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Uso del carbón sube 26% en el sistema eléctrico del norte en 2012. Gas sigue a la baja

>> 23 de enero de 2013


Fuente: Pulso

Un incremento de 5,3% registró la demanda bruta media del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) durante 2012 al compararse con el año anterior, totalizando 1.905,9 MW, según las cifras dadas a conocer ayer por el CDEC-SING.

De acuerdo al tipo de combustible, la demanda bruta alcanzada durante 2012 fue de: 82% de carbón, mientras que en el 2011 fue 69%, lo que implica un aumento de 26%. Más atrás se ubicó el gas natural, que representó el 14%, mientras que en el 2011 fue de 26% (lo que significa una disminución 44%.

El diésel, en tanto, alcanzó un 3% de la demanda bruta, lo que se compara con el 4% que marcó este combustible en 2011, lo que implica una disminución de 25%. El 1% restante corresponde a cogeneración e hidroelectricidad.

La generación bruta del año 2012 fue de 16.755,66 GWh, lo que significa una variación de 5,3% respecto al año 2011, donde fue de 15.889,18 GWh.

Del total de la energía generada en el año 2012, un 89% fue consumido por clientes libres y un 11% por clientes regulados.

COSTOS
El precio promedio de los costos marginales del SING durante el año 2012 fue de US$86,30, lo que representa una disminución de 10% respecto al año 2011, cuando el valor promedio fue de US$95,87.

El CDEC-SING es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

El SING se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubre una superficie de 185.142 kilómetros cuadrados, equivalente a 24,5% del territorio continental.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está  concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.

Fuente: Pulso

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Interconexión: gobierno opta por corriente continua e inversión sube a US$ 850 millones

>> 16 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

Finalmente, la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitió la resolución que da inicio a la expansión del Sistema Troncal. Tal cual se había anticipado, la mayor novedad es la inclusión de la interconexión de los dos grandes sistemas eléctricos del país, del Norte Grande (SING) y el Central (SIC).

Según la resolución, a la que tuvo acceso Diario Financiero, el gobierno optó finalmente por hacer la unión de ambos sistemas en corriente continua, yendo en contra de lo que sugirió el consultor contratado para analizar el tema y lo que había indicado el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SING.

La elección estaría basada en la estabilidad que ofrece esta tecnología. Quienes apostaban por corriente alterna, lo hacían argumentando que se podrían conectar otras fuentes de generación en el trayecto de la línea, lo que no permite la alternativa escogida.


Detalles


El plan de expansión de la CNE señala que “el proyecto consiste en la interconexión eléctrica del SIC y SING mediante la construcción de una línea de transmisión HVDC (corriente continua) entre la sub estación Cardones y la subestación Nueva Encuentro (...). La longitud aproximada de la línea de interconexión es de 610 km (…), con una capacidad de transmisión de la línea de 1.500 MW de manera permanente”.

Asimismo, el monto de inversión de la interconexión subió desde los US$ 700 millones que se había estimado inicialmente hasta 
US$ 850 millones. En tanto, altas fuentes del sector señalan que la resolución adolece de estudios más acabados y, por tanto, las estimaciones privadas hablan de un costo de interconexión de hasta US$ 1.300 millones.

El plazo de construcción y entrada en operación será de 54 meses contado desde que se adjudique. “La fecha estimada de puesta en servicio de la interconexión de los sistemas es para fines de junio del 2019 y considera un plazo de 24 meses para el proceso administrativo y de licitación, que va desde la emisión del presente documento hasta la adjudicación de la obra”, dice el documento, que agrega que “en razón de la importancia de esta obra para el país, esta Comisión comenzará a trabajar desde ya en la elaboración de los documentos de la licitación en función de acortar los plazos administrativos del proceso”.

Ahora, hay diez días hábiles de plazo para que los interesados -entre ellos podría ser GDF Suez- puedan presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos, de lo contrario, la CNE procederá preparar el decreto para que sea firmado por el Ministerio de Energía y sea enviado a la Contraloría.


Minería aprueba elección


Una industria que urge por energía es la minera. Los ejecutivos del sector asumen que no pueden darse el “lujo” de elegir si la transmisión debe ser continua o alterna, sin embargo, si tuvieran que elegir, la opción pareciera ser unánime. “Por seguridad y estabilidad en el suministro eléctrico, es mejor la línea de transmisión continua”, explicó una alta fuente del sector minero.

Similar posición tuvo el presidente de la Sociedad Nacional de Minería (Sonami), Alberto Salas, quien aseguró a  Diario Financiero  que “es un tema técnico y específico, y sin duda lo estamos estudiando y analizando. Si bien el debate si se opta por corriente alterna o continua no es mi tema (...), aparentemente la corriente continua sería mucho más segura y apta para la minería”.

Fuente: Diario Financiero

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Gobierno envía cambios para los CDEC a Contraloría y expertos critican modificaciones

>> 9 de enero de 2013


Fuente: Diario Financiero

Cumpliendo con un objetivo que fijó tanto la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE) como la Estrategia Nacional de Energía (ENE), el Ministerio de Energía envió a mediados de noviembre a la Controlaría General de la República, el Decreto 115, que modifica el reglamento y funcionamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).

Tanto la idea de la CADE como de la Estrategia era dotar a los CDEC de mayor independencia; sin embargo, los expertos critican los cambios que propone el gobierno, por considerar que iría contra el espíritu de las sugerencias.

Así, el ex integrante del Panel de Expertos y profesor de derecho eléctrico de la Universidad Católica, Alejandro Vergara, señala que el mencionado decreto “sigue la senda invasora del reglamento vigente” (ver columna).

Los cambios


El primero de los cambios que propone el decreto de Energía, es crear dentro de los CDEC una nueva dirección técnica, llamada “De Planificación y Desarrollo”. Ésta tendrá a su cargo realizar estudios semestrales de expansión del sistema en el corto, mediano y largo plazo, prestando asesoría técnica a otras direcciones sobre el tema.

Otro de los puntos que modifica el decreto, y altamente criticado en la industria, es el que indica que toda la normativa interna del CDEC deberá ser aprobada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), lo que ha implicado demoras en la aplicación normativa del CDEC. Misma cosa que el presupuesto del ente, que deberá tener un informe favorable de la CNE.

También, dice el decreto, para elegir a los directores del CDEC esto se hará mediante una terna que presentará un consultor a las generadoras, transmisoras y clientes libres. Además, los directores durarán en sus cargos, tres años, pudiendo ser reelegidos por dos periodos consecutivos más.

Para los entendidos, esta medida -el contar con la opinión conforme de la Comisión- más que ayudar a la independencia, quita autonomía en los CDEC e introduce un sesgo político en organismos que deberían ser netamente técnicos.

En tanto, un consultor señala, respecto de la organización de las áreas técnicas, que “debe existir un Director Ejecutivo o equivalente que lidere y gestione las áreas técnicas y toda la organización. Se deben aplicar buenas prácticas de administración”.

Respecto de los directores de las divisiones técnicas, el decreto señala que éstos serán nombrados por cuatro años, también en base a una selección previa de una consultora. Sobre este punto, un experto señala que “no es deseable una rotación cada cuatro años de las direcciones técnicas independientes ya que son cargos de alta especialización, pudiendo implicar un deterioro de calidad del trabajo y por ende del desempeño del sistema eléctrico”.

Otro punto que agrega es que en caso de que una generadora o transmisora no cumpla con los plazos para el ingreso de sus desarrollos, esto sólo precederá en casos fortuitos o de fuerza mayor, lo que deberá ser refrendado por un informe de un consultor independiente, lo cual puede constituirse en un incentivo a plantear plazos extendidos.

Además de eso, el decreto no confirma uno de los aspectos que el gobierno quería introducir en los CDEC, de dotarlos de personalidad jurídica.

Un experto eléctrico señala que “se debe avanzar efectivamente en la independencia de los CDEC, lo que implica avanzar a la autorregulación, eliminando la opinión conforme de la CNE y potenciar al Panel de Experto en la resolución de conflictos”.

El Sistema 
Central


Una alta fuente eléctrica destaca, mirando las propuestas del decreto y la realidad de los CDEC, una serie de acciones que está ejecutando el organismo a nivel interno y que permitirá enfrentar con estándares superiores las tareas que le son asignadas, en particular, las referidas a preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico. Para ello, el presupuesto anual del CDEC-SIC muestra un incremento cercano al 30% anual desde el año 2010 a la fecha, alcanzando aproximadamente US$ 12 millones para el 2013.

Todo eso, dentro de un plan estratégico para los próximos 5 años que tiene el CDEC-SIC, que ha duplicado la dotación de profesionales desde 2010 a la fecha, alcanzando a 88 personas para el 2013.

Fuente: Diario Financiero

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Fue aprobado favorablemente Presupuesto Anual CDEC-SING 2013

>> 3 de enero de 2013

Fuente: CDEC-SING

A través de la Resolución Exenta N° 1002, de fecha 26 diciembre de 2012, la Comisión Nacional de Energía informó favorablemente el presupuesto presentado por el CDEC-SING.

El presupuesto presentado para el año 2013, considera una variación total de 10,5% en relación al presupuesto 2012.

Dentro de las principales partidas presupuestarias, destacan aquellas que permiten la implementación del Departamento de Planificación, que consolidará el trabajo realizado durante el 2012, en la línea de diseñar, a nivel conceptual, soluciones de transmisión que permitan el abastecimiento seguro y eficiente de la demanda actual y futura del SING, e identificar alternativas de expansión óptimas para distintos escenarios de inversiones en generación y demanda.

También durante el 2013 se conformará un equipo de trabajo dedicado a resguardar la integridad del SING y apoyar su expansión en condiciones seguras. La llamada Unidad de Integridad del Sistema, analizará y estudiará las distintas alternativas tecnológicas y topológicas de manera que ellas permitan un desempeño confiable y este de acuerdo a estándares nacionales e internacionales. En particular el equipo UIS liderará el proyecto WAM-Piloto CDEC-SING, tecnología de aplicación inherente a la operación en tiempo real de los sistemas interconectados, de fuerte expansión en Europa, EE.UU y en actual implementación en diversos países de la región.

El Director Ejecutivo del CDEC-SING, Daniel Salazar, destacó la aprobación del nuevo presupuesto, considerando que “los desafíos del año 2013 dan cuenta del decidido compromiso de la organización con los objetivos de Seguridad, Eficiencia y Accesibilidad contenidos en la regulación vigente e incorporados en la misión institucional”.

En relación a las medidas que se implementarán en cuanto a recursos humanos, destacó que “hemos venido trabajando de manera continua en la construcción y preparación de equipos integrales, que desarrollen aspectos técnicos y que en el entorno interno y externo de la organización aporten de manera crítica y creativa”.

Fuente: CDEC-SING

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Costo de energía anota en 2012 su mayor nivel en cinco años

>> 28 de diciembre de 2012

Fuente: La Tercera

Uno de sus peores años del último lustro tuvo la evolución de costos de la energía en el SIC, los que a la fecha promedian su mayor nivel desde 2008. Según datos del CDEC-SIC, a la fecha, el costo marginal -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- en el Sistema Interconectado Central (SIC) acumula una alza de 3,6% respecto de 2011. Se ubican en US$ 189 por megawatt (MW), frente a los US$ 182,5 por MW de 2011. Este es el nivel más alto desde 2008, cuando el promedio llegó a US$ 204 por MW. Además, desde 2009 el costo casi se duplicó, pasando de US$ 104 a US$ 189 por MW.

Expertos señalan que el alza de costos -en diciembre subieron 9,9% en 12 meses-, aunque tuvieron bajas puntuales por las últimas lluvias,, se vincula con la sequía que ha afectado al centro sur del país en los últimos tres años. Esto ha obligado a que el sistema use combustibles más caros, como el diésel y el gas natural licuado (GNL), proveniente del terminal de Quintero.

Según la consultora María Isabel González, a esto se sumó el retraso en la entrada en operación comercial de las centrales carboneras Bocamina II de Endesa y Santa María de Colbún (740 MW en conjunto), lo que no permitió reducir los costos hacia mediados de año. “Lo más relevante, y que afectó los costos, es que fue el tercer año seco, los embalses están en mínimos. Además, se demoraron mucho en entrar las centrales Bocamina II y Santa María”, dijo. Además, estimó que la situación continuará compleja al menos hasta que parta la temporada de lluvias en 2013, en abril o mayo. Agregó que los costos se podrían empinar por sobre los US$ 200 por MW.

“Los precios seguro que van a estar muy altos hasta abril o mayo, pero si nos toca un año normal o húmedo, los costos van a bajar, por lo menos en algunos meses”, dijo.

Por su parte, Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la asociación de empresas eléctricas, añadió que los costos serán afectados por otros factores, como falta de nuevos proyectos de generación de base y una mayor demanda, en torno a 6% en 2012. “El factor más relevante se vincula con la falta de unidades de generación; es decir, de generadoras nuevas, con costos eficientes y que reaccionen ante las demandas que se van enfrentando en diversos momentos del año”, dijo.

Asimismo, apunta que el uso de unidades diésel y GNL seguirá incidiendo en el comportamiento de los costos en la medida en que no haya nueva oferta futura.

Fuente: La Tercera

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CDEC encarga estudio para evitar congestión en tramo norte del SIC

>> 8 de junio de 2012


Fuente: Diario Financiero

Congestiones en el tramo norte del Sistema Interconectado Central (SIC) es lo que está previendo entre los años 2012 y 2017 el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), por lo que ya está preparándose para evitar un colapso. “El norte tiene un sistema de transmisión que está limitado y, dada la demanda que se prevé que va a entrar con varios proyectos mineros importantes, requerirá mayor uso de las líneas de transmisión, por lo tanto es probable que se congestionen y que no sea posible llevar energía desde el sur (desde Santiago, de los ciclos combinados de Quillota). Eso se resuelve con más generación local, pero es bastante más cara”, explicó el director ejecutivo del CDEC-SIC, Eduardo Ricke.

Por ello, Ricke cuenta que en el CDEC-SIC están realizando estudios, a cargo de un consultor externo, y que deberían estar en septiembre, con el fin de tener “las recomendaciones de medidas para minimizar esos problemas”.

El director del CDEC-SIC explica que estos estudios “son para dar soluciones de corto plazo, porque la nueva línea del sistema de 500 Kv es la solución mayor. Mientras tanto, hay que tomar otras decisiones. Estamos pensando en automatizaciones que permitan usar las líneas a mayor capacidad, pero tenemos que disponer de sistemas automáticos para despejar esas situaciones, que ante contingencias hay que tomar decisiones muy rápidas, que no pueden ser tomadas por personas, porque no hay tiempo”, añadió el ejecutivo.

Sobre otros puntos de la red de transmisión donde se podrían producir congestiones, Ricke señala que “el sistema de subtransmisión en general está bastante exigido. Ahí hay que tener un monitoreo permanente y nosotros estamos haciendo uno bien estrecho para que toda a red de subtransmisión no nos encontremos con sorpresas”.


Carretera eléctrica


Respecto del proyecto de carretera eléctrica que lanzará el gobierno, Ricke, que participó ayer en un seminario de energía organizado por el Colegio de Ingenieros, señaló que no tienen mucha información. “No obstante, siempre hemos planteado que es necesario que se resuelvan los problemas que hay para construir líneas y la carretera eléctrica, entendida como franja o corredores, que el estado pone a disposición de las empresas de transmisión, esa es una buena solución”.

Fuente: Diario Financiero

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Apagón del lunes duplicó el costo marginal de energía en el año

>> 26 de abril de 2012


Fuente: Diario Financiero

Un alza de 107,08% en el año registró el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) producto del apagón sufrido en siete regiones del país. Según el CDEC-SIC, el martes promedió 
US$ 340,2 el MW en la barra Alto Jahuel 220, un alza de 24,4% respecto del viernes. Además, alcanzó peaks de US$ 380,7 el MW el lunes entre la una y las seis de la tarde, siendo el martes el día que tuvo el mayor valor desde el 2 de junio de 2011, fecha en que llegó a 
US$ 350,13/MW.

Eduardo Ricke, director ejecutivo del CDEC-SIC, señaló que “el lunes teníamos varias centrales en mantenimiento, otras limitadas y una térmica grande en revisión”, lo que explica el alto costo alcanzado. Entre las centrales que fueron afectadas, está Nueva Renca, de AES Gener, que salió del sistema entre la 1:38 de la madrugada del lunes, a raíz de la falla en las líneas Ancoa-Alto Jahuel y Ancoa-Polpaico, y entró de nuevo a las 13.50 del mismo lunes.

El día del apagón, el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, había adelantado que durante estos días los costos marginales subirían producto de esta situación.

Esta es la quinta ocasión en abril en que el marginal sube sobre los US$ 300 /MW, por lo que en el mes ya promedia US$ 275,6 /MW, 14,4% más que el promedio de marzo.

Para el resto del año la situación se prevé igual de compleja. “Los marginales han subido por la escasez de agua y mientras no llueva en forma importante en las cuencas relevantes se mantendrán con esa tendencia”, agrega Ricke. En la industria señalan que en el corto plazo es poco probable que los costos marginales bajen, pues no hay centrales que vayan a entrar en operación sino hasta julio, cuando se estima que entre Santa María, de Colbún.

Del Campo agregó ayer que “muy probablemente, nos acompañarán de manera significativa en los próximos cuatro o cinco años”.

En dicho horizonte de largo plazo, “la gran tarea está en la búsqueda y en la materialización de proyectos en el Sistema Interconectado Central, para lograr precios de la energía más competitivos y para lograr que estos precios sean razonables para la industria”, dijo del Campo.

En tanto, el ministro del ramo, Jorge Bunster, indicó ayer que producto de la situación hídrica actual “lo más probable es que se renueve” el decreto preventivo de racionamiento eléctrico, por seis meses. Sobre las condiciones, agregó que se reduciría “la base de reserva (hídrica) de ocho semanas a cinco semanas”. La decisión se anunciaría a más tardar el 30 de abril.

Fuente: Diario Financiero

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Fue elegido nuevo presidente del Directorio del CDEC-SING

>> 15 de noviembre de 2011

Fuente: Revista Electricidad


El Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC-SING) eligió a su nuevo presidente para el período comprendido entre el 10 noviembre de 2011 y el 9 de noviembre de 2012.

Por votación unánime fue elegido Carlos Finat, representante del Segmento E, correspondiente a los clientes libres y como Suplente del presidente fue elegido el Raúl Valpuesta, representante del Segmento C, de transmisión troncal.

De esta manera dejan su cargo, el presidente saliente, Enzo Quezada y su suplente, Carlos Aguirre.

Carlos Finat es un reconocido actor de la industria eléctrica del norte grande, además de gran conocedor del CDEC-SING de quien fue su Director Ejecutivo durante 9 años, en el período 1999 a 2008.

Cabe recordar que el CDEC-SING es el organismo encargado de coordinar la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que se extiende entre Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, Decimoquinta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, cubriendo una superficie de 185.142 km2, equivalente a 24,5% del territorio continental.

Aproximadamente, el 90% de los consumidores del SING corresponden a grandes consumidores mineros e industriales, mientras que el resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen a los clientes regulados, que representan aproximadamente el 6,1% del total de población nacional.


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CDEC-SING critica falta de un transmisor “con dedicación exclusiva” en el sistema

>> 19 de agosto de 2011


El director ejecutivo del CDEC-SING, Daniel Salazar, indicó, en el marco de un seminario del Cigre, que la falta de un agente transmisor exclusivo en el sistema eléctrico del norte complica avanzar en la planificación y desarrollo del área.

“El segmento de transmisión es un eslabón fundamental para los objetivos de seguridad y eficiencia económica que rigen al sector eléctrico; por ello es necesario relevar la situación del SING en donde no se cuenta con un agente transmisor con dedicación exclusiva, pues la propiedad de las instalaciones de 220 kV está principalmente en manos de clientes libres (54%) y empresas generadoras (32 %), ya que sólo un 14% es propiedad de empresas transmisoras”, dijo. “Esta situación -agregó- conlleva a tener una materia pendiente en lo relativo a la planificación y desarrollo del segmento, lo que no se condice con los desafíos que el sector tiene en materia de expansión y entrada de nuevos actores”.

Salazar mencionó las características actuales del SING, en donde se cuenta con un 83% del sistema bajo la clasificación de Transmisión Adicional, lo que conlleva a una ausencia de planificación coordinada –o cooperativa- y a una condición de acceso abierto mayoritariamente condicionado.

Fuente: Diario Financiero

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