Estas es una de las proyecciones de la consultora para este año, donde también pronostica que el aporte renovables llegue a 78,3%.
Valgesta Nueva Energía, en su primer boletín mensual del año, entregó sus proyecciones 2025 para la operación del Sistema Eléctrico Nacional, donde destaca que el aporte de los Sistemas de Almacenamiento, que están en operaciones, vendrán a atenuar el crecimiento que viene experimentando el vertimiento de energías renovables variables entre Arica y Chiloé.
«Según nuestras proyecciones, los sistemas de almacenamiento disponibles permitirían aprovechar hasta un 51,9% del vertimiento sistémico, desplazando así tal energía para su despacho en horarios nocturnos. En términos anuales, se lograría un aprovechamiento promedio del 31,2%, evitando así, la pérdida total de 2.442 GWh de energía renovable en valor esperado», indica el documento.
Si bien la consultora estima que para el presente año siga aumentando el vertimiento, alcanzando valores cercanos a los 6.450 GWh, equivalentes a un 18,4% de la generación renovable, su volumen sería menor, debido a la operación de los sistemas de almacenamiento actuales, además de aquellos que proyectan su entrada en operación durante los próximos meses. «En efecto, prevemos un mayor aprovechamiento de tal energía vertida producto de los sistemas de almacenamiento, unidades que se espera que posean mayor relevancia durante los próximos año», puntualiza el análisis.
Generación renovable
Valgesta también proyecta que el aporte de las energías renovables a la generación bruta del sistema eléctrico pase de 70%, en 2024, a 78,3% este año, por la entrada en operación de «nuevas unidades Solar, Solar + BESS y Eólica», donde además se considera que el aporte térmico disminuya, a causa del retiro de las unidades carboneras de Engie, CTM 1 y 2 e IEM, equivalentes a 694 MW.
En cuanto al comportamiento de los costos marginales, pronostican que «el valor esperado del costo marginal anual para el nodo Crucero 220 kV (Zona Norte) estará entre 38,7 y 48,9 USD/MWh, mientras que para el nodo Quillota 220 kV (Zona Centro) estos valores estarán entre 38,9 USD/MWh y 60,0 USD/MWh».
«Es posible apreciar de las figuras anteriores que el mayor nivel de desacoples en costos marginales entre Crucero 220 kV y Polpaico 220 kV se produce en los meses de otoño e invierno, más específicamente entre marzo y septiembre, alcanzando valores entre 1,3 y 13,9 USD/MWh en dicho periodo. Esto se explica, principalmente debido a menores aportes hidrológicos dados por el fin del periodo de deshielo en el mes de marzo, por lo que el abastecimiento de consumo energético de la zona centro-sur proviene en mayor proporción de aquella generación originada en la zona norte de nuestro país, provocando una congestión en el sistema de transmisión», precisa el análisis.
Electromineria, 17 de enero de 2025
