junio 28, 2011 | Industria
La Tercera El fin del fenómeno de La Niña, que produjo una fuerte sequía en la zona central de Chile en 2010, elevando de paso los costos de la energía, traería en los próximos meses buenas noticias para los clientes residenciales de la zona más poblada del país.
Según estimaciones de analistas y distribuidoras eléctricas, las cuentas de la luz anotarían una caída importante en la segunda mitad del año. «Vislumbramos que para la fijación tarifaria de octubre debería bajar alrededor de 6%», dicen ejecutivos de una distribuidora eléctrica.
Si esa estimación se cumple, las boletas para los hogares del Sistema Interconectado Central (SIC) -que abarca desde Taltal a Chiloé y atiende al 90% de la población- disminuirían en $ 1.000. Actualmente, una cuenta promedio para una familia de cuatro personas se acerca a los $ 18.000.
En el mercado, las estimaciones son más positivas aún. Marcelo Catalán, analista eléctrico de BCI corredores de Bolsa, señala que la baja podría, incluso, llegar al 10%.
Las razones
Las tarifas eléctricas bajarán en el país, principalmente, por una reducción en los costos de la energía, que impactará positivamente los contratos de suministro indexados a este factor.
La mayor disponibilidad de generación más barata derivada de la hidroelectricidad hará caer los costos marginales del sistema -lo que pagan algunas firmas por comprar energía en el mercado spot- al desplazar a centrales más caras e ineficientes que funcionan con diésel.
Catalán explica que desde mediados de junio los costos han mostrado fuertes descensos -del orden de 35% hasta los US$ 200 por megawatt-, lo que podría estar adelantando un escenario más favorable para los próximos meses.
Incluso, en un escenario hidrológico favorable, estos podrían llegar como promedio a los US$ 150 por Mw.
«El nivel de los costos marginales indica la estrechez del sistema. Con mejor disponibilidad hídrica, entra a operar generación más eficiente», dice.
El efecto real en las cuentas de la luz dependerá también de la celeridad con que tanto la Comisión Nacional de Energía (CNE) como la Contraloría General de la República emitan y hagan el proceso de toma de razón de los decretos tarifarios respectivos.
En todo caso, en la industria señalan que las proyecciones se podrían ver afectadas por la inestabilidad de algunos factores internacionales, como el precio del petróleo, que en caso de subir más allá de las estimaciones tendería a reducir o, incluso, anular las bajas.
No obstante, el crudo ha estado bajando en la última semana, tendencia que se puede acrecentar luego que la Agencia Internacional de Energía decidió liberar reservas de petróleo mundial, luego que la Opep decidió mantener restringida su producción.
Pero esta no sería la única caída que registrarían las tarifas. Según señaló a comienzos de junio el ministro de Energía y Minería, Laurence Golborne, a partir de 2012 se verán nuevas bajas, por el fin de las indexaciones a costo marginal de algunos contratos de suministro.
Según Juan Pablo Díaz, analista de Systep, cerca de un 28% de los contratos de suministro licitados por las distribuidoras tienen indexaciones a costo marginal y parte importante de este efecto desaparecerá en diciembre, entonces, a partir de enero de 2012 se podrían ver caídas de dos dígitos en las cuentas. A mediados del próximo año, dice, los contratos tendrán como mayor indexador la inflación de Estados Unidos (aproximadamente un 75%), mientras que los precios del Gas Natural Licuado (GNL), carbón y diésel representarán el restante 25%.
Fuente / La Tercera
junio 28, 2011 | Industria
La Tercera Sin pausa trabajan dos de las principales generadoras que operan en Chile, Gener y la francobelga Suez, en el proyecto que permitirá interconectar los principales sistemas eléctricos del norte y centro-sur del país.
Las firmas ya han conversado con el gobierno sobre el trazado que tendrá el tendido eléctrico que unirá el Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) -que atiende principalmente a las mineras- y el Sistema Interconectado Central (SIC) -donde se concentra el 90% de la población- y ultiman los detalles del estudio de impacto ambiental, que sería presentado en las próximas semanas.
Fuentes ligadas al proceso dicen que el estudio ambiental está «bastante avanzado», y las firmas trabajan en identificar y levantar la información sobre los dueños de los predios por donde pasaría el tendido -si son fiscales o privados-, la viabilidad del diseño y los posibles problemas que enfrentarán, así como la existencia de pertenencias mineras de terceros en la zona y su paso por dos regiones.
Luego de esto, deben pedir las concesiones eléctricas respectivas a la autoridad energética, Bienes Nacionales y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).
El trámite ambiental de la línea, comentan las fuentes, no debería presentar demasiadas complejidades, pues una parte de ella ya cuenta con los permisos ambientales para su construcción.
El tendido tendrá una extensión de 570 kilómetros y partirá desde las afueras de Mejillones, para llegar hasta la subestación Cardones, en el límite sur del Sing. Suez ya cuenta con la aprobación de una línea que va desde el sector La Negra hasta Diego de Almagro, de unos 326 kilómetros. Falta el tramo entre la salida de Mejillones y el sector La Negra, de unos 85 kilómetros, y el que va desde Diego de Almagro hasta el sector de la subestación Cardones.
Con esto, ambas firmas esperan en el mediano plazo adelantarse a la entrada en operaciones de la primera unidad del complejo termoeléctrico Castilla, prevista para 2016.
A esto se suma la posibilidad de sacar mayor provecho a la operación del terminal de GNL de Mejillones, ofreciendo a las mineras un combustible más limpio que el diésel.
MPX -que impulsa Castilla- obtuvo en febrero la aprobación ambiental para construir un complejo de seis centrales a carbón y una en base a diésel, con una capacidad de generación conjunta de 2.227 MW y una inversión estimada de US$ 4.400 millones.
La carrera por adjudicarse contratos de suministro eléctrico con los proyectos mineros que entrarán en operaciones en la III y IV Región marcará el timming de la línea. Generadoras han indicado que las mineras que se instalarán en la zona, entre ellas El Morro, de GoldCorp; Cerro Casale, de Barrick, y Relincho, de Teck, demandarán, al menos, 1.100 MW para operar.
Aunque se trabaja en los detalles del proyecto, lo más probable es que se construya un tendido de 500 KV en corriente alterna -con una capacidad de transporte de unos 1.000 megawatts-, demandando una inversión cercana a los US$ 700 millones. Esto permitiría descargar energía en puntos intermedios en el caso que exista demanda, o sumar la oferta de parte de otros actores.
Datos clave
* Estudio ambiental estaría bastante avanzado y las firmas hoy trabajan en recoger información sobre los dueños de los terrenos por donde pasaría el tendido eléctrico, así como la viabilidad del diseño y los eventuales problemas que podrían enfrentar.
* Tendido. Aunque aún se trabaja en los detalles del proyecto, lo más probable es que se trate de la construcción de un tendido de 500 KV en corriente alterna, con una capacidad de transporte de unos 1.000 megawatts (MW).
Fuente / La Tercera
junio 24, 2011 | Industria
Estrategia La gigante eléctrica brasileña Eletrobras (52% de capitales estatales y 48% privados), prevé ingresar a Chile a fines de este año, para dedicarse al sector de generación y transmisión, luego que el directorio evalúe en las próximas semanas el estudio que están realizando algunos expertos en Chile.
El representante para el Conosur de la compañía, Edimilson Nogueira, adelantó que luego de decidirse a ingresar al país instalarían una oficina de consultorías, para evaluar las variantes energéticas, principalmente en el sector eléctrico, abocándose a proyectos hidroeléctricos, líneas de transmisión y plantas eólicas. “Apenas exista la oportunidad, el camino será el hidroeléctrico, pero siempre centrados en las energías limpias”.
El ejecutivo señaló que el directorio ya aprobó para la compañía durante los próximos 10 años US.000 millones anuales, de los cuales, un porcentaje sería para entrar al mercado nacional a través de un joint venture, o con el sistema que utilizan en Brasil, o sea de firmas subsidiarias. “Siempre estamos abiertos para hacer alguna sociedad con algún ente, así como lo hacemos en Brasil con empresas privadas”.
La compañía energética, asimilaría la fórmula que utilizan en su país, a través de concursos públicos, en que deciden cuál es la empresa que les interesa para formar parte de un proyecto determinado. “Hacemos un llamado público, para que varias firmas privadas interesadas postulen, y luego elegimos al que nos parece el mejor socio o a través de algún sistema, como fue el caso en la hidroeléctrica Belo Monte, donde tenemos varios socios”.
Eletrobras, que es propietaria a través de firmas subsidiarias del proyecto hidroeléctrico Belo Monte, ya se ha acercado a conversar con el Ministerio de Energía de Chile. Además, han tratado con distintos agentes del mercado, así como competidores del sector, generadores, propietarios de líneas de transmisión, empresas de ingeniería, aseguradoras, universidades, empresas de mantenimiento y operación. “El mercado es atractivo, porque es un país serio, con reglas estables, por ello, ya estamos conversando con los órganos gubernamentales”, concluyó.
La Megaeléctrica
La compañía brasileña Eletrobras, valorada en unos US0.000 millones y con 49 años de trayectoria, tiene negocios en las áreas de generación, transmisión y distribución. El 52% pertenece al Estado y un 48% a privados, además controla 12 filiales, concentrando el 37% del total de generación de Brasil, con 39.453 MW, energía producida por 29 centrales hidroeléctricas, 15 termoeléctricas y dos nucleares. Hace sólo tres semanas fue aprobado el proyecto Belo Monte (propiedad de la empresa, junto a seis subsidiarias), en el río Xingu, el que llegará a ser la mayor planta hidroeléctrica construida en Brasil, con 11.233 MW, y que superaría los US1.000 millones.
Fuente / Estrategia
junio 24, 2011 | Industria
Diario Financiero La energía eólica es una de las renovables no convencionales (ERNC) que con más fuerza ha crecido en el tiempo, debido a que en la zona norte de Chile y también hacia la zona de la región del Biobío, se dan las condiciones para la instalación de este tipo de iniciativas.
Así, sólo durante lo que va de este año, una serie de iniciativas ingresaron a tramitación ante el Servicio de Evaluación Ambiental, las que en conjunto suman US$ 2.092 millones, monto que representa un poco más del 65% de la inversión que contemplan Endesa y Colbún para HidroAysén,
US$ 3.200 millones.
El punto está en que su capacidad instalada es mucho menor. Mientras HidroAysén alcanzará los 2.750 MW, los seis parques eólicos que están en proceso de tramitación sumarán 924 MW.
A lo anterior debe sumarse la intermitencia que tienen en cuanto a generación, ya que se estima que tienen un factor de planta promedio de 30%. Lo que significa que siempre tendrán que operar como un complemento a la matriz.
El presidente de la Comisión de Energía del Colegio de Ingenieros de Chile, Cristian Hermansen, precisó que “Chile no es un país de grandes vientos, hay zonas con vientos y éstas son las que hay que aprovechar”.
Las iniciativas
Entre los proyectos que se están tramitando se encuentra uno de Endesa Eco y que contempla
US$ 240 millones para 106 MW, en la Región de La Araucanía.
Pero la iniciativa que demandará una mayor inversión será la tercera etapa del Parque Eólico Lebu (280 MW), de la chilena Inversiones Bosquemar. Requerirá US$ 616 millones, los que se suman a los US$ 348 millones de la segunda etapa. La etapa inicial contempló US$ 224 millones.
Otra de las iniciativas ingresadas a tramitación durante este ejercicio es un complejo de la mayor generadora eléctrica del Norte Grande, E-CL y que estará ubicado en la provincia de El Loa. Desembolsarán US$ 280 millones en la instalación de 56 aerogeneradores.
La firma irlandesa Mainstream Renewable Power también contempla un proyecto en la zona de Calama e inyectará al Sistema Interconectado del Norte Grande 240 MW, para lo cual estiman una inversión de
US$ 500 millón.
Fuente / Diario Financiero
junio 24, 2011 | Industria
El Mercurio Prácticamente la totalidad de las termoeléctricas tendrán que adaptarse a la nueva norma de emisiones que obligará a la reducción de material particulado (PM), óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido de azufre (SO {-2} ). Todos componentes dañinos para la salud y que afectan principalmente a las personas que viven entre Antofagasta y Valparaíso.
La nueva normativa fue publicada ayer en el Diario Oficial y comenzó a regir inmediatamente.
Las termoeléctricas vigentes, es decir, aquellas que están funcionando o en construcción antes del 30 de noviembre del año pasado, tendrán un plazo de dos años y seis meses para reducir el material particulado. De las 15 termoeléctricas que funcionan a carbón o petcoke , sólo cumplen con la norma Nueva Ventanas, Guacolda 3, Bocamina 1 y Petropower.
La que más emite material particulado es la central Laguna Verde con 4.000 mg/m3N y deberá bajar a 50 mg/m3N, según información del Ministerio de Energía.
En lo referido a óxidos de nitrógeno y dióxido de azufre, las centrales existentes tienen cuatro años para reducir estas emisiones si es que están en zonas declaradas de latencia o saturada.
De las termoeléctricas que funcionan a carbón o petcoke , sólo Petropower cumple con la norma de dióxido de azufre. La que más emite es Guacolda, con 3.260 mg/m3N y deberá bajar a 400 mg/m3N.
Y en lo referido a óxidos de nitrógeno, estas termoeléctricas tiene el panorama un poco mejor. De las 15 a carbón, siete cumplen con la norma, mientras que Mejillones es la que emite mayor cantidad de este contaminante.
Junto con disminuir estos elementos nocivos, las empresas están obligadas a instalar y certificar un sistema propio de monitoreo de contaminantes en un plazo de dos años.
Fuente / El Mercurio
