sólo los primeros 26 días del mes y se espera que el balance definitivo sea entregado el día de hoy.
Este US$139,9 por MWh representa además un incremento del 22% en relación con el promedio del mes inmediatamente anterior, en el que el costo marginal promedio se instaló en US$114,7 por MWh.
No es todo. La cifra podría crecer todavía más en caso de que los últimos dos días que faltan para cerrar la estadística sigan la tendencia observada en la segunda quincena de febrero (superiores a los US$150 por MWh e incluso por encima de los US$170 por MWh en un par de ocasiones).
La diferencia observada entre ambos períodos obedece principalmente a la mayor presencia de generación termoeléctrica en febrero, alcanzando una participación de 61% sobre el total, mientras que la hidroelectricidad -considerando centrales de embalse y de pasada- descendió al 35%.
En enero la participación de la generación hídrica había sido de 43,3%, más de ocho puntos por sobre lo de febrero, mientras que la producción térmica había sido 55,3%, casi seis puntos menos que en el mes inmediatamente anterior.
Esta situación obedece fundamentalmente al agotamiento de los recursos existentes en los embalses. En febrero, el promedio de participación de las centrales de embalse en la matriz llegó a 14,2%, cifra muy por debajo del 42% que alcanzó esta tecnología en agosto pasado e incluso lejos del 18% que representaron los embalses en enero pasado. Esto, además, generó un incremento de la participación del diésel durante el mes de febrero, situación que se ha visto compensada, en parte, por el menor precio del diésel para generación en lo que va del año, lo que a su vez se explica por la baja que enfrentan los precios del petróleo en los mercados internacionales.
Catastro de proyectos
La entidad además dio a conocer el catastro de proyectos para el próximo quinquenio, el que además de volver a incorporar a las centrales de HidroAysén -como parte de la estrategia legal de la sociedad integrada por Colbún y Endesa- puso fecha a las centrales a gas natural El Campesino I y II, parte del plan que impulsa la empresa francesa EDF.
La primera unidad, que considera una potencia de 600 MW, iniciará obras en octubre de este año, según señala el reporte, mientras que la segunda unidad, de idéntica potencia instalada, iniciará su construcción en octubre de 2017.
Para El Campesino I, la fecha de ingreso en operaciones informada al CDECSIC es octubre de 2017 y para la segunda, el mismo mes de 2020.
De la misma manera, se incorporó al catastro la unidad CTM 3 de E-CL, que inyectará al SIC mediante la futura línea de interconexión SING-SIC que entrará en operaciones en 2017. Se espera que durante ese mismo año esté operativa la central para iniciar el despacho hacia la zona central.
La central Cuervo, de Energía Austral, figura con fecha de entrada en operaciones en 2022. Inyectará a un máximo de 642 MW.
El explosivo ingreso de nuevas centrales de ERNC al sistema eléctrico chileno está generando un costo nuevo para las grandes empresas productoras de energía.
Así lo plantea en un informe el académico de la Universidad de Los Andes, Ignacio Núñez, en la primera de tres publicaciones que estarán disponibles en el sitio web Breves de Energía.
En su opinión, la intermitencia de las unidades solares y eólicas mayores costos de operación y planificación. “De un lado, los sistemas de potencia requieren unidades que provean energía cuando el sol y el viento no están, el así llamado efecto de utilización”, explica el académico.
Y aunque cree que la planificación eléctrica debe incorporar este efecto, sostiene que en Chile la autoridad ha enfrentado el problema de la variabilidad de la generación eólica y fotovoltaica básicamente ignorándola.
Por eso, no se advierten los significativos costos que le impone la variabilidad al resto del sistema.
En otros términos: el bajo factor de planta de las ERNC está obligando a las compañías como que usan carbón o agua a asumir costos extras.
Según el análisis, mientras una central térmica está en condiciones de entregar electricidad la mayor parte del tiempo, dada la irrupción de las ERNC se dan casos en que sólo pueden despachar cuando dejan de producir las unidades eólicas o solares. Esto último genera la interrogante de quién devuelve los montos a los que dejó de vender aquella generadora.
“Esta operación requiere más combustibles por unidad de energía generada aumentando las emisiones de contaminantes locales y de CO2 por unidad de energía y sus costos son considerables”, afirma Núñez.
El factor de planta anual más alto es de las centrales termoeléctricas, alrededor de 90%. La disponibilidad de una planta térmica depende casi exclusivamente de las mantenciones y salidas forzadas, porque permanentemente disponen de combustible para generar, añade.
Sin embargo, en Chile no hay suficiente evidencia que permita sostener que los nuevos proyectos eólicos alcanzarán sistemáticamente mayores factores de planta. El año pasado, las centrales eólicas promediaron un factor de planta del 24%.
