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Estudio calcula que retraso de central Castilla costará US$500 millones al sistema

>> 7 de mayo de 2012


Fuente: La Tercera

A poco más de un año de obtener su aprobación ambiental, aún no comienza la construcción de la central Castilla, el mayor proyecto termoeléctrico que se instalará en el país y que comprende una capacidad de generación de 2.100 MW y una inversión de US$4.500 millones. La postergación indefinida del proyecto -propiedad de MPX, del empresario brasileño Eike Batista y la alemana E.ON- tendría un impacto significativo en los costos de operación del Sistema Interconectado Central (SIC), que va de Taltal a Chiloé y abarca al 94% de la población, en los años 2016 y 2017.

Esa es la conclusión a la que llegó Synex Ingenieros Consultores, ligada a Sebastián Bernstein, ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. Tras realizar un estudio, la consultora estimó que el costo actualizado a 2016 que tendría para el SIC la suspensión del proyecto sería de casi US$500 millones. El análisis fue contratado por MPX.

A inicios de marzo, la iniciativa sufrió un revés en la Corte de Apelaciones de Antofagasta, tribunal que acogió los recursos de protección de las comunidades cercanas al proyecto, que solicitaron invalidar la Resolución de Calificación Ambiental. Ahora el proceso está radicado en la Corte Suprema. Mientras esa instancia no resuelva, las obras de Castilla -en la Tercera Región- no comenzarán.    

El costo de la postergación

Castilla apunta a cubrir entre el 10% y 15% de las nuevas necesidades de energía del principal sistema eléctrico del país. Por lo mismo, dice Bernstein, no es fácil reemplazarla con iniciativas competitivas.

A 2016, el costo de operación del sistema central, con Castilla, alcanzaría a US$7.184 millones. Sin el proyecto, sería de US$7.921 millones; es decir, el costo variable total del sistema aumentaría en 10%. “Habría un mayor costo de operación del sistema de US$737 millones, pero a la vez un beneficio, en menor costo de capital, que implica la postergación de inversiones que alcanza a US$244 millones”, explica Bernstein. Como resultado de esa diferencia, agrega, el mayor costo neto para el SIC se cuantifica en US$493 millones.

El complejo térmico contempla que la primera unidad de 350 MW esté instalada en enero de 2016 y la segunda, también de 350 MW, en julio de 2017. “No contar con esa oferta de energía llevará a un mayor costo de generación eléctrica y mayores precios spot en el SIC en esos años”, dice el ejecutivo.

¿Por qué el mayor costo? Porque para reemplazar la oferta de energía de Castilla habría que operar en mayor volumen con gas natural licuado (GNL), que es entre 30% y 40% más caro que producir con carbón, y recurrir, además, al petróleo diésel, precisa Bernstein. Ese escenario supone, al mismo tiempo, que el aporte de las energías renovables no convencionales (ERNC) sería de entre 250 y 300 MW  por año, “una proyección optimista, por lo que no se puede esperar un aporte mayor”, sostiene.      

Un segundo factor impulsaría los precios: las restricciones en transmisión. Bernstein explica que hasta mediados de 2017 habrá limitaciones en la red entre Santiago y Copiapó. Con esas restricciones, indica, si no se hace Castilla habría que generar localmente en la Región de Atacama, con generación más cara, porque no se podría transportar energía desde la zona sur. Se calcula que debido a la congestión en transmisión, el costo de la energía en el mercado spot subiría en hasta 57% en  algunas zonas. Con Castilla operando habría más oferta de energía competitiva disponible a nivel local.              

Según detalla Bernstein, ese mayor costo lo absorberán una parte los generadores y otra, los consumidores, entre ellas, las grandes mineras. Se estima que los proyectos en la zona norte demandarán unos 1.100 MW de suministro eléctrico a partir de 2015.        

Los mayores costos y precios, explica, permanecerían hasta que sea posible sustituir la generación de las unidades de Castilla por otras plantas, cuyo desarrollo no será factible antes de fines de 2017 o principios de 2018, “dado que hoy no existen grandes proyectos a carbón”.  

El factor Punta Alcalde

Clave en la evaluación realizada por Synex es el rol del proyecto a carbón Punta Alcalde, que impulsa Endesa en la Tercera Región y que considera dos unidades de 370 MW cada una. El estudio supone tres escenarios posibles. El primero, el base, considera que la iniciativa, hoy en tramitación ambiental, es aprobada y las unidades se conectan al sistema en enero y junio de 2018. En ese caso, el costo para el sistema de no tener  Castilla sería el antes mencionado de US$493 millones.            

Si Punta Alcalde se anticipara en un año respecto de esas fechas, lo que Synex estima improbable, el aumento de costo para el sistema eléctrico de no disponer de Castilla disminuiría a algo superior a US$280 millones, por la señal de precios que da al mercado. “Punta Alcalde compensa parcialmente el no tener Castilla, porque si bien tiene un retraso respecto de Castilla, al mercado le entrega seguridad de que a futuro habrá oferta de energía suficiente y a precios competitivos para contratar”, dice Bernstein. También proyecta un tercer escenario más complejo: si no se hacen  Castilla ni Punta Alcalde. Ahí, el costo para el sistema eléctrico sería de US$200 millones adicionales. “Si se atrasa Punta Alcalde o no se hace, el costo total para el sistema de no tener ambos proyectos sería de US$700 millones, y el sistema entraría en un estrés”, indica.

Fuente: La Tercera

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