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Alvaro Vilaplana Ex ejecutivo de Codelco a cargo del proyecto Farellones: «La actuación del Presidente es grave y fija precedente»

La Tercera Alvaro Vilaplana es ex subgerente de Abastecimiento Estratégico de Codelco y el ejecutivo a cargo de sus proyectos eléctricos. Lideró el proyecto Farellones, central a carbón de 800 MW que iba a instalar a 10 kilómetros al sur de Barrancones. Ahora, desde la esfera privada, es consultor de mineras, apoya a firmas en proyectos eléctricos y de ERNC, analiza la situación de las centrales térmicas.

¿Por qué en noviembre de 2008 Codelco retiró la evaluación ambiental de la central Farellones?

Porque no tuvo el apoyo político que requería un proyecto técnicamente impecable. El gobierno aceptó presiones indebidas de los mismos que hoy estarían logrando que no se construya la central Barrancones. Estoy hablando de las ONG y otras organizaciones fundamentalistas que instalaron la crítica, sin base técnica. En ese momento, el intendente y algunos servicios tenían juicios previos y no escucharon nunca razones. Fuimos condenados sin poder defendernos y Codelco no se podía prestar para eso.

¿Qué le parece lo que pasó ahora con la central de Suez?

Es lamentable y pésimo para la institucionalidad que se pueda caer un proyecto eléctrico sólido porque el Presidente tiene compromisos de campaña. Es algo que nunca debió decir sin conocer el proyecto. Además, hay mucha ignorancia de la ciudadanía, la que lo juzgó sin ver sus condiciones técnicas. Es uno de los proyectos más avanzados en Chile y el mundo, con tecnología de punta. En términos comunicacionales, Oceana y grupos ecologistas dijeron cosas que no son ciertas y las vistieron como científicas. La Planta no tiene impacto alguno sobre la Reserva de Isla Damas. Las descargas de agua no producirán ningún efecto devastador sobre las especies, porque ya a los 1.000 metros la temperatura es la misma. Hicimos estudios y en esa zona las corrientes no van hacia la Isla Damas y el aire fluye hacia los cerros. Más impacto viene del turismo indiscriminado que la tiene convertida en un basural y el petróleo que derraman las lanchas que van a la Isla.

¿El gobierno se equivocó en su intervención?

La actuación del Presidente es grave y fija un pésimo precedente. Se desconoció la institucionalidad, al no aceptar el procedimiento de la Corema. Le quitó el piso a su intendente que revisó las evidencias técnicas y aprobó el proyecto. Actuó como juez, sin los antecedentes, siguiendo una medida populista.

¿Qué efectos se producirán en el sector eléctrico?

El país pierde. Hay dos centrales que no se construirán, podemos enfrentar años de racionamiento y una producción con costos cada vez más elevados. El rechazo lleva a que muchas veces se mantenga la generación a diésel, que es tres veces más cara. Los chilenos pagamos la energía más cara de Sudamérica, US$ 100 por MW, lo que es una aberración. Chile está dejando de crecer por tener tecnologías más caras, por aceptar presiones ambientalistas.

Fuente / La Tercera

Barrancones produce cortocircuito en la generación termoeléctrica

Diario Financiero Son consideradas la alternativa más confiable y estable-además de barata- para suplir la creciente demanda energética de una economía en pleno desarrollo, cuando todavía la inversión en energías renovables no convencionales está en pañales en Chile.

Las termoeléctricas en su conjunto – ya sea en base a carbón, diesel, petróleo y otros derivados- componen poco más del 60% de nuestra matriz energética. Este porcentaje promete aumentar con todos los proyectos en estudio, tramitación ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEIA), aquellos que ya están aprobados y otros en construcción que han surgido en los últimos tres años, y que en conjunto aportarían más de 10 mil megawatts al sistema, equivalente a un Sistema Interconectado Central nuevo.

Pero nadie quiere una termoeléctrica en su patio trasero. Ejemplo más que suficiente es el masivo rechazo a la aprobación por la Corema de la III Región de la central a carbón Barrancones de la GDF Suez.

Ciertamente su construcción habría ayudado a suplir una necesidad energética urgente en un país que pretende crecer a una tasa anual de 6%, como comprometió el presidente Sebastián Piñera. A ese ritmo de crecimiento, la demanda energética aumentaría según analistas a un ritmo anual de 8% durante los próximos diez años. Pero si estas centrales generan tanta oposición y si las energías renovables por sí solas no son suficientes para suplir toda la demanda, cuando el gobierno busca duplicar hacia 2020 la matriz energética, la pregunta entonces es ¿cómo?

Las opiniones están divididas sobre si invertir en una termoeléctrica ahora es un buen negocio o no para suplir esa futura necesidad. En el mercado explican que el costo aproximado de implantación de una termoeléctrica a carbón hoy es de cerca de
US$ 2.000 por MW y US$ 490 por MW si es a diésel. Esto, frente a una hidro que va entre los US$ 1.000 y US$ 2.000 si es embalse o de pasada.

El anuncio ayer del presidente Sebastián Piñera cambió el escenario: ¿Qué pasará con las próximas centrales que entren a tramitación o las que están por ser calificadas, como Castilla de la brasileña MPX Energía o Pirquenes de S.W. Business, de Paul Fontaine y Rodrigo Danús?

Al calor del debate

En entrevista antes del anuncio del presidente Piñera y de la decisión final de GDF Suez de no construir Barrancones, el gerente general de la multinacional en Chile, Juan Clavería, aseguró que el grupo no tiene «intenciones de hacer proyectos termoeléctricos en un escenario de rechazo horizontal. El grupo no tiene ninguna intención de imponer sus proyectos en Chile. Por el contrario, queremos ofrecerles distintas alternativas de proyectos para que el país decida», insistió.

La postura de la multinacional franco-belga en cuanto al negocio de las termoeléctricas apuntaba a la practicidad y la eficiencia. «Las centrales térmicas son un buen complemento para el desarrollo energético de un país. En este sentido, GDF Suez tiene una variedad de inversiones en distintos países que compiten unas con otras, entre eólicas, carboneras, hídricas, etc. Pero en el grupo total, el carbón sólo representa un 10% de nuestra matriz. Ahora bien, la gran ventaja de la construcción de una central a carbón es su rápido período de construcción. Demora en promedio cuatro años. Comparado con una central hidroeléctrica, que puede demorar ocho años», precisó.

Para la generadora Colbún, dueña de las centrales a gas natural y diesel Nehuenco I, II y III en la V Región, entre otras, el negocio es visto como un complemento, «siempre eficiente, a nuestra vocación hídrica», explica el gerente corporativo de la empresa, Carlos Abogabir. «Una matriz energética como la chilena tiene que cumplir con tres requisitos: la eficiencia, la seguridad en el suministro y sustentabilidad». Pero el agua es un recurso inseguro, especialmente momentos de sequía, advierte. «La crisis de gas argentino a principios de la década hizo que buscáramos como sistema una alternativa en las termoeléctricas, porque aportan esa seguridad», sostiene.

En el mercado apuestan porque de asegurarse el acceso al gas natural en Chile y su distribución, debiera caer la cantidad de termoeléctricas en base a carbón. Sin embargo, detractores aseguran que se busca justificar con esto carbonizar la matriz energética con una tasa de extracción de combustibles fósiles que no es paralela a la generación renovable.

Pero hasta entonces, el carbón es uno de los recursos energéticos más competitivos, en especial si donde se emplazará el proyecto no hay mayor opción. Así lo ven en MPX Chile, empresa de capitales brasileños cuya termoeléctrica en base a petróleo Castilla está tercera en la lista de tramitación del SEIA. Fuentes de la empresa explican que donde se ubicará Castilla, la Tercera Región, no hay otras formas de generación a precios competitivos, paralelo a un déficit energético importante y a la vez una necesidad de suministro de varios proyectos mineros en carpeta. que una planta solar no podría suplir. Y por eso en MPX afirman que el costo social de un racionamiento de energía es mucho más grande.

Regulando la temperatura

Hoy no existen una normativa específica para las termoeléctricas. Hasta ahora, se le aplica la misma vara a las centrales térmicas en cuanto a aspectos técnicos y ambientales que hidroeléctricas y ERNC ante el comité de expertos que citan las Coremas cada vez que ingresa un proyecto a tramitación, explica la gerente general de la consultora Energética, María Isabel González. «Aparte de eso está la normativa ambiental de la zona donde se emplazará el proyecto en sí», precisa.

Se está tratando de regular a las centrales en parte con un proyecto de regulación de emisiones de carbono, que el Consejo Consultivo de la Conama busca realizar a la brevedad posible, explica uno de los miembros de este comité, el abogado Juan Carlos Urquidi.

«El marco regulatorio socio ambiental de Chile es aún deficiente porque sólo considera el alcance de los impactos de sus fases de construcción y operación, pero no hay un análisis previo respecto de la sustentabilidad de los posibles sitios de emplazamiento. En el caso del proyecto Barrancones no se seleccionaron distintas opciones de sitios de emplazamiento en forma previa y solo se eligió finalmente el más conveniente para la estructura de costos del proyecto y no necesariamente para el medio ambiente», añade Urquidi.

Una potencial norma a las emisiones impondría límites mucho más estrictos de lo que exigen la Unión Europea y el Banco Mundial a países en desarrollo, pero no resuelve aspectos ambientales como cercanía a reservas ecológicas o zonas protegidas. Este punto fue el principal caballito de batalla de los grupos ambientalistas liderados por Fundación Terram, la ONG Oceana y el Movimiento el Movimiento de Defensa del Medioambiente: la distancia de 25 kilómetros entre Barrancones y Punta Choros.

Para el especialista y ex ejecutivo de Gener, Juan Carlos Olmedo, «el país necesita energía térmica. La generación a carbón se está desarrollando en todo el mundo de forma sustentable Es una energía competitiva, que no compite con las ERNC, son complementarias. El ejemplo de Barrancones lo está diciendo: el país debe trabajar pronto su problema energético. Y si se va a normar a las termoeléctricas después de Barrancones, hay que tener presente el diseño tarifario de nuestro sistema. El precio del mercado lo fija el costo medio de la inversión marginal. Si mañana se imponen muchas exigencias a las termoeléctricas a carbón, eso va a significar que el costo medio va a subir».

Fuente / Diario Finaciero

Nuevo secretario ejecutivo de la CNE se juega por lograr interconexión entre el SIC y el SING

Nuevo secretario ejecutivo de la CNE se juega por lograr interconexión entre el SIC y el SING

Diario Financiero Esta semana, el gobierno anunció la ratificación en su puesto del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Juan Manuel Contreras, quien ocupaba el cargo de manera provisional desde abril de este año.

Si bien Contreras tendrá un escenario mucho menos duro que el de sus antecesores -que debieron lidiar con la crisis del gas y el fantasma latente del racionamiento eléctrico- sí cree que es el momento en el que que se tomarán decisiones que van a ser cruciales para el futuro del país, poniendo, como ejemplo, la formación de profesionales capacitados, el desarrollo de nuevas energías y el fortalecimiento de los sistemas de transmisión.

Una de esas decisiones clave es la interconexión SING-SIC. El ratificado titular de la CNE ya tiene una postura definida y cree que es necesario poner sobre la mesa esta discusión de forma urgente, pensando en un sistema eléctrico en constante crecimiento, con aumentos de consumo cercanos al 6% promedio anual -alineado con el incremento del PIB-, lo que significa que será necesario inyectar a lo menos unos 600 MW adicionales cada año.

Contreras, -ingeniero civil electricista, ex Transelec, Chilectra y Electroandina- cree que se debe iniciar, cuanto antes, la discusión, porque éste es un tema que tomará tiempo y que, además, no será fácil de definir ni tampoco de implementar.

«Si queremos tener los dos sistemas interconectados en cinco años más, tenemos que estar hablando hoy día del tema», señala el mandamás de la CNE.

«Creo que hay que tener claro que un proyecto como el de la interconexión es de largo aliento. Si iniciamos ahora los estudios serios, creo que antes del año 2016 no estaría listo. Por eso es que, para poder hablar de interconexión, tenemos que empezar a hablar hoy. Cada año que nos atrasamos es un año más que se retarda. Porque, si la solución es, por ejemplo, corriente continua u otra tecnología especial, los estudios son especiales y tenemos que partir por elegir los puntos que vamos a debatir», agrega.

Cambio en los paradigmas

El personero agrega que no se trata de instalar este tema por hacerlo, sino que debe enmarcarse en un debate país. «El concepto de interconexión debe ser un concepto que sirva a Chile. El concepto tradicional era una línea que llegará cerca de Santiago. Esto hay que revisarlo y tratar de elegir un punto que no sólo sirva a Santiago, sino que también a todo el norte chico y significa fortalecer hasta ese punto, de manera de que la interconexión no sea un punto de venta a Santiago, sino que de verdad una interconexión», complementa.

-¿Qué beneficios ve a la unión de ambos sistemas?

El primero es tener un mercado único, con oferentes que van a poder vender a todos los clientes, y con clientes que van a poder acceder a todos los oferentes. Creemos que un sistema más grande va a llamar la atención de nuevos actores, el desarrollo del sistema va a permitir la instalación de unidades más eficientes, más grandes, y el despacho va a ser óptimo. Vamos a despachar a un sistema único, vamos a permitir que se desarrollen energías renovables a gran escala. Por ejemplo, si hoy pudiéramos identificar y alguien quisiera desarrollar un gran proyecto solar en el norte grande requiere de interconexión, porque, efectviamente, esos 500 MW impactarían a un sistema de 2.000 MW, pero dentro de un sistema interconectado de 8.500 MW, sería más razonable.

Fuente / Diario Financiero

Central de Gener en Argentina suma dos meses sin despachar a Chile y complica al SING

Diario Financiero Desde el 17 de junio -es decir, hace ya dos meses- la central Salta de AES Gener, ubicada en Argentina, no está despachando nada de electricidad a Chile, de acuerdo con los registros mensuales del CDEC-SING.

Esta central a gas natural, que históricamente ha repartido sus 642 MW de potencia máxima entre el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) chileno y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), ha sido objeto de crecientes requerimientos por parte de la autoridad trasandina, que exige que un volumen cada vez mayor de su producción sea destinado a satisfacer el consumo local en detrimento del chileno, cual es el foco de negocios de la empresa.

A esto se suma que el sistema eléctrico trasandino eleva fuertemente su demanda en invierno, como está ocurriendo en esta ocasión.

En concreto, las autoridades del gobierno argentino solicitaron a AES Gener, dueña de la planta, que direccionara toda su producción a Argentina, cuestión que ya había ocurrido otras veces, aunque no durante tanto tiempo como ahora.

Esta situación ya estaba prevista en Chile, pero suponía que se iba a materializar sólo cuando se lograra la conexión entre los troncales del Noroeste Argentino (NOA) y el Noreste Argentino (NEA), cuestión que todavía no finaliza. Sin embargo, las autoridades trasandinas decidieron no esperar y exigir, desde ya, el desvío de toda la producción de Salta a AES Gener.

La situación, según fuentes del sector eléctrico, generará cierta estrechez en el SING, sistema que aún no logra un nivel de holgura suficiente como para enfrentar altos niveles de demanda y la salida programada de unidades en forma simultánea.

A esto se suma la entrada en mantención de, al menos, nueve unidades generadoras en el SING, de aquí a fin de año, entre las que se cuentan la unidad 1 de Central Térmica Mejillones (E-CL, 136 MW), la unidad 1 de Norgener (136 MW) y la unidad 16 de la central Tocopilla, también de E-CL.

Impacto en precios

Esta situación, según revela un alto ejecutivo del sector, no alcanzará para generar un racionamiento eléctrico, pero sí existe un efecto en términos de costos.

Lo anterior, porque el sistema se vio obligado a volver a encender unidades a diésel, que son más costosas y que, otra vez, está marcando los costos marginales en el SING.

«Hoy el GNL no es suficiente y, además de todas las carboneras y toda la capacidad del GNL, se están encendiendo una o dos turbinas diésel, según la cantidad de GNL disponible», explica el ejecutivo.

Consultados al respecto, los ejecutivos de AES Gener declinaron hacer comentarios.

Fuente / Diario Financiero

Nuevos criterios de despacho eléctrico impactarán en tarifas

Diario Financiero El alza que han mostrado los costos marginales, provocado por el cambio en el criterio de despacho del CDEC-SIC tras el terremoto impactará en cerca de US00 millones a los clientes del sector.

Lo anterior, de acuerdo con un cálculo del economista Paul Fontaine, quien sostiene que esto se debe a que los CDEC establecieron cambios en los criterios de despacho, privilegiando la seguridad por sobre los precios tras el desastre.

«Los efectos de ello son motores y generadores diésel operando en todos los subsistemas, fijando mayores precios de la energía; los precios de los contratos de las distribuidoras ligados a los costos marginales hasta 2012 -son 15% mayores-; y los generadores excedentarios venden toda su energía no contratada a costo marginal», explica Fontaine.

Agrega que esto repercutirá en más utilidades por US00 millones para las generadoras, US$ 40 millones de ganancias por subtransmisión y mayor costo de combustibles por US$ 60 millones.

Para el socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, efectivamente existe un sobrecosto que deberán asumir los clientes, pero plantea que desde siempre los CDEC han debido priorizar la seguridad en el abastecimiento y, en segundo lugar, los costos, por lo que la causa de las alzas no está allí.

En su opinión, la explicación radica en el «error» de que los contratos se indexen a costos marginales, que a su vez están influenciados por la puesta en funcionamiento de unidades ineficientes que disparan estos costos.

«Muchos clientes industriales y mineros han sido forzados a ello por distorsiones de mercado, resultantes del racionamiento argentino del gas y su reemplazo por diésel y hoy por GNL a precios similares a los del diésel», plantea Aguirre.

«Si me pongo en los pantalones de los clientes, todo depende, pues si un cliente tiene un buen contrato no está siendo afectado y debiese estar feliz pues tiene electricidad segura. En cambio, aquel que negoció permitiendo incorporar el costo marginal no está contento, aunque, probablemente, ignora que podría correr riesgo mayor si el sistema se opera más barato», complementa.

Fuente / Diario Financiero