Sistema eléctrico del Norte Grande se convertirá en un exportador neto de energía a partir de 2016
Por Jéssica Esturillo O., Diario Financiero.
Una de las consuencias de este fenómeno será una baja en el costo de este insumo, que ya este año está en su menor nivel desde 2006.
La entrada durante 2016 de más de 1.300 MW asociados a iniciativas de carbón, gas natural y fuentes renovables no convencionales convertirá al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en un exportador neto de energía.
La segunda mayor red eléctrica del país, que va desde la Región de Arica-Parinacota hasta Taltal el sur de la Región de Antofagasta, y donde el 90% del consumo corresponde a mineras e industriales y sólo el 10% restante a usuarios regulados, entre ellos los residenciales, verá incrementada en casi 30% su capacidad de generación, superando los 6.000 MW, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) de esa área.
Lo anterior corresponde a la conexión de la carbonera Cochrane (532 MW), de AES Gener, y la unidad a gas natural Kelar (517 MW), que el consorcio coreano Kospo construye para BHP BiIliton, así como unos 300 MW en base a fuentes de energía renovable no convencional.
Así, el parque generador superará la demanda máxima del SING, que en la actualidad se acerca a los 2.400 MW, lo que reafirma la necesidad de colocar parte de esa holgura en otros sistemas, ya sea nacionales o de países vecinos, algo que ya está sucediendo, mediante iniciativas como la interconexión con el Sistema Interconectado central (SIC), con el que se espera pudiera concretarse recién hacia 2018 y no un año antes como es la aspiración del gobierno (ver nota relacionada).
Sistema eficiente
En lo inmediato, lo que está viviendo la red nortina es una adaptación del sistema, lo que implica que existe suficiente generación de costo eficiente para cubrir la demanda. Esto implica una importante baja en el costo marginal, que es el indicador que refleja la operación del sistema.
De hecho, en lo que va de 2015 y comparado con igual lapso del año pasado éste ha bajado 48%, ubicándose en US$ 49 por MWh, nivel que el SING no veía desde 2007, previo al corte total en los envíos de gas natural desde Argentina.
En este cuadro incide también la baja de 50% del precio del petróleo,entre febrero de 2014 y el mismo mes de 2013, que se refleja en el costo de generación con diesel e indirectamente por la fórmulas de indexación a ese commodity en aquella con gas natural. Esto hace que en la práctica el costo de operación del SING, según datos de su CDEC, se ubique en US$ 50 por MWh, es decir, el sistema está marcado por el carbón y no por la unidad menos eficiente, que suele ser el diesel. Este fenómeno de desadaptación persiste, por ejemplo, en el SIC, donde la capacidad eficiente no logra cubrir todo el consumo de la red.
El costo seguirá cayendo
La proyección del CDEC es que la mayor capacidad de generación que tendrá el SING desde el próximo año provocará nuevas bajas en el costo marginal, el cual podría ubicarse en torno a los US$ 40 por MWh, donde los costos son más estables a lo largo del año, pues la hidrología no influye.
Mientras a nivel de grandes consumidores, pues los precios regulados están fijados por licitaciones realizadas hace un par de años, este cuadro resulta del todo favorable, considerando que sus contratos están asociados al costo marginal. Quienes no se benefician, dicen en la industria, son los desarrolladores de ERNC.
Para ellos, explican, este nivel de costos no es favorable y esto explica que en el SING estas iniciativas no sean tan abundantes como en el SIC, donde el costo marginal es superior. De hecho, esto incluso podría llevar a revisar la continuidad de algunas iniciativas en carpeta.
Las inquietudes en torno a la interconexión
La interconexión entre los principales sistemas eléctricos del país es vista como una la salida para contar con energía eficiente y ayudar a reducir los precios en el Sistema Interconectado Central (SIC), abasteciéndolo con generación eficiente desde el Norte Grande, SING, que en la actualidad presenta precios que son muy inferiores a los de la red que va desde Taltal hasta Chiloé y abastece al 94% de la población nacional.
Aunque la intención del gobierno es que esta iniciativa se concrete hacia 2017, según los plazos que ha anunciado el desarrollador de esta iniciativa, TEN, que es una filial de la generadora E-CL, lo cierto es que al respecto impera la incertidumbre.
En primer término la eléctrica es objeto de una investigación por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a raíz de una denuncia de un particular que la acusa de haber enregado información falsa respecto del inicio de las obras de este tendido, las que no se habrían iniciado aún, pese a que se comunicó que ello había sucedido a inicios d 2014.
Según comentaron fuentes de sector tampoco estaría claro la empresa que llevará adelante la instalación del tendido, pues pese a existir un acuerdo con Alusa, trascendió que una filial de la constructora peruana Graña y Montero podría asumirla.
Además, se supo que por estos días la eléctrica recién trabaja en la conformación del equipo ejecutivo y técnico de TEN.
