La carrera para reforzar el sistema de transmisión eléctrica entre Mejillones y Santiago ya está lanzada, pero la incógnita sobre los plazos en los que estará operativa preocupan al sector privado.
Aunque el gobierno señaló la semana pasada que esperaba que tanto la interconexión entre el SIC y Sing -a cargo de la firma Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), filial de Grupo Suez-, como el proyecto para construir un nuevo tendido entre Cardones y Polpaico estuvieran operativos a fines de 2017, en la franco belga ya cuentan con planes alternativos para dar un uso eficiente a la infraestructura en caso de que el segundo proyecto sufra retrasos.
¿La razón? Si la línea que reforzará el sistema entre Santiago y Copiapó no cumple con los plazos previstos, la interconexión de los sistemas -ya en marcha- no cumpliría con la expectativa del gobierno de bajar los precios de la energía en el SIC.
Gabriel Marcuz, gerente general de TEN, señala que ante ese escenario la firma ya tiene opciones: vender energía a clientes fuera de Chile o concentrar su oferta en el norte chico.
"Si la línea Polpaico-Cardones no se puede construir, hay planes de contingencia para este caso. La interconexión funcionaría parcialmente, para nosotros el negocio es viable de todas maneras", dijo.
En este sentido, el grupo ve como opción utilizar la infraestructura existente en el norte para exportar energía a Argentina a través de la línea que une el Norte Grande con la central Salta. El tendido es propiedad de AES Gener y hoy tiene autorización para ser utilizado para exportar o importar energía, lo que ya se ha hecho en algunas ocasiones.
Por su parte, AES Gener ha manifestado públicamente su intención de dar un uso más continuo a dicha línea de transmisión, aprovechando así la capacidad ociosa en generación que existe en el Sing.
Hoy, la demanda máxima alcanza a unos 2.400 MW, mientras que el próximo año, con la entrada de proyectos por unos 1.300 MW adicionales, la capacidad instalada llegará a unos 6.000 MW.
La firma también ve como una oportunidad el suministro de energía en Atacama, zona que sufre restricciones en la oferta de generación de base, luego del rechazo de proyectos como Castilla o la paralización en el desarrollo de Punta Alcalde, de Endesa. La unión de los sistemas también permitirá a los proyectos de ERNC ubicados en el norte chico ampliar su base de clientes, al abrirse la posibilidad de suministrar energía a las mineras, aunque los costos en el Sing -que se ubican en torno a los USS 50 por MWh- podrían actuar como una barrera para centrales menos eficientes.
Por el momento, TEN ya se encuentra en pleno proceso de obras. Según Marcuz, han logrado acuerdo en cerca del 90% de los propietarios por donde pasará la línea de transmisión y reactivaron el proceso de búsqueda de socio, que esperan tener definido a fines de este año. Acá están siendo asesorados por Santander.
En el caso de la colombiana ISA, el proyecto Polpaico-Cardones está en pleno trámite ambiental y a mediados de junio la firma deberá entregar las respuestas a las consultas realizadas por los servicios públicos. La firma espera comenzar la construcción del proyecto en octubre de este año y se encuentra negociando su financiamiento.
Costo de energía sube a mayor nivel desde julio
Su mayor nivel en casi un año, desde julio de 2014, anotó en mayo el costo de la energía en el Sistema Interconectado Central (SIC).
Según datos del Cdec-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas, hasta el 26 de mayo pasado, el costo marginal (barra Quillota) anotaba un promedio de US$ 159,8 por MWh, un incremento de 11,2% respecto del mismo de 2014. Este es el mayor nivel registrado desde julio del año pasado, cuando finalizó en US$ 195,4 por MWh.
El alza de los costos de la energía está asociada al incremento en la generación térmica, principalmente unidades de respaldo a diesel, producto de la falta de lluvias en la zona centro sur.
En mayo, la generación hidroeléctrica aportó en promedio el 30,2% del total de la energía generada en el SIC, mientras que las centrales térmicas suministraron el 64,6% de la producción. El resto fue aportado por centrales eólicas y solares ubicadas desde Atacama a Chiloé.
Los precios de la energía se han visto afectados por la falta de lluvias en la zona centro, ante el retraso del fenómeno de El Niño, lo que ha obligado a utilizar en el despacho económico centrales que usan diesel, el combustible más caro del sistema.
Asimismo, unidades como el complejo carbonero Bocamina (I y II) y las centrales San Isidro y Candelaria han estado fuera de operación, estas últimas por falta de gas o restricciones en el abastecimiento de agua, utilizada en los procesos de enfriamiento, lo que ha incidido en los costos.
Según proyecciones del Cdec-SIC, en un escenario de hidrología baja -como el que enfrenta el sistema- los costos se deberían mantener en un rango entre US$ 120 por MWh y US$ 150 por MW entre junio y agosto, mientras que si las lluvias tienden a la normalidad, estos caerían a valores entre US$ 40 por MWh y US$ 80 por MWh.
La situación de los principales embalses utilizados para generación eléctrica se encuentran en la mayoría de los casos por debajo de los registros alcanzados en 2014 para el mismo periodo.
VER MÁS
MARKET DATA
<%userdata?.email%>
Editar perfil
Credencial
Salir
(Twitter)
Instagram
Facebook
LinkedIn
YouTube
TikTok
Alto contraste
Energía
