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Chile

Expertos coinciden en que fenómeno seguirá repitiéndose en los próximos años, hasta 2017, mientras se construyen las nuevas líneas que están en proceso de licitación.

03 de Agosto de 2012.- ?Diferencias de precio de hasta 158% registraron tramos o barras del Sistema Interconectado Central (SIC) en los costos marginales, que utilizan principalmente las mismas generadoras para cobrarse transferencias entre sí o compras en mercado spot. Las barras entre Charrúa (VIII Región) y Ancoa (VII Región) muestran un fuerte desacople durante esta época, fenómeno que continuará en el futuro.

Según datos del CDEC-SIC, el mayor desacople el mes pasado se produjo el 4 de julio, cuando el costo marginal en Ancoa llegó a US$ 144,2/MW, mientras que en Charrúa alcanzó a US$ 55,9/MW. En el mes, en tanto, el promedio del marginal fue de US$ 121,1/MW en la primera barra, en tanto que en la segunda fue de US$ 73,7/MW, acusando una diferencia de 64,3% en el precio entre ambas.

En todo caso, mirando el día a día, durante junio se llegó a un mayor desacople en los precios, llegando el día 29 a US$ 130,4/MW en Ancoa, cuando Charrúa sólo tuvo un precio de US$ 45,9/MW, lo que muestra un diferencial de 184,17%.?

Las causas ?del desacople?

Eduardo Ricke, director ejecutivo del CDEC-SIC, reconoce que “en el sistema hay situaciones de ‘costos marginales desacoplados’ los que se originan cuando la capacidad de transmisión de un tramo (línea o transformador) se ‘copa’ y se forman subsistemas en los cuales marginan unidades generadoras de diferente costo”.

Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señala que estos desacoples “se producen en ciertos bloques”, puesto que “está limitada la capacidad de transmisión de la línea de Charrúa a Alto Jahuel”.

Ricke agrega que en el caso de Ancoa-Charrúa, el desacople “se debe a que en ciertas horas no es posible transportar toda la energía disponible en Charrúa hacia el norte por lo que en esa zona hay superávit de energía barata y se crea un subsistema con marginales más bajos, en tanto que en el subsistema que se forma al norte se deben despachar unidades generadoras más caras y por lo tanto los marginales son más altos”.

Esto, dice Bernstein, ocurre solamente cuando en la zona sur del SIC existe mayor capacidad hidroeléctrica, mientras que en años secos ello no sucede, pues hay menor generación.

Adicional a esto, el desacople también se produciría “porque hay una restricción de transmisión debido a que los transformadores en Charrúa, que son 3, se están operando con criterio N-1; es decir habiendo tres sólo dos operan y el otro es respaldo. Esto limita la capacidad de transmisión, y sobra energía en el sur y está más escasa en el norte, donde está siendo necesario despachar más térmica”, dice un experto del sector.

Por ello, agrega Ricke, “la solución a la congestión pasa por la expansión del sistema de transmisión”. De hecho, la CNE está licitando una nueva línea de doble circuito de 500 kV, obra que partiría en julio del próximo año y se espera esté operativa en enero de 2018. Sin embargo, esto no sería la solución.

Un informe del mismo CDEC señala que “con la entrada en servicio de la nueva línea (…) continuarían las saturaciones debido a que la capacidad del tramo quedaría limitada por los transformadores de Charrúa 500/220 kV”.

En todo caso, dice Francisco Aguirre, de Electroconsultores, “el SIC tiene actualmente muchos subsistemas, así llamados por las restricciones de transporte (…) como el extremo en Diego de Almagro (III Región)”. Al mirar los datos, en julio se produjo una diferencia de precios de hasta 514% entre los precios de la barra Diego de Almagro, en la parte norte del SIC y Ancoa y de 528% entre Diego de Almagro y Charrúa.

En todos los casos, dice Aguirre, “hoy tenemos una autopista eléctrica congestionada y una buena ‘carretera eléctrica’ que lo debiese resolver”.?

Costos marginales ?en julio?

En tanto, durante julio, los costos marginales en el SIC sufrieron una caída de 5,08% respecto del mes anterior, al promediar en la barra Alto Jahuel US$ 139,3 /MW, contra los US$ 146,8 /MW de junio. En lo que va del año, el marginal ha retrocedido 18,2% y se aleja de los US$ 279,3/MW que llegó a promediar en abril.

Comparado con el mismo mes del año pasado, cuando llegó a ?US$ 196 por MW, los costos marginales anotan una caída de 28,9%.

DF
Portal Minero