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Los Desafíos del 2014

SystepEl año 2013 fue un año de restricciones para los dos principales mercados eléctricos, el SIC y el SING. En términos de demanda, el SIC creció en un 3,3%, valor distante del 5,2% proyectado por el CDEC-SIC a comienzos del año, mientras que en el SING la demanda aumentó en un 4,1%, valor muy por debajo del 11,6% estimado inicialmente por el CDEC-SING. Durante este año entraron a explotación comercial sólo 487,4 MW en el SIC y 5,6 MW en el SING (Tabla 1).

2014.01.24 Tabla 1

 

Durante el año 2013 se judicializaron proyectos emblemáticos de generación convencional, tales como Punta Alcalde (carbón, 740 MW), Cuervo (hidráulica, 640 MW), e incluso centrales a carbón existentes como Bocamina II (350 MW). Las dos primeras restricciones limitarán la oferta de generación económica de mediano a largo plazo, y el caso de Bocamina II aumentará los costos marginales en el corto plazo.

Lo anterior, se suma a hechos tales como la dificultad para obtener ofertas competitivas en las licitaciones de suministro (22% de la energía del proceso 2013-1 no fue adjudicada), lo que plantea desafíos adicionales para el 2014.

En términos de la demanda, los respectivos CDECs proyectan para 2014 un crecimiento cercano al 5,7% en el SIC y de 14,2% en el SING. Si bien se observan aumentos importantes de la tasa de crecimiento respecto al año anterior, particularmente en el SING, lo anterior se explicaría por el desplazamiento de proyectos de consumo esperados inicialmente para 2013.

Para 2014 se prevé el ingreso de nuevos proyectos de generación por 1.244 MW en el SIC y 168 MW en el SING. En el SIC, sumado a la central Angostura 330 MW (en pruebas), lograrán una fuerte participación centrales eólicas y solares. En el SING el crecimiento del parque generador se explicará, prácticamente en su totalidad, por el ingreso de proyectos renovables, destacándose la central eólica Valle de los Vientos (90 MW, en pruebas).

El ingreso acelerado de ERNC en 2014 y en los años siguientes, impondrá un desafío respecto al desarrollo oportuno de la capacidad de transmisión necesaria para la inyección de dicho recurso, no solo bajo condiciones de seguridad y confiabilidad, sino también para evitar distorsiones del mercado producto de desacoples o limitaciones técnicas. Un ejemplo de esto es la situación de desadaptación entre la potencia entrante al norte de Cardones y la capacidad del sistema de 220 kV desde allí a Diego de Almagro, cuya ampliación estaría prevista para fines de 2017. De no decidir adelantar esta obra en el 2014, se limitaría el ingreso de centrales que pueden construirse en poco tiempo y con costos de operación menores a los actuales existentes en la zona. Cabe destacar que el desarrollo del estudio de transmisión troncal en el 2014 deberá plantearse nuevos y desafiantes escenarios, dada la reciente aprobación de la Ley ERNC 20/25.

En un entorno de oposición al desarrollo de centrales térmicas a carbón y de centrales hidroeléctricas, resulta de particular interés analizar alternativas para aumentar la participación del GNL en la producción de electricidad, y como esto podría impactar las licitaciones de suministro del SIC. De hecho, el nuevo gobierno de Michelle Bachelet ha manifestado su apoyo explícito al desarrollo de generación en base a gas natural.

Como medida de corto plazo se podría facilitar la contratación de GNL para ciclos combinados que hoy no cuentan con disponibilidad permanente de este combustible (Nehuenco y Nueva Renca en el SIC, y GasAtacama en el SING), o realizar el cierre de los ciclos abiertos que hoy existen en el SIC (Quintero, Taltal, Candelaria). Sin embargo, la obtención de precios competitivos de GNL en el mercado internacional requiere que esta disponibilidad adicional se respalde con contratos de largo plazo.

Una oportunidad para lograr el calce entre los mercados de GNL y electricidad, podrían ser las licitaciones de las distribuidoras para compras de energía destinadas a clientes regulados. Sin ir más lejos, a mediados de diciembre de 2013 se publicaron las bases del proceso de licitación 2013-3 para clientes regulados, el que abarcaría poco más de 11 años (septiembre 2014 a diciembre 2025) con una demanda base de 4.545,4 GWh/año a partir de 2017. En este contexto, los plazos de los nuevos contratos licitados podrían permitir a los generadores obtener precios competitivos de suministro de gas y/o desarrollar nuevos proyectos en base a este combustible. Por otra parte, cabe destacar que una fracción no menor de clientes libres se encontraría ya sea pagando tarifas a costo marginal o indexado a este, a los cuales le sería atractivo contratar precios de gas.

En el ámbito regulatorio, viene la discusión y aplicación de reglamentos para el sector, principalmente el nuevo marco normativo del SEIA (vigente desde diciembre de 2013), y la aplicación de la norma de control de emisiones para las centrales termoeléctricas (en vigencia durante el primer trimestre del 2014) y su efecto sobre la disponibilidad de las centrales. Estas normativas debieran facilitar el ingreso de nuevos proyectos de base, aunque hay desafíos pendientes en términos de uso del territorio, participación ciudadana y relacionamiento con las comunidades locales. Claramente estos temas debieran ser prioritarios para el 2014 y para el nuevo gobierno.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

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