Tras cinco años con un sistema eléctrico estresado por los altos costos, la sequía y la poca capacidad para almacenar energía, 2016 dará un respiro al sistema Interconectado Central (SIC), el mayor del país.
Las proyecciones realizadas por el CDEC-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, apuntan a que este será el año que tendrá los costos de energía más bajos de la última década, llegando a niveles promedio por debajo de los US$ 40 por MWh.
En su último informe, donde define el programa de operación del sistema para los próximos doce meses, el organismo estimó que el costo marginal entre Atacama y Chiloé promediaría US$ 37,5 por MWh entre enero y diciembre en caso de que sea un año con una hidrología media, una baja de casi 58% respecto de 2015.
Esto mejorará si el año es lluvioso, llegando hasta los US$ 32 por MWh, y no empeoraría demasiado si fuera seco, elevándose a US$ 52 por MWh, como promedio.
De hecho, según la proyección, el punto máximo de los costos se retrasará unos meses, hacia agosto.
En enero, los números ya muestran la tendencia, y el costo de la energía anotó una baja de 57% respecto del mismo mes de 2015, ubicándose en US$ 49 por MW, frente a los US$ 114 del mismo mes de 2015. En los tres años anteriores, el indicador rondaba los US$ 150 por MWh.
Según explica Ramón Galaz, de Valgesta, las proyecciones del organismo que coordina la operación de las eléctricas hacen una estimación en base a parámetros de seguridad de suministro del sistema y operación económica, y actúan como una referencia. Sostiene que la baja en los costos muestra que el sistema estaría volviendo a “adaptarse”, tanto a las condiciones de oferta como de demanda.
“Este sistema está mejor adaptado hoy que lo que estuvo hace uno o dos años, y en esto influyen varios componentes, como una mayor disponibilidad de agua para generación, la entrada de nueva capacidad eficiente, la baja en los costos de los combustibles fósiles -donde el gas natural ha tenido el mayor efecto positivo- y también la entrada creciente de centrales en base a Energía Renovable No Convencional (ERNC)”, dijo.
Según un artículo del blog especializado Breves de Energía -uno de cuyos editores es el economista Alexander Galetovic- el costo variable de las centrales térmicas, esto es, lo que cuesta producir energía por unidad de combustible, ha caído en hasta 50% producto de la baja del petróleo.
A nivel de clientes regulados (hogares, comercios y pymes), el efecto de la baja sería casi nulo, dice Galaz, pues estos consumidores cuentan con contratos de largo plazo con precios fijados que aislan este componente. Las ventajas estarían principalmente en el segmento de los clientes libres, grandes consumidores, que compren energía en el mercado spot o tengan contratos que estén indexados al costo marginal, dice.
Más hidroelectricidad
Las centrales hidroeléctricas, tanto de embalse como de pasada, tomarían un rol más relevante este año, dependiendo de que se cumplan las estimaciones que auguran un año más lluvioso.
Si las precipitaciones son las de un año normal, esta tecnología aportaría el 57% de la producción total. En 2015 el aporte fue cercano al 43%.
Además, durante la actual temporada de deshielos, los principales embalses utilizados para generación también mejoraron los niveles de acumulación de agua.
Según la Dirección General de Aguas (DGA), en el caso del embalse Rapel, su volumen se encuentra en el promedio histórico, mientras que Colbún está 16% por sobre el registro del año pasado; la laguna Maule ha incrementado 35% su nivel de acumulación respecto de enero de 2015 y el lago Laja ha subido 10%.
“A nivel nacional, los embalses mantienen un déficit importante con respecto a sus promedios, aunque, comparados con enero de 2015, se tiene, globalmente, un superávit del 20%”, señaló la DGA.
Asimismo, la energía contenida en los embalses está en su mayor nivel desde 2009, y podría hasta duplicarse este año.
Ingresos por 75.700 millones de euros (unos US$ 85.400 millones), baja de 0,3% respecto de 2014, reportó ayer la italiana Enel, que controla Enersis. En su reporte preliminar de resultados para 2015, la firma señaló la caída estuvo relacionada al impacto adverso que tuvo el tipo de cambio en sus operaciones, luego de las depreciaciones sufridas por las distintas monedas en que reportan sus filiales, y las bajas en las ventas de electricidad. Asimismo, el Ebitda mostró una caída de 3,2% en el periodo, a 15.300 millones de euros (frente a 15.800 millones de euros de 2014). Respecto de la reorganización de Enersis, Endesa y Chilectra, el CEO de la firma, Francesco Starace, señaló que esperan concluir el proceso en la segunda mitad de 2016. La filial renovable, Enel Green Power (EGP), señaló que en 2015 agregó 1.500 MW de nueva capacidad, aunque tuvo ingresos planos.
A diciembre de 2015, el catastro de proyectos de inversión de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) alcanzó los US$58.208 millones en inversión y 25.010 MW en la producción bruta de energía eléctrica, concentrando el 76% de la inversión en generación eléctrica, según el "Observatorio de la Inversión", elaborado por SOFOFA
El informe indica que "el gran dinamismo exhibido por el sector energético durante los últimos años ha significado transitar, en materia de inversión, de US$19.402 millones en 2011, a US$88.826 millones en 2015 (esto sin considerar proyectos en estado Detenido). Este mayor desarrollo se ha visto impulsado, esencialmente, por el abultado stock de proyectos asociados a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) que, al cierre de diciembre pasado, sumaron 279 iniciativas y US$58.208 millones en inversión, vale decir, concretan el 76% del total de la inversión en Generación Eléctrica".
Detalla que "del grupo de proyectos de generación ERNC catastrados a diciembre de 2015, las centrales de tipo Solar?PV requerirán US$28.881 millones en inversión para generar 14.356 MW de potencia bruta. De esta producción, 7.962 MW serán inyectados al Sistema Interconectado Central (SIC) y 6.394 MW al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). Por su parte, iniciativas asociadas a la generación de energía Eólica invertirán US$14.488 millones, para producir 7.859 MW de energía eléctrica bruta.
Esta generación estará concentrada mayoritariamente en el SIC con 5.975 MW y, en menor medida, en el SING con 1.884 MW. Aquellos proyectos cuya tecnología consiste en la Concentración Solar de Potencia (Solar?CSP), desembolsarán US$12.680 millones, para aportar 1.760 MW al sistema eléctrico nacional. De ellos, 575 MW irán directamente al SIC y 1.185 MW se inyectarán al sistema del norte grande".
Finalmente, proyectos de generación asociados a las tecnologías de Mini?Hidroeléctricas, Biogás/Biomasa y Geotérmica totalizaron US$2.159 millones en inversión para suministrar 1.036 MW al país. "De esta energía, 733 MW se inyectaran al SIC, 50 MW estarán en el SING y 253 MW serán utilizados como medida de respaldo para cubrir las necesidades y desarrollos industriales".
