Cierre de una central eléctrica de EON pone en evidencia crisis del gas en Europa

Fuente: Emol.com

Hace tres años, la compañía eléctrica más grande de Alemania gastó 400 millones de euros (US$ 523 millones) en la construcción de una central térmica alimentada con gas natural. A fines de este mes, la empresa podría cerrar dicha planta porque está perdiendo demasiado dinero.

Irsching-5 de EON SE en Bavaria funcionaba el año pasado menos del 25% del tiempo dado que los precios de la electricidad en baja hacían que quemar gas natural no resultara rentable en razón de los márgenes récord. Ahora la economía débil en Europa frena la demanda de electricidad, al tiempo que los requisitos de comprar energía renovable y el costo mucho más bajo de los permisos de emisión de carbono están afectando negativamente a las centrales eléctricas de gas.

El esquema se repite en toda Europa cuando empresas de servicios públicos como GDF Suez SA de Francia y Centrica PLC dejan sin funcionar las centrales de gas. El impacto es a la vez ambiental y comercial. El vuelco hacia el carbón aumenta las emisiones, en tanto baja la ganancia para las centrales de gas, que generan casi un cuarto de la energía europea, y contrae el mercado para los proveedores encabezados por OAO Gazprom.

"Las centrales de gas están detenidas tres de cada cuatro días", dijo en una reunión informativa el 28 de febrero Gerard Mestrallet, máximo responsable ejecutivo de GDF Suez, el antiguo monopolio del gas en Francia. "El sector térmico está en crisis. Hay sobrecapacidad".

La diferencia entre el costo del combustible y el costo pagado por la energía generada alcanzó hoy un mínimo récord. El margen entre el costo total y el costo primo de generación eléctrica (llamado "spark spread" en inglés) para los próximos meses es menos 18,35 euros el megavatio-hora (US$ 23,87). Las centrales de gas tampoco son rentables en Francia, Holanda, España y la República Checa, según datos compilados por Bloomberg. En el Reino Unido, apenas cubren los costos.

Plantas inactivas

La inactividad de las plantas eléctricas construidas para durar una generación está frenando el consumo del combustible en Europa. La demanda en la región caerá 3,5% hasta 550.000 metros cúbicos en 2015 con respecto a los niveles de 2010, según pronósticos de la Agencia Internacional de Energía. Gazprom de Rusia perdió su posición como mayor proveedor de gas de Europa frente a Noruega el año pasado dado que los embarques disminuyeron, dijo Société Générale SA.

Paso atrás en cambio climático

"La transición del gas al carbón en Europa constituye un serio paso atrás desde el punto de vista del cambio climático", dijo por correo electrónico Dieter Helm, profesor de política energética en la Universidad de Oxford. "En Alemania es peor –construyendo nuevas centrales térmicas de carbón que estarán cerradas durante décadas".

RWE AG, la segunda compañía eléctrica más grande de Alemania y el emisor más grande de dióxido de carbono de Europa, produjo un 11% más de gases con efecto invernadero el año pasado en tanto las centrales eléctricas de carbón incrementaron su producción, según el informe financiero anual de la empresa. Su rentabilidad se vio incrementada por la caída de los permisos de emisión de carbono hasta mínimos récord, lo cual redujo el costo de quemar carbón.

Fuente: Emol.com

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Enel: Chile sigue sufriendo por la mala recuperación de la producción hidroeléctrica y por los precios

Fuente: Diario Financiero

A la par que se iniciaba el segundo día de conclave en el Vaticano para la elección de un nuevo Papa, el CEO de Enel, Fulvio Conti, dio partida al encuentro anual con inversionistas en la ciudad de Roma, Italia.

"En 2012 los resultados del grupo estuvieron en línea con lo anunciado previamente a los inversionistas, tanto en términos de Ebitda como de ingresos financieros netos. Para los próximos 5 anos continuaremos con la estrategia de enfocarse en la protección de los márgenes y flujo de caja en los mercados maduros y en el desarrollo del mercado de renovables", dijo el ejecutivo.

En tanto, el director financiero del grupo Enel, Luigi Ferraris señaló que en Latinoamérica el Ebitda bajo 1,4% respecto a 2011, "producto de la disminución en el negocio de generación por menores márgenes en Chile que sufre por mala recuperación de producción de las hidroeléctricas y precios de ventas inferiores. Obviamente Argentina fue afectada por precios y producción inferior, y la no extensión de acuerdo reguladores. Esto en parte se compensó por mayores volúmenes y precios medios en Brasil y Colombia por mayor producción hidroeléctrica y mayores precios en Perú.

Asimismo, Conti reafirmo que "el investment grade de nuestra calificación de crédito la mantendremos a través de plan de venta de activos por 6 mil millones".

Fuente: Diario Financiero

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Centrales a carbón generarán ahorros de energía sobre US$ 1.000 millones en 2013

Fuente: La Tercera

La entrada en operaciones de las centrales a carbón Santa María (Colbún, 342 MW) y Bocamina II (Endesa, 350 MW) ha logrado reducir el impacto de la sequía en los costo de la energía del SIC, el principal sistema del país.

Ejecutivos del sector explicaron que la entrada en operación comercial de Campiche (270 MW) de Gener, en las próximas semanas, profundizaría la tendencia.

Expertos y generadoras estimaron que la reducción en los costos de energía en el SIC, por el reemplazo de generación diésel por carbón, puede superar los US$ 1.000 millones en 2013.
En el caso de la central Santa María, Colbún estimó que la unidad aportaría con una reducción de hasta US$ 48 millones mensuales (sobre US$ 570 millones), al desplazar la entrada en operación de centrales a diésel, las más caras del sistema, considerando una hidrología seca. Agregó que “en el caso de una hidrología media, el aporte de Santa María en los costos del SIC sigue siendo relevante, con ahorros mensuales que se acercan a US$ 30 millones”.

Por su parte, en Endesa Chile señalaron que “la entrada en operación de Bocamina II permite, en las condiciones actuales, bajar los costos de operación totales del sistema en aproximadamente US$ 50 millones al mes. Los costos marginales bajan, por efecto de Bocamina II, del orden de 70 US$/MWh”.

En tanto, en Gener explicaron que una vez que Campiche entre en operación comercial -y dependiendo del punto de inyección, la potencia y el escenario hidrológico- la reducción en el costo podría alcanzar a un 80% del valor mencionado en el caso de las restantes unidades.

René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, señaló que la reducción en el costo marginal es positiva, pero que debido a la falta de nuevos proyectos de generación a carbón, será una situación que no se extendería más allá de 2013.

“Los costos normales deberían estar muy altos, por la compleja situación hídrica, pero afortunadamente la puesta en marcha de Bocamina y Santa María, y la pronta entrada de Campiche, han aliviado la situación. Este escenario no se puede volver a repetir, porque no va a haber nueva capacidad térmica a carbón que entre al sistema en los próximos cuatro o cinco años”, dijo.
Muga señaló que en los últimos dos años se han aprobado 3.640 MW en centrales térmicas (incluyendo proyectos como Castilla y Punta Alcalde), de los cuales sólo 546 MW, principalmente a gas, estarían en posición de inyectar al sistema. “En el SIC hay cerca de 600 MW en centrales a gas en proceso de calificación, pero ninguna a carbón”, dijo.

Respecto de los efectos de los menores costos, gerentes de la industria reconocieron que en el corto plazo no hay un efecto para los hogares, porque las distribuidoras tienen contratos de suministro de largo plazo que consideran tarifas más bajas que las que se observan hoy. Agregaron que se pueden beneficiar los generadores y grandes empresas, cuyos contratos de abastecimiento están asociados al costo marginal.

Fuente: La Tercera

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Colbún y Gener consideran fuera de legalidad proyecto de interconexión SING-SIC

Fuente: Diario Financiero

En el último día en que se podrían manifestar sus reclamos ante el Panel de Expertos por el plan de expansión del sistema troncal, varias firmas presentaron sus discrepancias por la iniciativa del gobierno, la mayoría de ellas por el proyecto de interconexión de los dos mayores sistemas eléctricos del país: el Interconectado Central (SIC) y del Norte Grande (SING).

AES Gener, Colbún, la transmisora Alto Jahuel –de la hispana Elecnor-, E-CL y Eólica Monte Redondo –ambas ligadas al grupo Suez-, Guacolda y Transelec fueron las siete firmas que presentaron ayer sus reclamaciones.


Contra la interconexión


De todas las que recurrieron ante el Panel, Colbún y Gener -junto a su filial Guacolda- fueron las más drásticas, señalando que el proyecto de interconexión no se ajusta a la legalidad vigente; por lo tanto, “debe ser excluido” del plan de expansión.

El informe de Colbún señala que “la CNE al incluir dentro del Plan de Expansión una obra de interconexión entre sistemas independientes, obvió el hecho que i) la normativa actual no contempla que las autoridades puedan promover interconexiones entre sistemas eléctricos independientes (...) ni en el Estudio de Transmisión Troncal, ni en la revisión anual puede realizar análisis conjuntos de los sistemas y proponer obras comunes”.

Por ello, señala, “si la interconexión es una obra que es considerada necesaria, ésta debe realizarse bajo la normativa vigente”. En un tono más duro dice que “cada estudio y plan tiene sus objetivos establecidos en la ley, los cuales no deben ser obviados ni aún por la autoridad, puesto que genera incerteza respecto del marco normativo que regula al sistema eléctrico”.

Por tanto, Colbún solicita al Panel de Expertos que, en virtud de los méritos de sus argumentos, se corrija el Plan de Expansión y, en definitiva, se dictamine que dicho plan no puede contemplar dentro de sus obras una interconexión de sistemas independientes y, por tanto, pide suprimir del Plan de Expansión la obra de interconexión propuesta por la CNE.

AES Gener utiliza prácticamente los mismos argumentos al hacer su solicitud. En tanto, Guacolda, indicó que “la interconexión de sistemas es siempre de naturaleza adicional, por lo que el Estudio Troncal, el Informe Técnico y el Plan de Expansión sólo pueden considerar a estas obras como antecedente o supuesto en distintos escenarios; y, por todo lo anterior, una interconexión eléctrica entre sistemas independientes no puede formar parte del ‘Plan de Expansión del Sistema Troncal’ como una nueva obra a desarrollar”.

De acogerse estos reclamos, el proyecto de interconexión propuesto por el gobierno se caería.



Corriente alterna


En tanto, la franco-belga GDF Suez también presentó sus reclamaciones ante el Panel. A través de sus filiales E-CL y Eólica Monte Redondo, la firma pidió “establecer que la tecnología que se debe considerar en el Plan de Expansión para la Línea de Interconexión SING-SIC sea en corriente alterna (HVAC), de modo que el enlace entre ambos sistemas sea en una línea con doble circuito, subestación intermedia y elemento de control adecuados”.

En segundo término, “que el extremo norte de la Línea de Interconexión SING-SIC se ubique en un lugar próximo a Mejillones, en una nueva subestación troncal que se desarrolle para el efecto, la cual concentre las conexiones de los sistemas de transmisión existentes y futuros de la zona –incluida la Línea de Interconexión– además de toda la generación que está y estará disponible en la barra de dicha localidad”.




Otras discrepancias


Otras dos firmas que presentaron discrepancias ante el Panel, fueron Transelec y Elecnor. La última, pidió que “se incluya al cuarto circuito de la Línea de 500 KV Alto Jahuel- Ancoa en el Plan de Expansión”.

Transelec, por su parte, presentó discrepancias en catorce proyectos de ampliación o construcción de subestaciones respecto al alcance, valorización y plazo de las obras.

A contar de hoy, el Panel tendrá 30 días hábiles para resolver las discrepancias.

Fuente: Diario Financiero

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Carbón alcanza mayor participación en la matriz eléctrica de últimos 11 años

Fuente: El Mercurio

El gran favorecido del mercado eléctrico con la baja hidrología en 2012 fueron las centrales a carbón.
De acuerdo con datos de Electroconsultores, el año pasado las unidades en base a este combustible alcanzaron su mayor participación en la matriz eléctrica de los últimos 11 años en el Sistema Interconectado Central (SIC), con 25% de la generación. Es más, desde 2005 la incidencia del carbón en la producción de energía ha crecido sostenidamente desde el 10% hasta llegar al 25% el año pasado.

Este aumento ha sido acompañado de un incremento en las importaciones de hidrocarburos, con un 2012 que registró un monto récord de US$ 16.390 millones, superando incluso los US$ 16.151 alcanzados en 2011, según datos del Banco Central.
A esto último también se suma la disminución que ha exhibido la generación hidroeléctrica, con 41% de participación en la matriz el año pasado. Este porcentaje es el más bajo en 11 años y sólo en 2011 anotó un nivel menor al 50%.

Incluso los expertos ya auguran un cuarto año de baja generación hidroeléctrica, lo que volverá a presionar al alza los costos de la energía para las compañías.

"El insumo carbón es el segundo más barato después del agua; por consiguiente, los costos operacionales son más baratos que la hidroelectricidad, pues las centrales a carbón pueden ser modulares, lo que implica su bajo costo en comparación con las centrales hidroeléctricas. Asimismo, se han implementado mejoras continuas en las tecnologías con el objetivo de hacerlo menos contaminante de acuerdo con las normas sectoriales aplicables", explica el abogado Ioannis Constantinidis, de Carcelén & Cía.-Abogados, estudio jurídico especializado en recursos naturales y medio ambiente.

A su vez, el abogado Eugenio Evans, socio del estudio Fermandois, Evans & Cía., afirma que el factor de planta de 100% que tienen las unidades a carbón mantendrán al alza la utilización de este hidrocarburo en la matriz. "El carbón irá en aumento mientras se mantengan estas hidrologías bajas", afirma el experto.

Será el combustible más utilizado en el mundo

Según un estudio de la OCDE, dentro de cinco años el carbón igualará al petróleo como el combustible más utilizado en el mundo. Dicho informe agrega que hacia el 2022 el carbón será la fuente energética más ocupada en el planeta debido a su abundancia y menor costo.

"A nivel mundial, se estima, el consumo de carbón se triplicará, a raíz del alza de los precios de otras fuentes energéticas, como el petróleo y el gas", afirma Constantinidis.

US$ 1.128 millones fue la importación de carbón en 2012. La cifra es la segunda más alta de la historia.
US$ 60 por MW/h es el costo de operación de una central a carbón.

Fuente: El Mercurio

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Bernardo Matte: "Hoy cuesta sacar adelante hasta un proyecto eólico de 15 MW"

Fuente: Pulso

”Difícil y sin novedad por el momento”. Con esas palabras define el complejo panorama energético el director de Colbún, Bernardo Matte.

Tras la junta de accionistas de CMPC -donde es miembro del directorio- el empresario afirmó que, de acuerdo al escenario actual del país, es prioritario que el Estado establezca una política energética, basada en el diálogo y que permita llegar a acuerdos.

“Ha costado sacar adelante un proyecto eólico desde 15 MW hasta HidroAysén; no hay mucha discriminación, todos los proyectos cuesta sacarlos adelante y es un problema muy grave para el país. No se ha tomado conciencia del problema”, dijo Matte.

En cuanto a las iniciativas que mantiene Colbún en carpeta, confirmó que el proyecto de terminal flotante de GNL -proyectado junto a Gener-  se encuentra avanzando en fase de estudios de factibilidad y prefactibilidad de ingeniería. “Seguimos pensando que el año 2016 ó 2017 el nuevo terminal debería estar construido”, dijo.

Para el grupo Matte, el mercado del gas es visto como una verdadera oportunidad a mediano y largo plazo. Es así como el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) de este terminal flotante, que estará emplazado en Quintero, sería entregado a mediados de 2013 y su instalación demandaría una inversión entre US$300 millones y US$350 millones.

“Hoy día, el gas vuelve a ser una alternativa de precios, siempre que EEUU se transforme en un país exportador, que todavía no lo es”, manifestó Matte.

Si Colbún y Gener concretan el ambicioso proyecto, este será el cuarto terminal de estas características operando en Chile.  Actualmente los actores son:  Quintero (controlada por Endesa, Metrogas y Enap) y Mejillones (Suez y Codelco). A ellos se suma el proyecto de GasAtacama, que se emplazará en Mejillones.

Un año prometedor

Sobre las proyecciones de las compañías ligadas al  grupo empresarial, Bernardo Matte comentó que todas las compañías tienen una amplia cartera de proyectos por desarrollar el presente ejercicio y que los presupuestos no serán restringidos.

“Estamos con todas las empresas con proyectos muy fuertes de inversión. Ustedes ven lo que ha pasado en CMPC; en Colbún estamos terminando una central hidroeléctrica grande (Angostura), la única que se está construyendo en este momento (...). Este año hay que concretar algunos proyectos y empezar otros”, puntualizó el empresario, quien de paso no descartó que Colbún participe en algún proyecto energético junto a CMPC.

Fuente: Pulso

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Felipe Cerón: "Hay que derribar los mitos sobre el impacto ambiental de las centrales a carbón"

Fuente: Revista Electricidad

Defiende a brazo partido la generación termoeléctrica y dice que su impacto ambiental -luego de la norma que regula las emisiones- es muy poco. Felipe Cerón, gerente general de AES Gener -la tercera eléctrica del Sistema Interconectado Central (SIC)-, señala que es importante avanzar en temas como la ley de concesiones y carretera eléctrica, pero que la autoridad también debe poner énfasis en los problemas que enfrenta hoy la industria generadora. Plantea que es necesario lograr acuerdos entre las comunidades y el sector eléctrico para el desarrollo de proyectos, aunque duda respecto de que los nuevos tribunales ambientales ayudarán.

¿Cuál es su diagnóstico de la situación actual del sector energético? ¿Está muy complicado el sistema eléctrico chileno?

En el Sing (sistema eléctrico del norte) tenemos una situación bastante normalizada después de la crisis del gas. Han entrado nuevos proyectos en operación, tanto nuestros como de nuestra competencia, y la situación de precios se ha normalizado bastante. Sin embargo, esperamos que siga creciendo la demanda. En cuanto al SIC (que se extiende entre Taltal a Chiloé), también tiene una situación normalizada. Estamos en una coyuntura, considerando que 2012 fue el tercer año seco seguido, lo que afecta sin duda los costos marginales. El sistema tiene que estar preparado para ese tipo de hidrología, en que los precios son más altos. Pero en una situación normal, la oferta y la demanda están equilibradas.

Pero se habla de incertidumbre y judicialización de proyectos...

Está por verse el rol que puedan tener los tribunales ambientales. Hasta hora preocupa la demora en los permisos y pensamos que ahí se podría hacer algún esfuerzo.

La judicialización también es un tema de preocupación. Si bien en el SIC el sistema esta razonablemente bien servido hoy y se están desarrollando algunos proyectos, vemos que hacia adelante la situación de suministro empieza a estrecharse, y este es un sector que tiene bastante inercia respecto del plazo que toma el desarrollo.

En la judicialización, hay que ver la forma de acotar esos riesgos, de manera que se puedan desarrollar los proyectos en forma oportuna.

¿Y qué rol cree que jugarán los tribunales ambientales? ¿Serán sólo un escalón más antes de llegar a la Suprema?

Lo ideal sería que no fuera así, que más bien los tribunales especializados sean la vía a través de la cual se resuelvan estos temas. Es importante que todos los actores, empresas, autoridades y comunidades hagan un esfuerzo para buscar soluciones de antemano y evitar que se produzcan los conflictos judiciales.

¿Cuándo la estrechez de suministro eléctrico puede ser crítica?

Dado el tiempo que toma que se concreten los proyectos, es importante buscar las soluciones desde ya. No hay que esperar una situación de estrechez, porque toma mucho tiempo desarrollar, financiar y construir los proyectos de grandes centrales de generación.

En febrero se cumple un año del lanzamiento de la Estrategia Nacional de Energía (ENE). ¿Hay avances reales en la materia?

Hay iniciativas muy importantes que está tomando el gobierno. En mi opinión, una de las más importantes es la ley de concesiones, que ha tenido un avance en el Parlamento. Esperamos que pueda incorporarse los antes posible. Siempre se puede hacer más, en cuanto a reformas en el sector eléctrico. Aunque no vemos que se deban hacer reformas importantes, debe regularse mejor el tema de la licitación de distribuidoras, después de la experiencia que tuvimos con Campanario, que causó mucho daño al sector y lo sigue causando. Sin embargo, lo más relevante son los aspectos ambientales, porque ahí los proyectos están teniendo problemas.

¿Cómo ven el escenario para impulsar grandes proyectos Hidroeléctricos o a carbón?

Los tiempos están más largos, pero principalmente el mayor riesgo es la incertidumbre jurídica de los permisos otorgados. Es razonable, la justicia tiene que actuar, todos tenemos que tener acceso a la justicia, pero también hay que buscar formas que acoten los riesgos asociados. Con las comunidades tenemos que hacer todos un esfuerzo, la empresa y también las autoridades políticas.

Hoy, los proyectos a carbón están muy cuestionados...

Hay que derribar los mitos sobre la generación termoeléctrica y sobre el impacto ambiental de las centrales a carbón. Sobre todo ahora con la norma de emisiones. Esta es la única actividad industrial que tiene una norma de emisiones. De esta manera se hace con prácticamente ningún impacto ambiental, con normas tan exigentes como en Europa. Debiéramos sentirnos seguros de que es una generación muy amigable y que en muchos países es el pilar de la generación. Se debe hacer un esfuerzo en comunicar eso, en informar que con esta norma de emisiones, que requiere inversiones bastante mayores de las que había antes, la generación eléctrica tiene un impacto ambiental muy bajo.

¿Y cómo es posible llegar a eso?

Hay que lograr un acercamiento y también reflejar la importancia que tiene la energía y la generación convencional como fuente de suministro, que por lo demás, en todas partes del mundo es la fuente de generación que se usa: hidroeléctrica y termoeléctrica.

¿Por qué decidieron asociarse con Mitsubishi para la central Cochrane? ¿Cómo avanza el proyecto?

Los proyectos de generación eléctrica son muy intensivos en capital, requieren una gran cantidad de recursos financieros. Hemos tenido un modelo de desarrollo con proyect finance, pero a su vez está la parte del aporte de capital. En se esquema entra la asociación con Mitsubishi. Es una gran empresa, que conocemos hace muchos años como contratista. En Cochrane, la contratación de energía esta prácticamente lista y esperamos comenzar la construcción a principios de este año.

También buscan socio para la central Alto Maipo...

Estamos explorando la opción de tener un socio en Alto Maipo. Nos interesan socios que agreguen valor al desarrollo de los proyectos, y como Mitsubishi, nos gustaría encontrar un muy buen socio para el proyecto, si en definitiva tomamos ese camino. Hoy estamos en la parte de obras preliminares y esperamos comenzar la construcción hacia mediados de este año y entrar en operaciones en 2017.

¿Y el proyecto con Colbún para un terminal de GNL en Quintero?

Este es un proyecto muy interesante, que estamos evaluando con Colbún. Quintero es una de las posibilidades, pero no es la única. Estamos viendo otras alternativas. Es un proyecto más incipiente y que busca asegurar un suministro a nuestro ciclo combinado de Eléctrica Santiago (Nueva Renca). Hoy compramos GNL en el mercado spot y lo estamos usando en Nueva Renca. Sin embargo, la situación hoy es bastante diferente a la del 2011. Han ingresado dos nuevas centrales a carbón y está apunto de ingresar Campiche (a fines de febrero), lo que cambia sustancialmente la situación. El despacho que pueda tener la central Nueva Renca lo vemos más limitado.

Fuente: Revista Electricidad

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Borja Prado: existe una alta judicialización en los proyectos energéticos chilenos

Fuente: Diario Financiero

El presidente de Endesa España, Borja Prado, aseguró que la judicialización de los proyectos energéticos en Chile es alta, sin embargo aclaró que no es riesgoso invertir en el país.

"Creo que la judicialización está en un grado alto, que entorpece llevar proyectos adelante. Hay que entender que las necesidades de este país son grandes porque el país crece", sostuvo Prado.

Sin embargo, al ser consultado por los riesgos que existen para invertir en el país, el ejecutivo descartó esto, asegurando que una prueba de eso fue su aumento de capital.

"Yo creo que Chile es un gran país para invertir, pero tenemos que mejorar las situaciones puntuales y entiendo que el gobierno las está mejorando", dijo Prado agregando que Chile da "mucha fiabilidad para invertir y vamos a seguir apostando por él".

Hidroaysén

Respecto del emblemático proyecto que se desarrollara en la región de Aysén, el ejecutivo sostuvo que éste aún sigue en pie y que siguen comprometidos en llevarlo a cabo.

"Siempre he dicho que el proyecto Hidroaysén es un proyecto del gobierno. Nosotros estamos comprometidos, quiere decir que hemos invertido mucho dinero", dijo Prado.

En esa línea el presidente de Endesa reconoció que por ahora el proyecto debe sortear distintas etapas y que después de eso verán si el proyecto es rentable o no.

Fuente: Diario Financiero

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Rosenblut por problemas energéticos: “Tengo una confianza plena" en la institucionalidad chilena

Fuente: Diario Financiero

En el marco de la cumbre empresarial Celac - UE, el director de Endesa Chile, Jorge Rosenblut, se mostró muy confiado en que los problemas energéticos se resolverán mediante la institucionalidad del país.

"Todos los problemas en la historia de nuestro país se han resuelto salvo en rompimiento que ya lo recordaremos en otro momento, (...) por la vía de la institucionalidad y "tengo una confianza plena" en que ello ocurrirá, dijo Rosenblut.

En esa línea, agregó que "hay cosas que terminan demorándose más, pero al final se llegan a consensos (...) Y los temas judiciales finalmente terminan".

De igual manera destacó la presentación que hizo la ministra del medio ambiente.

"Siempre es estimulante escuchar a la ministra que gestiona un sistema ambiental moderno. Todo tiene que mejorar, ella misma lo llamo joven. Tiene que seguir desarrollándose y madurando pero es sólido y es completo", dijo el representante de Endesa.

Por último el empresario dijo sentirse, incluso "emocionado", por las palabras del presidente de España, Mariano Rajoy.

Según Rosenblut, "Chile está en una posición aquí en América Latina espectacular, estelar y si nos permite debe aprovechar este momento. Vamos a llegar al desarrollo sin siquiera darnos cuenta", concluyó.

Fuente: Diario Financiero

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La fórmula de Energía para moderar futuras alzas de las cuentas de luz

Fuente: La Tercera

Atenuar las fuertes alzas en las cuentas de la luz que afectarán a los clientes residenciales a mediados de la década. Esa es una de las principales metas que se impuso el Ministerio de Energía en el último año del gobierno.

La autoridad reconoce que la estrechez de oferta de energía y la falta de nuevos proyectos de generación hidroeléctricos y termoeléctricos (que tienen costos más bajos) tendrán un impacto en el valor de la energía que contratarán las distribuidoras a las generadoras en la próxima licitación de suministro.

El proceso es clave, porque la energía contratada cubrirá el 27% de la demanda del mayor sistema eléctrico (SIC). Además, incidirá en las tarifas del 93% de los hogares del país a partir de 2015. Ese año vencen los contratos que las distribuidoras pactaron en 2007.

Ante este escenario, el Ministerio de Energía trabajó insistentemente en los últimos meses en dar con una fórmula de licitación que resguarde a los usuarios.

El nuevo modelo, que está definido y socializado con las eléctricas, tiene tres pilares.

El primero, consiste en dividir en dos bloques los volúmenes de energía que requerirán las distribuidoras para los clientes: uno comprende la energía que se necesita entre 2015 y 2019 y el otro la demanda que va desde 2019 hasta 2029 o 2031.

Como hoy está más limitada la oferta de energía, si se licita en un solo bloque está el riesgo de que los precios queden altos por todo el período, porque las generadoras no tienen espacios para construir centrales competitivas en sólo tres años. Al colocar un bloque a partir de 2019 se les da a los privados siete años de margen.

El subsecretario de Energía, Sergio del Campo, da cuenta de esta situación. “La idea de hacer la licitación en dos bloques evitará mantener, en el largo plazo, precios de energía altos y permitirá, también, la incorporación de nuevas empresas interesadas en suministrar energía a los distribuidores”.

El segundo pilar del nuevo modelo de licitación es el concepto de “Precio Techo Sombra” de la energía, el que ya levantó la voz de alerta de las empresas generadoras. Del Campo detalla que en la licitación habrá un precio máximo para adjudicar la energía, que será público, como sucede en todo proceso.

A ese esquema se sumará otro “Precio Techo” de la energía que será de referencia y sólo lo sabrá el gobierno. Este reflejará lo que cuesta generar la energía con una central eléctrica competitiva.

Con esto, el gobierno quiere dar una señal de largo plazo de los precios y evitar que todas las compañías vayan a la licitación suscribiendo los valores máximos, como ha sido en el pasado. “Se pueden tomar tecnologías como el Gas Natural Licuado (GNL) o como el carbón, donde hay un precio determinado que da una rentabilidad razonable para ese proyecto en el largo plazo. Si ese es el costo de desarrollo del sistema, como gobierno queremos que ese precio de la energía esté lo más vinculado posible a ese costo de desarrollo del proyecto de generación eléctrica”, detalla.

El último pilar comprende impulsar la licitación en grupo de toda la energía de las distribuidoras y no dividirla por los requerimientos de cada empresa. Así se licitará un solo gran bloque de energía que será asignado a quienes oferten el menor precio hasta el más alto establecido (techo), y luego se entregará proporcionalmente entre las distribuidoras, a prorrata.

“Con este nuevo modelo queremos ver la forma de lograr generar las condiciones y el atractivo para que los contratos con las empresas distribuidoras sean tan competitivos para las generadoras como los contratos que las generadoras obtienen con las compañías mineras”, explica el subsecretario.

Del Campo indica que el modelo de licitación actualmente está en revisión y se espera que las eléctricas manifiesten sus opiniones. La meta es licitar en el primer trimestre del año. “Queremos tener todo listo en marzo”, afirma.

Agrega que las modificaciones que puedan surgir de la revisión de la nueva figura serán menores. “La estructura misma no variaría mucho. Los cambios que podría haber fundamentalmente están orientados a cautelar que los clientes residenciales puedan tener el precio de la energía más bajo posible”, manifiesta.

Valores y shale gas

En la industria eléctrica coinciden en que, producto de la falta de proyectos, es factible que para el primer bloque de energía las ofertas de las generadoras se sitúen entre US$ 100 y US$ 130 por MWh. Estos rangos superan al promedio de US$ 76 por MWh logrados en los contratos de 2007. En cambio, para el bloque que comprende el período que va desde 2019, gerentes del sector reconocen que los precios pueden estar más cercanos a US$ 110 por MWh o menos.

La apuesta del gobierno es que para la energía contratada en 2015 el GNL sea ya una tecnología de punta, impulsada por el shale gas (gas no convencional) que se está usando actualmente en EEUU.

Sergio del Campo sostiene que con el shale gas se pueden tener menores precios del gas natural y mejorar la competitividad del país, tal como sucede en el país del Norte. “Si logramos capitalizar la oportunidad que representa la exportación de GNL desde EEUU a Chile, el shale gas debería producir una caída fuerte del precio del gas natural. En ese país, la baja ha sido de los US$ 8 a US$ 12 el millón de BTU (Unidad Térmica Británica, en inglés), a US$ 3 el millón de BTU. Eso ha significado un cambio en la competitividad muy grande de EEUU”, explica.

Agrega que si el GNL reemplaza al diésel en la producción de energía y si mantenemos la hidroelectricidad y el carbón, podemos tener menores precios de energía.

Pese a la estrechez de los plazos, la autoridad confía que en Chile se podrán construir proyectos para abastecer la demanda.

Destaca la iniciativa de los estadounidenses Australis Power y Cheniere Energy, junto con las chilenas Andes Mining Energy y Gasoducto Innergy. El proyecto Octopus contempla dos unidades de ciclo combinado por 1.150 MW en la Octava Región, que quiere usar el shale gas.

Además, enfatiza las iniciativas que impulsarán las mineras para abastecer sus demandas de energía, producto del millonario plan de expansión del sector: entre US$ 70 mil millones y US$ 100 mil millones en los próximos años.

“El escenario dependerá de la construcción de nuevas centrales termoeléctricas en lo que resta de está década, en sustitución de un desarrollo hidroeléctrico”, dice.

Fuente: La Tercera

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Ministro Bunster no descarta que otras eléctricas impugnen decisión sobre corriente continua

Fuente: Diario Financiero

El ministro de Energía, Jorge Bunster, no descartó hoy que otras empresas acudan al Panel de Expertos para impugnar la decisión de la autoridad que se inclinó por el uso de la corriente continua para la interconexión entre el SIC y el SING.

"Al panel de expertos pueden acudir distintos actores pero sabemos que la empresa Suez ha anunciado eso, pero pueden hacerlo otros actores también", aseguró Bunster en una actividad en el Ministerio de Agricultura.

El secretario de Estado dijo en ese sentido que el proceso "está establecido en la institucionalidad" y permite a los actores del sistema "formular sus observaciones o sugerencias para que el panel resuelva".

Con todo, el secretario de Estado dijo que la licitación se realizará en la primera parte del año, una vez que el comité de expertos se pronuncie

"Tan pronto salga del Panel de expertos eso (tecnología a usar), nosotros vamos a lanzar la licitación en el tiempo más breve posible, que serán 3 o 6 meses, de manera de poder estar llamando a licitación durante el primer semnestre de este año", dijo Bunster.

"Lo que a nosotros nos interesa es que halla un proceso competitivo y abierto para poder asignar esa licictación, a nosotros no nos parece que en una línea de esta envergadura, vamos a abordar un proceso que no sea competitivo, transparente y abierto", agregó.

En todo caso, Bunster defendió el uso de la corriente continua y los criterios técnicos utilizados por la Comisión Nacional de Energía para inclinarse por esa alternativa.

"La recomendación de la CNE emana de muchos estudios que se hicieron y que concluyen que efectivamente esa tecnología era más barata, ofrecía mejores seguridades de independencia y de respaldo para las operaciones de los dos sistemas", dijo el ministro.

La autoridad agregó que el país debe utilizar un sistema longitudinal para garantizar la operación, considerando las características geográficas del país.

"Este sistema está conectado por una o dos líneas; por lo tanto, si te fallan esas líneas se te cae todo el sistema, entonces tienes que tomar mayores resguardos", sentenció Bunster.

Fuente: Diario Financiero

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Marcelo Awad: Las energías "verdes" pueden implicar un importante ahorro para las mineras

Fuente: Emol.com

Marcelo Awad, el ex presidente ejecutivo del holding Antofagasta Minerals (AMSA), y quien hoy preside en Chile la operación local de Millennium Energy Industries (MEI), una compañía multinacional que opera servicios de energía solar aplicada a múltiples procesos industriales, comentó con Emol el papel que pueden llegar a jugar las energías renovables en el sector minero chileno, y cuál es el peso que mantendrán las fuentes tradicionales de energía en este sector.

Sobre su actual trabajo con MEI, el ingeniero cuenta que Millennium Energy "es una empresa que ha sido muy exitosa", en particular en Medio Oriente, zona en trabajan en más de 30 proyectos, de los cuales 18 están operando. "Están archiprobados en ambientes muy similares al Desierto de Atacama".

Del negocio de MEI en Chile, Awad dice que aún no hay ningún proyecto funcionando puesto que recién están en conversaciones (algunas avanzadas, otras intermedias), aunque adelanta que los interesados no se limitan sólo a la industria minera, sino que también ha habido interés desde complejos hospitalarios y hoteleros.

Consultado por el uso de las energías renovables en minería, Awad destaca que éstas pueden llegar a ser una importante fuente de ahorro para las empresas: no sólo en términos de energía calórica (que es con la que trabaja Millennium Energy Industries), sino que también ve oportunidades en la energía eólica —que se genera en molinos de viento—, la fotovoltaica —con paneles solares que generan electricidad—, y también la geotérmica —que, según el experto, es una de las más eficientes—.

Sin embargo, el experto explica que esta última opción es una de las más caras en capital de riesgo, puesto que se necesitan altas sumas de inversión, que van desde los US$ 2 millones a los US$ 3 millones, sólo antes de hacer un primer sondaje. Luego de esto, al llegar a 700 metros de profundidad, recién se puede determinar si la energía calórica tiene la presión y temperatura suficientes para seguir profundizando. "La inversión puede llegar a ser de US$ 7 millones sin saber si es que se va a poder utilizar. Por este motivo, no hay muchas empresas que estén haciendo sondaje para la energía geotérmica, y si lo están haciendo, son probablemente empresas muy grandes, como Antofagasta Minerals, Suez de Francia y Enel de Italia", comenta.

Ahorro de costos y de emisiones

Awad, quien también es ex miembro del directorio de la Bolsa de Metales de Londres, es optimista respecto del futuro de la empresa que actualmente preside en Chile. Asegura que, en un caso ideal, la energía solar técnica —con la que trabaja la firma jordana MEI—, que opera a través de paneles solares que sirven para calentar procesos industriales y también para aguas sanitarias y calefacción en campamentos, puede llegar a reducir en un alto porcentaje los costos energéticos de una empresa.

"La energía calórica permite reemplazar casi el 60% del petróleo que se consume en ciertos procesos de bajo consumo, como calentar una solución rica de cobre, que se extrae de las pilas de mineral oxidado". Sin embargo, reconoce que otros procesos, como los molinos, necesitan una potencia eléctrica mucho más alta —de más de 20 MW y hasta 30 MW—, sólo para el momento en que se aprieta el botón de encendido de la máquina. "Esa potencia no la da ninguna energía renovable", asegura.

Según el ingeniero, la energía solar en Chile, "debería rendir ligeramente más porque se dice que en el Desierto de Atacama están las mejores radiaciones solares del mundo, y las segundas en el Medio Oriente. Entonces, si allá está rindiendo un 60%, acá podría llegar incluso hasta un 70%", destaca.

Lugares remotos

El ejecutivo, quien además trabajó 19 años en Codelco, explica que la gran oportunidad de las energías alternativas, en el caso de la minería, radica en que muchas de estas faenas están ubicadas en lugares remotos, en donde las torres de energía están lejos, lo que implica la instalación de nuevas líneas de tendido eléctrico que pueden significar 50 o 100 kilómetros. "Con esto (las energías alternativas), te puedes ahorrar parte de esa línea", asegura.

Entre las externalidades positivas que pueden generar, se encuentra un ahorro importante en el transporte de petróleo o gas. "Te ahorras el 60% de ese transporte todos los días, lo que puede generar accidentes porque es una carga peligrosa para llegar a esos lugares", dice Awad, puntualizando que "puede que sean difíciles de cuantificar los cambios desde el punto de vista económico, pero son bastantes".

Energías convencionales y carretera eléctrica

Con la amplia experiencia que tiene en el rubro, Marcelo Awad es un convencido de que para satisfacer la demanda energética de las empresas mineras, primero se debe construir un buen sistema de transmisión de la energía. Y pese a que trabaja en alternativas de energía limpia para las empresas, asegura que las energías convencionales, se hacen necesarias en el norte del país para que pueda continuar la producción minera.

"La opción viable para permitir el desarrollo de la minería es primero la carretera eléctrica. Hay que unir el sistema interconectado central con el sistema interconectado del Norte Grande y, adicionalmente, crear nuevas generadoras, ojalá hidroeléctricas, porque es la opción más barata, definitivamente no es contaminante y es la que tiene el menor impacto ecológico", dice.

El problema de la generación de energía eléctrica es grande, comenta. "En la Tercera Región es donde está la mayor crisis para proyectos que habían considerado iniciar su construcción, o avanzar en sus estudios de factibilidad, para así entrar en operaciones el año 2015 o 2016. Pero como no está la energía disponible a esa fecha, y no va a estar, han debido postergarse", afirma. Agrega que a ellos hay que sumarle el desconocimiento que existe de los precios que habría que pagar por dicha energía.

"En Chile estamos pagando por la energía casi dos tercios más de lo que se paga en Perú, Australia, o Estados Unidos, que son grandes productores de cobre (…) Entonces, obviamente el precio de la energía atenta contra nuevos proyectos que se quieren desarrollar de aquí al año 2020", concluye.

Fuente: Emol.com

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Suez analiza ir al Panel de Expertos por proyecto de interconexión SING-SIC

Fuente: Diario Financiero

Esta semana la franco-belga GDF Suez acudiría al Panel de Expertos para presentar sus discrepancias por el proyecto de interconexión de los sistemas eléctricos del Norte Grande (SING) y Central (SIC), según cuentan fuentes de la industria.

La generadora, que controla E-CL, la mayor del SING, estaría analizando el proyecto que viene incluido dentro del plan de expansión 2013 de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Sin embargo, la decisión de acudir al panel estaría prácticamente tomada.


Los dos argumentos


Serían dos los puntos que Suez podría reclamar ante el panel, dicen en la industria. Primero, que el gobierno haya optado por corriente continua en vez de alterna. Según entendidos, no es posible realizar una inversión de esta envergadura, con 600 kms de línea que no permitirán conectar ningún proyecto en el camino, especialmente, de ERNC -en particular solares- que podrían acceder al sistema si es que se eligiese la corriente alterna.

En este mismo punto, el CEO de la firma, Juan Clavería, dijo a

Diario Financiero

hace unos días que “ambas corrientes se pueden hacer, pero hay un tema de plazos para uno y otro y en eso gana considerablemente la corriente alterna y la inclusión de energías generadas por ERNC o energía local, que también es una gran diferencia”, acotó.

Un segundo aspecto en el que podría fundamentar su discrepancia la franco-belga son los puntos de conexión de los sistemas. Según el proyecto del gobierno, ésto se realizaría entre Crucero y Encuentro, mientras que Suez defiende que sea entre Mejillones y Cardones, amparados en que hay más fuentes de generación entre esos puntos.

Según entendidos, en caso de que su solicitud no prospere ante el Panel de Expertos, la franco-belga también estaría evaluando el cambiar el proyecto de línea de interconexión que tienen aprobado para participar de la licitación que llevará adelante el gobierno.

En este punto la firma estaría realizando los análisis de ingeniería para ver qué aspectos habría que modificar, como el tipo de torres y también ver los aspectos medioambientales a considerar. En esto último, entendidos no ven que haya grandes cambios, debido a que la faja por la que correría la línea sería la misma.


Los dos proyectos


La CNE emitió hace poco más de una semana la resolución que dará curso, tras el trámite en el Panel de Expertos, al decreto de interconexión de los sistemas. Según el plan de expansión, la línea de corriente continua tendrá una capacidad de 1.500 MW, de 610 kms, que irá entre las subestaciones Crucero y Encuentro. La inversión estimada es de unos US$ 850 millones.

GDF Suez tiene aprobado el proyecto para una línea de corriente alterna de 1.000 MW de capacidad, que iría entre Cardones y Mejillones y que estaría lista en 2016, con una inversión de unos US$ 600 millones.

El tema de los plazos sería otro punto a favor de la línea de Suez, que ya cuenta con aprobación ambiental; mientras que un proyecto en corriente continua demandará al menos dos años de ingeniería y tramitación. En tanto, la CNE señaló que “comenzará a trabajar desde ya en la elaboración de los documentos de la licitación en función de acortar los plazos administrativos del proceso” de licitación. El proyecto entraría en operaciones en junio de 2019.

GDF Suez declinó hacer comentarios sobre esta información.

Fuente: Diario Financiero

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Informe acusa mayor probabilidad de sequía y precio de la energía llegaría a unos US$ 300/MW

Fuente: Diario Financiero

Más grave de lo que se pensaba sería la sequía que afecta al país. El último informe de deshielo del Centro Económico de Despacho de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) habla de probabilidades superiores al 90% de excedencia, lo que significa que nueve de cada diez años son más húmedos que el que se está pronosticando, o que de diez años, éste será el más seco de ellos. Los números son más grises que los que se preveían en 
anteriores versiones del mismo reporte (

Expertos estiman que ante menores caudales, las centrales de pasada generarán menos, mientras que los embalses con menor agua también afectarán la generación de centrales hidro. Así, la generación térmica -a carbón o GNL- debería ser la que despache el CDEC.

María Isabel González, de la consultora Energética y ex secretaria de la CNE, indica que una “probabilidad de 90% de excedencia es una hidrología muy seca y, por lo tanto, tendríamos mucha generación térmica y una parte de ella con diésel, lo que implica costos marginales altos”. Una opinión compartida por Francisco Aguirre de Electroconsultores, quien indica que no veo “riesgos de abastecimiento, pues tenemos una sobreinstalación de máquinas de generación diésel, que es un respaldo ‘africano’ e ineficiente, por lo caro”.

En todo caso, los pronósticos de deshielo llegan hasta marzo próximo. Desde ahí es una incógnita el cómo será el próximo año hídrico, que se inicia en abril-mayo. Hasta ahora, dicen los expertos, las señales no son auspiciosas, y podría darse el escenario de un cuarto año de sequía. Sebastián Bernstein, de Synex, comenta que “nunca se han dado cuatro años secos, se han dado hasta tres y ya cumplimos el tercero”. En caso de concretarse el pronóstico más oscuro, “si viene un cuarto año de sequía, tendríamos marginales muy altos”, anticipa.



Efecto en los costos


Al respecto, Rodrigo Jiménez, gerente general de Systep, dice que “al aumentar la generación térmica se puede esperar un aumento en los costos marginales del sistema por el mayor uso de combustibles (carbón, GNL y diésel). La variación de este aumento dependerá de la proporción de uso de carbón, GNL y diésel que reemplacen a la generación hidráulica”.

Un informe separado del CDEC espera que el marginal suba a 
US$ 294 /MW en junio, en caso de horarios de demanda alta, siempre en escenario de un año seco. En caso de horarios de demanda media, el mismo mes podría marcar costos marginales de US$ 240 /MW; mientras que, en demanda baja, el marginal anotaría un techo promedio de 
US$ 168/ MW.

Systep, en tanto, pronostica que para ese mismo mes, el marginal podría llegar a US$ 224 /MW, igualmente en una hidrología seca. En todo caso, la firma prevé que el quinto mes del año podría marcar los mayores valores, situándose en un promedio de US$ 240 /MW.

“Esto afecta a los grandes usuarios, que son clientes libres y cuyos precios están asociados a los costos marginales”, dice González. “A los clientes regulados no los afecta tan directamente, ya que la gran mayoría de los contratos de las distribuidoras están indexados con otras variables como el precio del carbón y la inflación americana”, añade.

En todo caso, tanto al interior del gobierno como entre los expertos descartan un nuevo decreto de racionamiento, pues hay más fuentes de generación que antes -debido a la entrada de Santa María y Bocamina 2- y también porque el decreto previo respondió mayormente a una restricción de transmisión cerca de Santiago, lo que ya fue resuelto, explica Bernstein.

Fuente: Diario Financiero

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Grupos internacionales se disputan ingreso al mercado eléctrico del norte

Fuente: Revista Electricidad

La urgente necesidad de nuevas centrales eléctricas en el norte de país para abastecer los futuros desarrollos de la minería ha despertado el apetito de grupos internacionales por llegar al sector.

El Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) es dominado por la franco-belga Suez, que compite con GasAtacama y Aes Gener. La puerta de entrada para un cuarto competidor viene por Minera Escondida -de BHP Billiton-, que está licitando una central a gas natural.

La principal minera privada del país quiere dejar esa iniciativa en manos de un nuevo actor con el fin de mejorar la competencia en el norte. Altas fuentes de la industria explican que grupos eléctricos de EEUU, Reino Unido, Corea del Sur y Alemania, están interesados en esa licitación.

Las fuentes agregaron que con este esquema se superan las barreras de entrada porque el grupo eléctrico que se adjudique el proceso tendrá un contrato de suministro asegurado con Escondida y acceso al terminal de gas.

A mediados de noviembre, BHP ingresó un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), denominado “Central a Gas Natural Ciclo Combinado Kelar”, que modifica el proyecto a carbón “Central Kelar”, aprobado en 2007.

El nuevo proyecto contempla la construcción de un ciclo combinado (gas/vapor) en Mejillones, que tendrá una capacidad máxima de unos 540 megawatts, con un costo estimado en US$ 400 millones. En la oportunidad, BHP señaló que “decidió modificar su proyecto Kelar -que originalmente consistía en dos unidades a carbón- para asegurar el suministro de energía de manera más limpia y sustentable”.

Fuentes de la industria señalan que uno de los grupos que tiene interés en la licitación es la firma eléctrica y de ingeniería Betchel Corporation (EEUU), cuya principal área se dedica a la construcción de proyectos mineros. En 2011, anotó ingresos por US$ 33 mil millones.

Ejecutivos del sector agregan que a la alemana Steag también le interesa el proyecto. Esta firma tiene más de 75 años de experiencia y cuenta con una capacidad instalada de 9.400 MW en el mundo, de los cuales, 7.700 MW están en Alemania.

Otra sería la británica Independent Power Corporation. A través de su filial Rurelec, tiene operaciones en Argentina, Bolivia, Emiratos Arabes Unidos, EEUU y Kazajastán. Según información oficial de la compañía en estos dos primeros países tiene proyectos por 585 MW, y otros 96 MW en desarrollo, mientras que en Sudáfrica tiene un pipeline de desarrollo de unos 1.000 MW.

Por último, estarían las coreanas Samsung, Kepco (Korea Electric Power Corporation) y Kospo (Korea Southern Power), todas con amplia experiencia en ingeniería y construcción de proyectos energéticos y de infraestructuras.

Fuentes conocedoras del proceso indican que los plazos para la adjudicación del proyecto dependerán de las autorizaciones ambientales. Señalan que BHP quiere adjudicar los contratos durante el primer semestre de este año, para que entre en operaciones hacia 2016.

Fuente: Revista Electricidad

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Suez advierte que interconexión se encarece con corriente continua

Fuente: Diario Financiero

En medio del intenso lobby que está desplegando Suez para acelerar la elección -por parte de la autoridad- del tipo de corriente que requerirá el proyecto de Interconexión del Sistema del Norte Grande (SING) y el Central (SIC) y en la que han señalado reiteradamente que se opte por corriente alterna, ayer, el gerente general de la eléctrica, Juan Clavería, acudió como invitado a la comisión de Minería y Energía del Senado.
Tras realizar su presentación, el ejecutivo detalló su propuesta y dijo que “existe un amplio consenso que la interconexión hay que hacerla, creemos que eso ya es un buen punto. Ahora hay que ver cuándo se puede hacer lo más rápido posible. Nosotros partimos con este proyecto hace dos años y medio, así que cualquier otro que quisiera partir hoy se va a demorar dos años y medio más; ese es el punto y tenemos que ver cómo aprovechar las ventajas de este proyecto, y que llegue mucho antes y ver cómo entra esto dentro del sistema regulatorio actual”, dijo a Diario Financiero.

Asimismo, frente a los estudios encargados por el gobierno que advierten más ventajas técnicas en la corriente continua, Clavería señaló que el proyecto que tienen aprobado pueden cambiarlo de corriente de manera rápida. “Pero el mayor problema es que eso implica atrasos, además la corriente continua llegaría mucho más tarde porque tiene una complejidad mucho mayor en la provisión de equipos, entre otros problemas (...) Ambas corrientes se pueden hacer, pero hay un tema de plazos para uno y otro y en eso gana considerablemente la corriente alterna y la inclusión de energías generadas por ERNC o energía local, que también es una gran diferencia”, acotó.


-¿El tema de costos también es un factor?


-Creemos que en Chile no hay experiencia en corriente continua, además la complejidad de este tipo de tecnología en Chile es que la tierra de corriente continua debe ir por un conductor, lo que la hace más cara, así que la corriente continua probablemente es más cara que la alterna.



-En la contingencia, ¿cómo analiza la situación en la Araucanía, esto complica los proyectos de transmisión y generación de energía? 


-Tenemos la suerte que nuestros proyectos están principalmente en el norte, pero ojalá que esta situación se estabilice, se haga lo que corresponda de manera pacífica, porque lógicamente que estos problemas atrasan todo lo que se quiera instalar en la zona de Temuco, cualquier proyecto de generación y transmisión en esa zona tendrá una complejidad mayor que en cualquier parte de Chile.

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Racionamiento eléctrico en Brasil podría provocar una contracción del PIB en 2013

Fuente: Diario Financiero

Todavía no se cumple un mes de verano en el cono sur y en Brasil ya se está hablando de un posible racionamiento eléctrico. Esto, porque dos tercios de la matriz energética del país corresponden a hidroelectricidad y se prevé que esta temporada de lluvias sea una de las más secas en décadas.

En los últimos días, diversas autoridades, incluyendo al ministro de Minas y Energía, Edison Lobao, y a la presidenta Dilma Rousseff, han negado que se esté pensando en limitar el consumo eléctrico, pero la mandataria ya convocó una reunión de emergencia por la gravedad de la situación.

El nivel de agua en las reservas de las principales centrales está en mínimo y en algunas regiones incluso está por debajo del nivel crítico, confirma Armando Castelar, experto del Instituto Brasileño de Economía (IBRE), ligado a la Fundación Getulio Vargas. “El gobierno está intentando controlar la situación sustituyendo la hidroelectricidad con termoelectricidad, pero esto podría no ser suficiente si la actual sequía continúa”, explica y agrega que si el nivel de agua sigue cayendo es probable que medidas más drásticas se tengan que tomar en febrero o marzo.

El analista detalla que incluso si el peor escenario no se materializa, las consecuencias de la sequía se sentirán “a través de una mayor inflación (la termoelectricidad cuesta mucho más que la hidroelectricidad y el mayor costo será traspasado a los consumidores), una menor inversión (las firmas estarán reacias a invertir hasta que sepan si la electricidad será racionalizada), y posiblemente una menor producción en las industrias intensivas en el uso de electricidad, debido a los mayores costos”.

Frente a este panorama, Castelar cree que las actuales proyecciones de crecimiento —en torno a 3%— podrían ser muy optimistas. Si se fijan cuotas de consumo eléctrico en los próximos meses, “un escenario de cero crecimiento sería plausible, o incluso una pequeña contracción de la producción”, afirma.


Meta de superávit


En tanto, el ministro de Finanzas, Guido Mantega, declaró que el gobierno excluirá aún más inversiones de la cuenta fiscal 2012 para cumplir su meta de superávit primario. En entrevista con Valor Económico, Mantega adelantó que podría repetir esa maniobra este año.

El Ejecutivo quitaría hasta 39 mil millones de reales 
(US$ 19.100 millones) de gastos para llegar al objetivo primario de 139.800 millones de reales en 2012. Inicialmente, se iban a retirar sólo 25 mil millones de reales.

Fuente: Diario Financiero

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Rodrigo Castillo: "Ningún gobierno estaba preparado para enfrentar el cambio de paradigma"

Fuente: Revista Electricidad

Este lunes se realizó la quinta cena de la energía eléctrica, con la presencia del Presidente de la República, Sebastián Piñera, y representantes del sector de generación, distribución y transmisión. El debate estará puesto en los urgentes problemas que enfrenta hoy el sector. Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas, asegura que están preocupados por el inmovilismo en la solución del problema energético. Asimismo, dice que no hay tiempo y que el problema se debió enfrentar antes.

Señala que para llegar a acuerdos, las empresas, la sociedad y ambientalistas deben aceptar que habrá que hacer sacrificios. Entre ellos, invertir más en los proyectos y aceptar tecnologías que actualmente son rechazadas.

¿Cuál es el diagnóstico que presentará el sector en la cena anual de la energía?

El problema energético de Chile tiene diversas dimensiones. Hay muchas opciones posibles para resolverlo y se debe entender que hay diferentes puntos de vista, que son legítimos. Las alternativas deben ser contrastadas. Hoy, las empresas estamos conscientes de que en materia energética hay dimensiones que van más allá de esa optimización económica y que tienen que ver con puntos de vista, con prioridades. Ese es el primer punto de partida para canalizar la discusión y resolver el problema energético.

¿Hay alguna autocrítica de cómo las eléctricas han enfrentado los proyectos?

La autocrítica va por lo siguiente: nosotros hemos vivido por mucho tiempo en el paradigma de hacer bien lo que hacemos, de acuerdo a las reglas del juego e incentivos que recibimos. Esto tiene que ver, en primer lugar, con la optimización económica y, en segundo lugar, con el cumplimiento de la normativa en materia medioambiental. Acá, el gran vacío es que esa institucionalidad no ha estado preparada para canalizar otros puntos de vista, que van más allá de la discusión técnico-medioambiental. Durante bastante tiempo, los distintos diagnósticos del sector han mantenido su posición de forma estática. No ha habido suficiente diálogo.

¿Esto es culpa de los privados, las comunidades, las ONG o del gobierno?

El problema está en la forma en que estamos dialogando como sociedad. Ningún gobierno, ni este ni otro, pudo haber estado suficientemente preparado para los cambios de paradigma que hemos vivido. No es responsabilidad de un gobierno, es un problema de la sociedad chilena, que tenemos que resolver como sea.

¿Qué es lo que ofrecen a los ambientalistas?

Dejar atrás nuestros paradigmas como un freno al diálogo y partir aceptando su posición como legítima. Lo que acepto es que las posiciones que tienen que ver con el cuidado del medioambiente, y que, eventualmente, nos puede parecer que tienen consecuencias desde el punto de vista económico, operacional, técnico, son legítimas. Lo que pedimos es que del otro lado sean capaces de aceptar otros puntos de vista, lo que también implica sacrificios. Al final, hay que entender que ni las empresas, ni las comunidades, ni los ambientalistas tendrán 100% de la matriz energética que desean.

¿Cómo se puede activar un acuerdo nacional, considerando el rechazo a HidroAysén y la judicialización de otros proyectos?

Hay que sentarse a la mesa con todas las personas que tienen un nivel de representatitivad. Además, favorecer la participación de las comunidades. Un ejemplo es la tramitación de la Carretera Eléctrica. Ahí propusimos que el proyecto definiera consultas en materia indígena durante el proceso de discusión del trazado, aspecto que no tenía el texto original.

¿Por qué es tan necesario resolver el problema hoy?

El momento debió ser antes. Ahora es lo más pronto que tenemos. Es importante porque estamos jugándonos el futuro de nuestra matriz energética y del desarrollo de Chile. Hay decisiones que no tomamos en el pasado y cuyas consecuencias estamos viviendo.

Dado que los procesos en el sector eléctrico son largos, si queremos llegar al 2020 con un sistema energético estabilizado, en régimen, lo más tarde que podemos comenzar a trabajar es hoy día.

¿Cuáles son las urgencias?

El nivel de urgencia tiene que ver con que ya tenemos cuellos de botella, dificultades importantes que nos están afectando. Hoy mismo tenemos congestiones en el sistema de transmisión que nos impiden traer parte de la energía del sur al centro del país. Esto está haciendo pagar mucho más caro por la energía, lo que afecta a las industrias y a la competitividad. La falta de proyectos nuevos en generación es una dificultad importante, que compromete en el mediano y largo plazo la posibilidad de llevar energía segura, razonablemente económica, a las industrias y los hogares.

¿Y si no se avanza?

Esto genera varios efectos. La industria ya no enfrenta un riesgo, lo está viviendo. Estamos viendo varios de sus proyectos que no se van a desarrollar por los altos costos de la energía. Además, en la distribución eléctrica hay dos grandes desafíos. Uno es la dificultad que tenemos hoy para poder contratar los consumos de nuestros clientes para el futuro, ya no pensamos siquiera a precios razonables. Lo que ha ocurrido con CGE es un ejemplo. Cuando miramos la perspectiva de que vamos a poder obtener como oferta para los contratos desde 2015, tenemos miedo, estamos temerosos de si vamos a tener ofertas de generación y a qué precios.

Esto, porque no existe suficiente generación futura para Chile. Además, creemos que el esfuerzo por entregar a los clientes mayor gestión y flexibilidad al momento de consumir, lo que significa el desarrollo de redes inteligentes, tiene que dejar de ser ciencia ficción en nuestra mente. La mayoría de los países desarrollados están transitando a pasos acelerados hacia sistemas inteligentes de consumo eléctrico, porque permite a los clientes escoger el tipo de energía que quieren.

Fuente: Revista Electricidad

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Presidente Piñera reitera preocupación por "judicialización" de proyectos de energía

Fuente: Emol.com

El Presidente Sebastián Piñera insistió este lunes en el "desafío complejo" que enfrenta la economía chilena debido a la "excesiva judicialización" que enfrentan los proyectos energéticos, vitales para garantizar la productividad del país.

El Mandatario se refirió al tema durante la Cena Anual de la Energía que se llevó a cabo en la capital.

"Es sin duda preocupante el proceso de judicialización excesiva en las autorizaciones que tienen que ver con proyectos de generación, transmisión y distribución de la energía en nuestro país", declaró el Mandatario.

"Estamos muy conscientes de que enfrentamos una situación que exige acciones oportunas y decididas para que la energía no se transforme en un elemento que frene o estrangule el crecimiento económico de nuestro país", agregó.

Trabas

Las trabas para la puesta en marcha de distintos proyectos relacionados con la energía en Chile a través de recursos interpuestos ante los tribunales, uno de cuyos ejemplos recientes fue el de la central termoeléctrica Castilla, ha generado inquietud en gremios empresariales.

Sectores productivos advierten sobre la existencia de verdaderos "cuellos de botella" en este ámbito que amenazan la productividad nacional.

Opositores a los proyectos termoeléctricos y a las centrales hidroeléctricas en Aysén, en tanto, afirman que es necesario tomar en cuenta los altos costos sociales y ambientales de estas iniciativas y proponen fomentar el uso de energías alternativas en Chile.

Fuente: Emol.com

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Dilma convoca a reunión urgente por crisis eléctrica en Brasil

Fuente: Diario Financiero
Imagen: Near Shore Américas

La semana pasada el gobierno de Dilma Rousseff salió a desmentir como ridículas las versiones de que el Brasil tendrían que afrontar un racionamiento eléctrico tras una serie de apagones que afectaron el suministro.

Ayer, sin embargo, la autoridad tuvo que reconocer la gravedad de la situación y la propia mandataria convocó a una reunión de emergencia con funcionarios del sector.

La cita fue activada luego de que el agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas -que proveen la mayor parte de la electricidad de Brasil- cayeran cerca de niveles críticos, reportó ayer el periódico local Folha de Sao Paulo.

La caída en las reservas se produce justo en momentos en que crece el aumento en las temperaturas eleva el consumo eléctrico porque más brasileños encienden sus aparatos de aire acondicionado.

Si la situación se agrava podría ser necesario racionar el consumo, una posibilidad que golpearía a la industria local y complicaría a una economía que el año pasado prácticamente se estancó con una expansión estimada menor a 1% (la más baja desde 2009), y sabotear el repunte esperado para 2013.

Racionamiento eléctrico


Aunque en el sur del país, la agencia gubernamental de meteorología Inmet espera niveles habituales de lluvia, sin embargo, la región del nordeste del país sufre la peor sequía en décadas y la situación podría agravarse en los próximos meses.

Mauricio Tolmasquim, jefe del instituto de investigación de energía y cercano al Gobierno, dijo que en caso de urgencia las autoridades echarían mano a la generación con gas.

Pero los actores de la industria privada están más pesimistas. “La posibilidad de no tener racionamiento es pequeña. La situación es ultra crítica”, dijo la semana pasada a Reuters un ejecutivo del sector eléctrico.


Fuente: Diario Financiero
Imagen: Near Shore Américas

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