enero 8, 2014 | Medio Ambiente
(La Tercera) Las últimas centrales carboneras que entraron en operaciones en el Sistema Interconectado Central -Bocamina II, Santa María y Campiche- enfrentan hoy un complejo escenario por problemas ambientales, lo que podría derivar en un incremento en el costo de la energía si estos se profundizan.
Estas unidades, que en conjunto suman unos 1.000 megawatts de capacidad instalada, ayudaron en su momento a reducir el costo marginal, al reemplazar generación diésel para el abastecimiento de energía, la más cara. Sin embargo, ahora enfrentan problemas.
En diciembre, una resolución judicial paralizó la operación de la central Bocamina II de Endesa por tiempo indefinido.
Asimismo, Santa María (350 MW, Colbún) tiene en curso un proceso de sanción por parte de la Superintendencia de Medioambiente (SMA), la que formuló cargos por infracciones graves, que en el caso más extremo podría derivar en la paralización de operaciones. Por su parte, las centrales Ventanas II y Ventanas IV (ex Campiche) de AES Gener enfrentan una investigación por parte de la autoridad ambiental por su responsabilidad en el varamiento de peces ocurrido el pasado 24 de diciembre en Puchuncaví.
Expertos coinciden que la salida por un tiempo prolongado de alguna de estas unidades repercutirá en los costos marginales del sistema, elevando los precios. A esto se suman las proyecciones de un quinto año consecutivo de sequía, lo que reduciría la disponibilidad de agua para generación, agregando más estrés.
Según la consultora María Isabel González, Bocamina II representa el 15% de la capacidad del SIC en esta tecnología, por lo que la salida de alguna de estas unidades reduciría la presencia de generación de base más competitiva. “Si siguiera afuera bocamina por un tiempo prolongado, y llegara a salir Santa María o Campiche, la situación de precios va a cambiar radicalmente”, advierte.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, estima que no habrá efectos en el suministro, pero sí en precios. “Hoy toda la solución que tenemos es el petróleo para reemplazar centrales carboneras grandes. No vamos a tener problemas de suministro, pero el precio es el que paga la cuenta y eso podría llevar los costos a US$ 200-US$ 250 MWh”, añade.
Coincide Ramón Galaz, de Valgesta, quien indica además que la situación sería más crítica en marzo, cuando la demanda se incrementa. “El problema de Bocamina no tuvo impacto relevante en los costos que vemos hoy, y es porque tenemos agua y la demanda en verano baja. Si llega marzo o abril y se mantiene fuera y se suman otras centrales, sí va a tener un impacto importante en los costos”, acota.
enero 3, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Aunque a nivel político y del mundo privado existe consenso en torno a la idea de aumentar el peso del gas natural licuado (GNL) en la matriz eléctrica local, que actualmente es de alrededor de 15% en promedio, el desarrollo de la infraestructura que requiere ese crecimiento parece no avanzar con el mismo ritmo.
La proyección es que al año 2023 el consumo de gas natural en Chile rondará los 25 millones de metros cúbicos diarios (MM m3/d), un aumento de 125% respecto de los casi 11 MM de m3/d que habría alcanzado el año pasado, según una estimación que hizo Goldman Sachs.
Así, en distintos sectores postulan que la mejor opción para sortear la crisis energética en el corto y mediano plazo es poner en marcha las centrales de gas que no cuentan con abastecimiento, además de aumentar la capacidad de aquellas donde esto es posible e, incluso, se apuesta por la construcción de unidades. Todo lo anterior, sustentado en el desarrollo que exhibe la industria del gas natural licuado (GNL), impulsada especialmente, por el shale gas en Estados Unidos.
“La disponibilidad de contratos de largo plazo de GNL a precios competitivos se vislumbra como una condición necesaria, pero no suficiente, para cubrir a costos razonables la demanda del SIC hasta el 2020”, es una de las ideas que un grupo de especialistas del sector eléctrico plasmó en el estudio donde la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC) propone una agenda para destrabar e impulsar nuevas inversiones en generación de base.
Nuevo giro en GNLQ
Con todo, los avances son escasos. La capacidad actual de regasificación local alcanza a 15,5 MM de m3/d, y considerando los terminales de Quintero y Mejillones se elevará a 20,5 millones hacia octubre, cuando finalice la primera ampliación de la instalación. Ahora, al mirar los proyectos de GNL que están en carpeta, la capacidad de regasificación podría superar los 35 MM de m3/d.
De todo este potencial sólo una iniciativa muestra algún avance concreto: se trata de la planta de GNL de Quintero, donde además de estar en plena ampliación (de 10 a 15 MM de m3/d) sus dueños -Enagás/Omán Oil, Endesa Chile, Metrogas y Enap- analizan la opción de ampliar el giro del terminal añadiendo el servicio de transporte de GNL por mar a distintos puntos del país, usando barcos de menor capacidad.
Conocedores del tema comentaron que este modelo, denominado como “hub de GNL”, que también está siendo aplicado por GNL Mejillones, es una de las alternativas que se barajan para impulsar la segunda expansión de este complejo, que le permitirá alcanzar su plena capacidad de diseño (20 MM de m3/d), lo que requiere una inversión estimada en unos US$ 230 millones, superior a los US$ 30 millones de la primera, porque requiere construir un tercer estanque de almacenamiento en tierra además de instalar un nuevo vaporizador.
En lo que respecta a los otros proyectos operativos y en carpeta los avances son menores. GNL Mejillones, que hizo un proceso de open season para agregar nueva demanda que gatillara una ampliación de la planta, lo tuvo que posponer hasta 2017, esto debido a que la firma logró comprometer sólo el 50% de su capacidad actual de regasificación.
CAP en stand by
La realidad en los otros proyectos de regasificación no dista mucho de lo anterior.
El proyecto de Grupo CAP exhibe pocos avances respecto de lo que se anunció en mayo de 2012, pese a que la decisión de concretar esta iniciativa se esperaba para mayo pasado.
Conocedores del tema dicen que los estudios de la acerera estarían en stand by. Esto a la espera de que la nueva administración de la compañía, encabezada en la gerencia general por Fernando Reitich, decida si le dará un nuevo y mayor impulso a este plan que es una de las varias alternativas energéticas que barajan.
A esto se suma el retraso del proyecto flotante de Colbún y AES Gener, que no tiene fecha concreta para iniciar el trámite ambiental ni para oficializar el contrato con la noruega Höegh LNG, que construye el barco regasificador. Con todo, esta panta fue retrasada dos años, con una estimación de inicio de operaciones que pasó de 2015 a 2017.
En la misma línea, aunque por motivos del ámbito comercial las plantas proyectadas por las firmas locales GasAtacama y Australis Power tampoco muestran grandes avances.
La primera firma obtuvo el permiso ambiental del terminal en marzo de 2013 pero aún no inicia la construcción porque sigue buscando firmar contratos eléctricos y también está reclutando a otros potenciales consumidores de GNL para agregar demanda y buscar mejores condiciones de abastecimiento en Estados Unidos.
Australis Power, en tanto, retiró el proyecto Octopus de la evaluación ambiental a fin de efectuarle una serie de modificaciones, así como mejorar el proceso de participación y diálogo con las comunidades que han rechazado el proyecto.
enero 2, 2014 | Medio Ambiente
(Gobernación Provincia de Valparaíso) A raíz de los últimos eventos ocurridos la semana pasada frente al reiterado varamiento de peces en la bahía de Quintero, el seremi del Medio Ambiente, Gonzalo Le Dantec, junto con el gobernador de Valparaíso, José Pedro Núñez, la Capitanía de Puerto de Quintero y Sernapesca, se reunieron con las empresas del sector para analizar y buscar soluciones.
Una revisión a los sistemas de las industrias que puntualmente utilizan agua de mar para sus faenas fue el objetivo de la reunión llevada a cabo en la Gobernación Provincial de Valparaíso, donde las autoridades solicitaron a las empresas presentes dar cuenta de sus gestiones para evitar futuros daños a los ecosistemas marinos del sector.
“Ha sido una reunión bastante positiva por cuanto hemos conocido las acciones que están tomando las empresas y las que seguirán tomando, donde también hemos generado un grado de vinculación entre los organismos públicos y privados de manera de tener una mayor y más rápida información ante este tipo de eventos”, sostuvo el seremi Gonzalo Le Dantec.
En la oportunidad, las empresas AES Gener, GNL Quintero y Gasmar, dieron a conocer el funcionamiento de sus sistemas de succión de agua de mar y las medidas que han tomado luego de los incidentes ocurridos.
“Hemos instalado una serie de medidas de mitigación justamente para que estos peces no entren a nuestros sistemas, ya tenemos mallas instaladas en todos los tubos, las cuales son más pequeñas. Hemos tenido una capacidad de reacción y hemos colaborado con la autoridad, pero este tema debe ser abordado desde varias partes”, indicó Fidel Venegas, gerente del Complejo Costa.
enero 2, 2014 | Industria
(Diario Financiero) La participación de la energía térmica en la matriz de generación del Sistema Interconectado Central (SIC) alcanzó en 2013 su máximo histórico al representar el 60,6% de toda la generación de la principal red eléctrica del país, que entre Taltal y Chiloé abastece al 94% de la población nacional.
Según las estadísticas del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), la alta participación termoeléctrica en el SIC hizo que la generación hidráulica representara el año pasado apenas un 38,4% del mix, con datos al 25 de diciembre. Este nivel es el más bajo del que se tenga registro, pues en 2012 la presencia del agua fue de 41,02% y en 2011 ésta fuente explicó el 44,56% de la producción eléctrica. Antes de ello el predominio hidroeléctrico era evidente, llegando a representar en los ‘90 sobre el 70% del mix del SIC.
De esta forma 2013 se inscribió como el cuarto ejercicio consecutivo de predominio de la componente térmica en la matriz del SIC. En 2010 este tipo de generación representó el 49,95% del total y se impuso por un estrecho margen a la hidroelectricidad que aportó el 49,30%, según consta en el anuario 2012 del CDEC. A partir de ese momento la distancia aumentó y en 2011 y 2012 la generación térmica fue de 54,73% y 58,18%, respectivamente.
“La operación del sistema ha cambiado notoriamente, afectada por condiciones de sequía muy inusuales décadas atrás. En efecto, tras cuatro años de una hidrología seca, el aporte térmico bordeará el 61% al cierre de 2013, comparado con el 35% que representó en 2003. A su vez, en este mismo periodo la energía producida con carbón se elevó de un 9% al actual 33%, porcentaje que en los próximos años se elevaría aún más, tras la puesta en servicio de nuevas centrales ahora en construcción”, dijo Sergio Zapata, analista de CorpResearch.
En la industria destacan que en paralelo a la sequía, el crecimiento del parque térmico y la dificultad para levantar nuevos proyectos ha reducido la presencia hidráulica y son otros elementos que influyen en esta nueva estructura de la matriz. La crisis del gas natural argentino, que obligó a instalar centrales a carbón, más baratas y rápidas de construir, así como unidades diesel para responder a la coyuntura particular de los años 2007 y 2008, también explica el predominio térmico actual.
Impacto en el mercado
En lo que respecta a la participación de las generadoras, al analizar los datos del CDEC -disponibles a noviembre- se observa que el año pasado Endesa Chile produjo el 37,9% de la electricidad del SIC. Más atrás, con un 19,8% y 16,2% del total respectivamente, le siguieron Colbún y AES Gener.
A partir de datos de la consultora Systep, también a noviembre, es posible establecer que con niveles oscilantes el brazo de generación de Enersis inyectó más energía al SIC de la que retiró, prácticamente durante todo el año. No sucedió lo mismo con las otras dos generadoras de mayor tamaño del sistema ya que a partir de marzo del año pasado Colbún figura con un retiro mayor a sus inyecciones, mientras que a AES Gener le pasó lo mismo durante cuatro de los once meses que recoge el reporte de Systep.
Mirar este escenario en términos comerciales requiere ponderar antecedentes como los niveles de contratación de las eléctricas, sus costos de producción y el nivel de los costos marginales, dijo Zapata.
“A Endesa no le conviene un costo marginal bajo porque reduce el margen que obtiene entre este ítem, al cual se valorizan las transferencias de energía entre las generadoras, y sus costos que en general son menores”, explicó el analista, quien también mencionó que esta empresa tiene una política comercial más conservadora, es decir, que compromete en contratos sólo la energía que puede generar en un escenario seco.
Agregó, que en el caso de Colbún, que aún no logra equilibrar sus compromisos con su generación eficiente, un escenario como el actual de bajos precio spot gracias a los deshielos le puede resultar conveniente comprar a costo marginal, mientras que AES Gener, por su estructura térmica y su política comercial, no debería presentar un descalce con su exposición al mercado spot.
diciembre 31, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Mientras desde la actual y la próxima administración sindican al gas natural licuado (GNL) como el combustible destinado a asumir un rol clave en la matriz energética nacional, en ese sector se viven situaciones disímiles.
En primer lugar, el proyecto que impulsan Colbún y AES Gener para instalar un terminal flotante de regasificación del hidrocarburo, inicialmente en algún punto de la bahía de Quintero, presenta un atraso de al menos dos años.
Esto en lo que respecta a un elemento esencial para el diseño del terminal concebido por las generadoras: el barco regasificador.
De acuerdo con informes de la firma noruega Höegh LNG el estatus actual del contrato final de la nave que Colbún y AES Gener encargaron a comienzos de septiembre de 2012 es “retrasado”.
Lo anterior, explica la compañía en su presentación de resultados al tercer trimestre -que liberó durante la segunda mitad de noviembre- se debe a que “Colbún y AES Gener están haciendo progresos en los acuerdos de concesión de permisos y comerciales en Chile, pero el momento de la terminación final es incierto”.
Fuentes de la eléctrica de los Matte explicaron en su momento que el contrato inicial con Höegh dejó establecido que el convenio definitivo está sujeto a la obtención de todos los permisos asociados al terminal de regasificación.
Según trascendidos, lo que frena todo el proceso es que aún no estaría definida la ubicación de la planta, lo que a su vez complicaría la elaboración de los estudios de impacto ambiental y las solicitudes de concesión marítima que estas obras requieren. Sin embargo, otras fuentes indican que las empresas ya habrían alcanzado acuerdo con Syntex para utilizar las dependiencias del puerto de Oxiquim, vecino al terminal de regasificación de Quintero, que posee permisos ambientales y dispondría de concesiones, en virtud del proyecto de regasificación que tramitó a mediados de la década pasada.
Tanto en AES Gener como en Colbún declinaron hacer comentarios, pero lo que es evidente es que la noruega Höegh LNG está manejando nuevos plazos para el eventual inicio de operaciones de la nave regasificadora.
Esto porque a mediados de este año el hito estaba fijado para 2015 y ahora figura pospuesto hasta 2017. Algo similar sucede con la estimación del momento en que las eléctricas podrían firmar el contrato definitivo para el uso del barco regasificador durante un período inicial de diez años, que podría extenderse por otros cinco.
A raíz de todo lo anterior, la empresa noruega informó que “está buscando oportunidades de empleo alternativo para la FSRU 2550”, la nave que estaba preseleccionada para este proyecto.
Novedades en GNL Mejillones
En la vereda opuesta hace algunas semanas GNL Mejillones, ligada a GDF Suez y Codelco, sumó nuevos proveedores de GNL para su terminal.
Según informes de la empresa los tres nuevos suministradores son la inglesa BG Group, que hasta hace unos meses fue accionista de GNL Quintero y responsable del 95% del GNL que recibe esa planta. A ella se suma la comercializadora brasileña Gastrading, ligada al grupo local Leros.
En tercer lugar destaca la incorporación de la recientemente creada división de comercialización de gas natural licuado de la suiza Glencore, denominada Glencore Energy UK, que la multinacional de recursos naturales creó en junio pasado.
Estos nuevos proveedores le permiten a GNL Mejillones validar su modelo de terminal abierto donde ofrece el servicio de tratamiento y almacenamiento de GNL.
