“Entre el 12 y el 26 de febrero se entregó energía por un total de 37.200 MWh, aproximadamente un 5% del total producido en el Norte Grande”, informó el director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Daniel Salazar.

El titular del organismo que coordina la operación de la red nortina precisó que el sistema trasandino, SADI, recibió en forma continua en promedio 111 MW por hora a través de la línea que una la subestación Andes en Chile y la central Salta en Argentina.

Desde fines de febrero la inyección de energía está paralizada, pero se espera reanudarla en el corto plazo. “Hoy Argentina no está importando energía de ningún país, porque cambiaron sus condiciones internas, la demanda cayó, y además hay algunos refuerzos que están haciendo en su sistema de transmisión”, explicó.

Añadió que ejecutadas estas tareas hay posibilidad de que se abra “otra ventana de oportunidad” para enviar electricidad y aseguró que esto sería altamente posible durante el invierno, cuando el consumo en el país vecino vuelve a dispararse.

Salazar comentó que en esta primera etapa, el transporte de energía se moverá entre 150 MW y 200 MW, pero en un futuro, dada la capacidad de la línea, podría triplicarse sin necesidad de realizar nuevas inversiones.

Negociación a la vista

Dos años tomó elaborar los acuerdos técnicos y políticos que permitieron viabilizar este intercambio energético, pero hacia 2018 los involucrados tendrán que volver a sentarse a negociar.

El acuerdo vigente contiene una cláusula que obliga a revisar el tema una vez que se concrete la interconexión entre los principales sistemas chilenos, el SING y el Interconectado Central (SIC), lo que se estima pasará en el segundo semestre de 2017 o principios de 2018, una vez que la línea de transmisión que hoy construye Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) entre en operaciones.

Salazar dijo que los parámetros bajo los cuales se autorizó a AES Gener, propietario de la línea que va a Argentina, a usarla deberán actualizarse ante el nuevo escenario, donde los sistemas estarán unidos y la energía excedente podría, en caso de ser necesario, utilizarse para cubrir la demanda interna.

Hoy el SING cuenta con holgura en su capacidad de generación que puede ser destinada al mercado trasandino, pero una vez unidos los sistemas, se deberá analizar si esa capacidad excedentaria cubirá de manera eficiente las necesidades del país.

“Con la actual cartera de proyectos estos excedentes son seguros, pero ¿Cuándo tengamos el sistema nacional, vamos a tener esos excedentes? Hay que actualizar las proyecciones al 2018 y ahí sabremos con certeza nuestra condición excedentaria”, dijo.

Hoy en estos dos sistemas hay 5.300 MW en construcción, los que entrarían hacia 2018.

Salazar sostuvo que en ese caso, lo importante es asegurar la seguridad del suministro interno, así como los efectos en los precios locales, y el carácter de interrumpible de ese suministro, cuestiones que estarán sobre la mesa al momento de volver a negociar el acuerdo con los vecinos.

Transelec se adjudica refuerzos a interconexión

En una cerrada disputa, donde participaron cuatro consorcios, Transelec, controlada por la canadiense Brookfield Asset Management, se adjudicó las obras que reforzarán la interconexión de los principales sistemas eléctricos del país, el SIC y el SING.

El viernes se abrieron las ofertas económicas, en el marco de la licitación internacional, y a ella llegaron además de Transelec el consorcio Saesa-Chilquinta y las europeas Red Eléctrica Internacional-Cobra y Ferrovial Transco Chile-Terna.

La española Red Electrica ya ingresó al mercado local tras la adquisición del 50% de TEN, propiedad de E-CL, firma que impulsó la línea que interconectará los sistemas.

Las obras adjudicadas fueron nueva línea 2×500 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero-Encuentro; bancos de autotransformadores 2×750 MVA 500/220 kV en S/E Nueva Crucero-Encuentro; banco de autotransformadores 750 MVA 500/220 kV en S/E Los Changos, y nueva línea 2×220 kV 1500 MW entre S/E Los Changos y S/E Kapatur.

En total, y según el plan de expansión troncal de la CNE, la inversión estimada para estas obras alcanza a unos US$ 174 millones.

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El director ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SING, Daniel Salazar, explicó que se estima que en ese horizonte de tiempo esta red tendrá la capacidad de gestionar sobre los 1.000 MW de ERNC sin afectar su operación, aunque estas fuentes estarán limitadas por los actuales precios de la energía, entre otras variables.

“Los costos marginales del SING están en torno a los US$ 50 por MWh, y eso establece una realidad y hace poner los pies sobre la tierra a cualquier decisión de inversión. Los precios de corto plazo están en un nivel bajo. Esto naturalmente le dará una gradualidad a la inserción de las renovables, la que es bienvenida”, dijo.

[Operadores de Sistema Eléctrico de Alemania visitaron el CDEC-SING]

Un estudio del CDEC-SING estableció que a 2017 las ERNC multiplicarán por seis su capacidad de producción anual de energía en el norte grande, pasando del 3% actual a un 18%.

Asimismo, Salazar sostuvo que, dependiendo del escenario, esa red tendría la capacidad de gestionar de forma “segura y estable” entre 900 MW y 1.500 MW en centrales ERNC, principalmente solares.

Agregó que la barrera de los precios también obligará a los desarrolladores a apostar por proyectos “modulares” o de construcción por etapas, para incrementar la presencia de las ERNC.

“Si alguien piensa en instalar una mega central renovable, de varios cientos de megawatts, puede enfrentar problemas”, aseguró.

Mayor flexibilidad

Salazar señaló que, a diferencia de lo que ocurre en el norte del Sistema Interconectado Central (SIC), el SING no tiene graves problemas de transmisión, sino que el punto crítico para el ingreso de las ERNC será la adecuación del parque térmico existente a mayores niveles de flexibilidad, lo que se lograría con la introducción de mayor capacidad a gas en desmedro del carbón.

“La variable clave no es la transmisión, lo que más desafía es cuán flexible será el parque de generación convencional para responder a la integración de más o menos ERNC”, dijo.

En ese sentido, comentó que, tanto la interconexión con Argentina, a través de la línea de transmisión de propiedad de AES Gener, como la unión con el SIC, también permitirá lograr esta flexibilidad, con mayor seguridad.

“Con la interconexión con el SIC, el sistema va a tender a atraer más ERNC. La exportación va a tener sentido, va a ser de norte a sur, preferentemente, y esa orientación va a elevar los costos de operación, y eso podría dar más espacio o generar un nuevo cuadro económico al SING. Si suben los precios se puede hacer más atractiva la inserción de renovables”, dijo.

Para este año, apuntó, los desafíos para el SING tienen que ver con lograr de manera efectiva la exportación de energía hacia Argentina. El tendido que une la central Salta con la red nortina puede transportar hoy unos 250 MW.

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De la energía producida, un 63,27% fue termoeléctrica; un 32,63% hidráulica; un 2,62% eólica, y un 1,48% solar

La entidad destacó además que en marzo de 2015 el costo marginal promedio se ubicó en los US$139,7/MWh.

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Esto se explicaría debido a que los procesos mineros aún no retoman su actividad, a consecuencia de las medidas de seguridad propias adoptadas frente a las inclemencias climáticas.

Respaldo satelital

Respecto a las consecuencias que tuvo el corte de fibra óptica ocurrido ayer miércoles, desde el CDEC SING explicaron que el hecho afectó la comunicación de datos y voz, entre los centros de control de las empresas coordinadas y el centro de despacho de la entidad.

Ante dicha situación, indicó que se utilizó el respaldo satelital con el que dispone, lo que le permitió sortear la situación durante unas horas críticas. Durante la tarde la situación se fue normalizando y restableciendo, explicaron.

En relación a dicho soporte tecnológico, CDEC-SING explicó que ha impulsado con decisión el respaldo satelital, a pesar que no está instruido en la normativa, obteniendo muy buena acogida de las empresas.

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Es así como se destaca que en febrero se produjeron 4.136 GWh, lo que presenta un crecimiento de 3% respecto al mismo período 2014.

Del total de la energía producida en febrero en el SIC, un 60,97% fue térmica; un 34,77% hídrica; un 2,3% eólica y un 1,95% solar.

Además, se destaca que entre el 1 y el 28 de febrero el promedio del Costo Marginal en el SIC fue de 140,4 US$/MWh.

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Del total de la energía producida en el SIC en 2014, un 52,15% correspondió a termoelectricidad; un 44,82% a hidroelectricidad; un 2,31% a eólico, y un 0,72% solar.

El siguiente cuadro muestra la Capacidad Instalada en el SIC al 31 de diciembre de 2014 por empresa.

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