abril 9, 2014 | Industria
(La Tercera) A tres años del corte definitivo del suministro de gas desde Argentina, en 2011, los intercambios del hidrocarburo podrían reanudarse en el corto plazo, ante la necesidad del país transandino de contar con mayor suministro y los volúmenes de los que puedan disponer las empresas que hoy participan del pool de consumidores del Terminal de GNL de Quintero.
Así lo estimó el gerente general de GasAndes -donde comparten propiedad la francesa Total (56,5%), Metrogas y Gener (13% cada una) y la argentina CGC (17%)-, Raúl Montalva, quien explica que hay empresas interesadas en el tema, pero que esto dependerá de conseguir contratos para viabilizar la iniciativa y “revertir” la dirección del gasoducto en Argentina.
“Es bastante evidente que Argentina necesita mucho gas, sobre todo en invierno. Hay un déficit que se va a mantener hasta el 2016, hay expansión en Quintero, y ellos podrían recolocar excedentes. Y más pronto que tarde se van a desarrollar las reservas de Shale gas en Argentina, y eso va a generar enormes excedentes, y volver a transportarse en el otro sentido, eso podría ser en 2015 o 2016”, detalló.
Desde 2009, el gasoducto, que tiene 450 kilómetros de largo y se conecta en La Mora, cerca de Mendoza, transporta gas desde la V Región para Gas Valpo y Metrogas, y también surte a Colbún para el complejo Candelaria, y a Endesa, para sus centrales. En el peak, dice Montalva, por el gasoducto pasaban en promedio 10,7 millones de metros cúbicos al día, y hoy está en torno al millón.
El ejecutivo señala que la firma ya tiene estudiadas las inversiones para revertir el sentido del transporte de gas de la tubería, que serían del orden de US$ 4 millones, y que estas se pueden realizar en plazos cortos. El gas seguirá siendo un combustible importante en la matriz energética chilena”, añade.
Pero este no es el único proyecto. La firma inaugurará hoy un parque fotovoltaico en San Bernardo (25 kilowatts), que cubrirá el 20% del consumo eléctrico anual de su centro de operaciones y demandó una inversión de unos US$ 80 mil.
marzo 25, 2014 | Industria
(La Tercera) A fines de esta semana se elegirá el primer directorio independiente del Cdec-SIC, organismo que coordina la operación de las eléctricas que participan del sistema.
El proceso comenzó en noviembre de 2013, luego que el Ministerio de Energía, a través del Decreto Supremo 115, determinara la necesidad de contar con un directorio 100% “independiente” de las empresas integrantes del organismo. Esto se enmarca en una dinámica de modernización de la entidad privada, donde tienen representación los principales actores de los segmentos de generación, transmisión y clientes libres (grandes empresas que compran energía).
La búsqueda de candidatos para el directorio fue adjudicado a la consultora Seminarium, la que seleccionó 15 nombres, tres por cada segmento. De éstos se eligirán cinco directores titulares y sus suplentes. El proceso estuvo a cargo del presidente de la consultora, Rafael Rodríguez, y en él también participó como asesor Jaime Tohá.
Fuentes del sector eléctrico señalan que el directorio que resulte electo se constituirá el 8 de abril y ahí se designará al nuevo titular.
Ejecutivos del sector dicen que en el caso de los clientes libres el cargo en el directorio sería ocupado por Juan Cembrano, ejecutivo de larga experiencia, y quien hoy es presidente.
En representación de los generadores con menos de 200 MW instalados, sería electa la ex ministra Vivianne Blanlot; las grandes empresas apoyarían al académico y consultor Juan Carlos Olmedo; mientras que las empresas de transmisión troncal otorgarían sus votos a Claudio Iglesis, ex ejecutivo de Endesa.
El Cdec-SIC se divide en cinco segmentos: empresas propietarias de centrales eléctricas con menos de 200 MW de capacidad instalada; de más de 200 MW, entre las que están Endesa, Colbún y Gener; sistema de transmisión troncal, la principal es Transelec; de transmisión subtroncal; y clientes libres.
diciembre 2, 2013 | Industria
(La Tercera) Reconoce que el proceso de licitación de suministro eléctrico para 2013-2024, y que se adjudicaron Endesa y Enel, fue complejo, y que, por lo mismo, las ofertas deben ser vistas en ese contexto. Rodrigo Castillo, director ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas -que agrupa a distribuidoras y transmisoras-, señala que las ofertas permiten tener un “respiro” en el corto plazo, pero que el problema de fondo- la falta de nuevos proyectos- no se ha solucionado.
¿Cuál es la evaluación que hace del resultado de la licitación de suministro?
Todo proceso debe ser visto en contexto, gran parte de esta energía había sido intentada de licitar en varias oportunidades en el pasado sin éxito. El mercado era pesimista. Habíamos tenido una serie de comentarios públicos de parte de varios de los actores, planteando su desinterés en participar. Dado el contexto de costos, sequía de proyectos, costos marginales altos, haber logrado adjudicar el 78% de la oferta es un buen resultado, pero sólo si es visto en este contexto. Con tan malas condiciones, lograr esta adjudicación es una buena noticia.
¿Cómo ven el escenario energético para los próximos años?
El resultado de la licitación no implica que los problemas del sector puedan mirarse con conformismo. Esto simplemente nos permite tener un tiempo breve de tranquilidad, considerando que la energía que licitamos es la que necesitábamos para “mañana”. No era una energía para cuatro años más, sino que correspondía a déficits cercanos en el tiempo.
¿Hay forma de solucionar los problemas de inversión en el sector?
Los problemas tienen que ver con elementos de carácter político y social. No es un misterio que la conflictividad que generan los proyectos ha sido un elemento importante en la generación de barreras de entrada. Hay que hacerse cargo de esta conflictividad y canalizarla de forma adecuada.
¿Qué pasará con la energía que no se logró adjudicar?
En esta licitación quedó un remanente de 22%, y lo que correspondería es hacer un llamado para esta energía, pero ya hay una segunda licitación en curso, que tiene consideradas ofertas para febrero. Queremos plantearle a la autoridad la posibilidad de fusionar ambas y armar un bloque más atractivo, pero es decisión del gobierno.
¿Debería licitarse a precios mayores?
No necesariamente. Creemos que con la energía que se está ofertando, que es en base a GNL, los actuales techos tarifarios permiten hacer ofertas considerando el costo de ese suministro. Sin embargo, toda esta discusión está pendiente.
¿Qué les parece que empresas como Gener y Colbún no hayan participado?
La información de mercado señala que estas ofertas estaban asociadas a la capacidad de las distintas empresas de cerrar ciclos combinados y contratos de gas que les permitan hacer estas ofertas. Entendemos que no estuvieron en condiciones de hacer eso a tiempo, y ese es el motivo por el cual no habrían hecho ofertas.
noviembre 28, 2013 | Industria
(Pulso) A pesar de que constituye uno de los principales objetivos de los ambientalistas y de representantes de las comunidades -la Justicia bajó el proyecto Castilla y tiene tambaleando a Punta Alcalde- el carbón es, por lejos, el combustible que más ha crecido en la matriz eléctrica chilena en los últimos años.
En 2009, este energético representaba sólo el 14% de la capacidad instalada en el país, sumando los sistemas del Norte y Central (SING y SIC), estando relegado a lugares secundarios. Pero en sólo cuatro años avanzó diez puntos, llegando al 24% de la torta y dominando casi por completo el SING, mientras el SIC suma proyectos con esta tecnología.
El crecimiento del carbón ha sido a expensas de la hidroelectricidad: mientras esta fuente de generación constituía el 35% en 2009, hoy es el 25%.
Respecto a la generación efectiva de electricidad, el aporte del carbón es aún mayor: en julio pasado, el aporte al SIC alcanzó el 34%, once puntos más que el mismo mes del año anterior. En el Norte Grande supera con creces el 80%.
En esos cuatro años han entrado Guacolda III (135 MW), Ventanas III (240 MW), Coronel I (343 MW) , Bocamina II (342 MW), Guacolda IV (139 MW) y Campiche (242 MW), todas ellas ligadas a los tres actores dominantes del SIC.
A esto se suma que entre los próximos desarrollos a gran escala en el país hay varios a carbón, como es el caso de la segunda unidad de la central Santa María, de Colbún, la quinta unidad de Guacolda (ambos en el SIC), además de Infraestructura Energética Mejillones, de E-CL en el SING.
¿Cómo se entiende que los proyectos más cuestionados en materia ambiental sean los únicos que se están construyendo? En primer lugar, casi todas las iniciativas nombradas se construyeron antes de que se desatara el boom de la judicialización, que tiene un punto de partida no precisamente en Tribunales, sino que en la decisión del presidente Piñera de frenar el proyecto Barrancones, que había sido aprobado previamente por la autoridad ambiental.
A juicio de expertos, el avance del carbón es la consecuencia lógica de las dificultades para desarrollar unidades hidroeléctricas, pues dado el tamaño, y salvo el gas natural -cuya disponibilidad en Chile es más bien reciente, tras la crisis del gas argentino-, no existen más fuentes de generación capaces de operar como energía de base para el sistema eléctrico.
Un punto clave al respecto es que las zonas en las que se planea desarrollar centrales a carbón ya están intervenidas, como es el caso de Ventanas, Coronel, Mejillones y Huasco, todas ellas ciudades en las que existe más de una central a carbón.
Según Carlos Silva, del Centro de Innovación en Energía (CIEN) de la U. Adolfo Ibáñez, ya en 2009 existía -y sigue existiendo- la idea de que aún es posible desarrollar centrales en zonas como Tocopilla, Coronel o Mejillones, que hoy se constituyen en verdaderos polos termoeléctricos.
“Este desarrollo tiende a fortalecer a las empresas generadoras existentes (Endesa, Gener y Colbún) que poseen nudos energéticos y perjudica a los nuevos entrantes (GDF Suez, Castilla, CAP) que postulan nuevos puntos de generación”, plantea Silva.
“La dependencia externa en este caso no es un factor de riesgo, dado que las fuentes de origen son diversas y, por tanto, no existe una dependencia que amenace su provisión, y no es como cuando dependíamos del gas de Argentina. La posibilidad que se desarrolle más capacidad instalada en base a fuentes hídricas dice relación con la disponibilidad (abundancia o escasez del recurso) y las trabas que se enfrentan”, añade Susana Jiménez, investigadora de Libertad y Desarrollo.
¿Qué ocurrirá a futuro? El plan de obras recomendadas de la Comisión Nacional de Energía (CNE) sólo incorpora una unidad a carbón para el período 2013-2023, pues privilegia el desarrollo de unidades hidroeléctricas y de Energías Renovables No Convencionales.
Otro punto en contra para el carbón es que estas centrales no tienen la flexibilidad necesaria para respaldar con rapidez a las unidades eólicas o solares, segmento que constituirá una de los principales motores de crecimiento del sistema eléctrico para los próximos meses, dada la nueva normativa. Como sea, y por ahora, el carbón es el rey del sistema eléctrico nacional.
