noviembre 9, 2012 | Industria
(La Segunda) ¿Quién pagará el costo de la carretera eléctrica? Esa es una de las dudas ante el proyecto que busca fortalecer el sistema de transmisión eléctrica en el país y que se tramita en el Senado. Pero desde el Ministerio de Energía entregaron las primeras luces al respecto: usuarios pagarían hasta 2 mensuales en sus cuentas de luz para viabilizar líneas longitudinales que permitan conectar polos de generación con la red troncal.
De acuerdo a un documento elaborado por la cartera liderada por Jorge Bunster, si bien actualmente la planificación del sistema troncal no aborda la definición de líneas longitudinales -denominadas «ramales»-, dejándole a los desarrolladores privados esa tarea, la iniciativa en discusión incluirá este aspecto. ¿El motivo? Hacer más factible el ingreso de energías renovables al sistema.
Por eso, la autoridad identificó cinco polos de generación que, para impulsarlos, es necesario invertir en ramales unos US30 millones.
Para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) fueron identificados tres polos -denominados Tarapacá, Calama y Tamarugal- los que suman 1.049 MW. En un caso extremo, dice el documento, un 75% de la inversión en las líneas sería pagado por la demanda (clientes), si es que la capacidad de generación es utilizada al mínimo.
En ese escenario, un cliente residencial de Antofagasta con una cuenta promedio de 4.981, sería traspasado a los clientes finales 1,7, es decir, un 0,14% del total.
Para estas zonas, los proyectos de generación proyectados corresponden a tecnologías como la geotermia, eólica y solar. Eso sí, el Ejecutivo proyecta que con el ingreso de nuevas centrales, el pago de clientes debiera disminuir.
Por ejemplo, si en la zona de Tarapacá al primer año los clientes pagarían un 73% de los costos, al tercer año se reduciría al 47% mientras que al sexto el 100% del pago lo realizarían los generadores.
De Taltal a Chiloé más barato para clientes
Un impacto menor en las cuentas de las luz tendría en los clientes del Sistema Interconectado Central (SIC) -que va desde Taltal a Chiloé, representando más de un 90% de la población-, el que promediaría mensuales a la cuenta.
Para esta zona, el Ministerio de Energía identificó dos polos de generación -en la VI y XIV región- los que tendrían un potencial de 910 MW, esencialmente a través de geotermia, hidroelectricidad y mini hidro.
Considerando a un cliente residencial, cuya cuenta de luz promedio es 3.337, el pago por los «ramales» equivale al 0,03% del total a pagar, aunque en el peor de los casos estiman un recargo de ,7.
Para el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo, «aún en casos extremos, el costo sería ínfimo respecto a la reducción esperable de los costos de la energía».
Fuente / La Segunda
noviembre 8, 2012 | Industria
(Ministerio de Energía) De aquí a 2020 Chile necesitará unos 2.000 MW para abastecer sus requerimientos de energía. Así lo dio a conocer hoy el Subsecretario del ramo, Sergio del Campo, al participar en una segunda sesión del directorio regional de la energía de la Región de Coquimbo.
La autoridad gubernamental se refirió a los seis pilares de la estrategia nacional, a la reciente licitación para fortalecer la transmisión eléctrica (y el beneficio de dicha medida en la región), además de plasmar el impacto que los altos precios del carbón y el petróleo han tenido en los proyectos de generación a nivel nacional.
Del Campo también entregó cifras sobre la proyección y abastecimiento de la demanda por energía, mencionando que en el corto plazo habrá nuevos proyectos que aumentarán la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC), además de comentar que los proyectos de ley de la carretera eléctrica y el de concesiones y servidumbres, buscan un mayor ordenamiento territorial y desburocratizar trámites para la incorporación de nuevos actores al mercado eléctrico.
“La competitividad mayor del país está en la hidroelectricidad, en el carbón y en centrales de ciclo combinado, a base de gas natural, más el complemento de las energías no convencionales a la matriz, en el corto y mediano plazo”, subrayó.
El Intendente Sergio Gahona destacó el diagnóstico realizado por el Subsecretario en términos de los desafíos futuros y de la proyección de la demanda de energía para la región y el país, con especial consideración respecto del impacto en la minería, la agricultura y los sectores residenciales. «Sabemos que la situación es compleja en los próximos 4 años y si la región quiere crecer debemos tener un precio de la energía más razonable de lo que tenemos hoy. Por eso estamos trabajando en este directorio para precisamente mejorar esa condición», acotó.
Por su parte, el presidente de la Sociedad Agrícola del Norte (SAN), José Moreno, remarcó que su sector se está viendo afectado por el aumento de los costos de la energía, situación que hizo presente al subsecretario durante la segunda sesión de directorio.
En tanto, el vicepresidente de la Corporación Regional de Desarrollo Productivo, Daniel Mas, valoró la presencia del subsecretario, y dijo que Coquimbo tiene la gran posibilidad de certificarse como región «verde» en generación energética, lo que daría mayor valor agregado.
Fuente / Ministerio de Energía
noviembre 5, 2012 | Industria
El Gas Natural Licuado (GNL) se re posiciona a nivel mundial. Prueba de ello es que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) reveló, en un reciente estudio, que la demanda por GNL crecerá del orden de entre 1,7% y 2% hacia 2035. Sólo a nivel global, el GNL representa el 23% del consumo energético, mientras que hacia 2035 esa cifra se empina hacia el 28%
Ese análisis permite proyectar que a nivel nacional, a partir de que los últimos tres años en el país han sido de sequía, lo que ha obligado a utilizar un mayor volumen de combustibles fósiles para producir electricidad, generando un alto porcentaje de termoelectricidad en desmedro de la hidroelectricidad y encareciendo –por una parte– los precios de la energía eléctrica, el gas natural se estaría reposicionando como combustible referencial para la industria de la generación eléctrica. Hoy, del amplio espectro de los hidrocarburos presentes en el negocio, los más utilizados para ese fin han sido el carbón y el diésel, pero ciertamente el gas natural está viviendo una etapa de transición, luego de revivir tras los años en que Argentina (único oferente y suministrador hace prácticamente una década) optó por cerrar la válvula hacia nuestro país.
El renacer del gas natural en el país se ha dado tras la construcción y puesta en operación de los dos terminales de regasificación, en Quintero y Mejillones. Su trabajo ha sido fundamental para reinstalar el uso del combustible para la generación de electricidad, pero también para consumo industrial y residencial. Sin embargo, este proceso no ha sido todo lo rápido que se quisiese, a pesar que existe consenso en que se trata de un combustible que presenta ventajas indudables frente al carbón, entre otras, porque se trata de un hidrocarburo con bajos niveles de emisiones. ¿El pero?, el precio con el que el gas compite hoy con el carbón, que es más elevado. Hoy nuestro país compra gas natural en el extranjero por cerca de US8 por MMBTU, mientras que GasAtacama asegura podría importar gas desde Estados Unidos en torno a los US y US2 por MMBTU.
Respecto a esto último, existen diferentes puntos de vista, sobre todo con la irrupción del shale y tight gas (del primero es el que GasAtacama pretende importar desde EE.UU.), y de la intención por parte de dos empresas de generación (Colbún y la propia GasAtacama) y de un conglomerado chileno-estadounidense de instalar tres nuevos terminales de regasificación, uno en Quintero, otro en Mejillones y uno en la Región del Biobío. Por ello es válido preguntarse si al concretarse esta infraestructura la oferta otorgará una competencia de precios, que permita, por ejemplo, a los inversionistas, repensar sus negocios y apuntar a la construcción de ciclos combinados a gas natural en vez de centrales carboneras. A nivel de antecedente, existen del orden de US.500 millones en proyectos eléctricos que respaldarían esta “re gasificación”, tema que fue abordado ampliamente en la reciente X Versión del Foro Eléctrico del SING, que organizó con éxito el Grupo Editorial Editec en Antofagasta, donde se debatió precisamente la importancia de materializar infraestructura en torno al GNL, a precios competitivos.
Lo concreto es que el gas natural ha vuelto a ser un tema a nivel de país, del cual su discusión, debate y conclusiones influirán en cómo veremos la matriz energética en los próximos años. No por nada se presume que el GNL será responsable del 30% de la matriz eléctrica hacia fines de esta década, no descartándose que en 10 años alcance el 40%, alrededor de 1.000 MW a 2.000 MW adicionales. Las dudas que ciertamente hay que despejar se ciernen en torno al precio del combustible que nuestro país pagará, que sin lugar a dudas será mayor que el que paga por el carbón, aunque el gas natural cuenta con la ventaja de tratarse de un combustible más amigable con el medio ambiente, que permitiría a las compañía cumplir con la norma de emisiones y, muy importante, no cuenta con el “desprestigio” que tiene el carbón en la opinión pública.
noviembre 3, 2012 | Industria
(El Mercurio) Sin duda el tema del año dentro de la industria eléctrica es el alto precio de la energía que está exhibiendo el Sistema Interconectado Central (SIC), el cual abastece al 94% de la población nacional.
Tan alto, que en los últimos cinco años el promedio del costo marginal -precio de la electricidad en el mercado spot que se determina por la unidad menos eficiente que despacha energía y que afecta directamente a los clientes libres- en el nudo Quillota (para Santiago) es de US$ 167 por MW, de acuerdo con cifras del Ministerio de Energía calculadas para el período enero-octubre de cada ejercicio.
Según el análisis realizado por la cartera gubernamental, en 2008 se anotó un promedio de US$ 218 por MW, siendo el registro más alto del lustro. Le sigue este año con un precio de la energía de US$ 189 por MW, 2011 con US$ 188 por MW y 2010 con US$ 134 por MW. En contraste, el más bajo se registró en 2009 con US$ 108 por MW.
Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, afirma que los elevados precios en el nudo que afecta directamente a Santiago responden a que centrales diseñadas para operar a gas hoy lo están haciendo a diésel.
«Centrales como San Isidro de Endesa y Nehuenco de Colbún están funcionando con el combustible más caro, lo que obviamente tiene los costos marginales por las nubes», afirma Francisco Aguirre.
Efectos del corte de gas
Este punto, afirma la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González, tiene relación con los cortes de gas desde Argentina a partir de 2008, lo que derivó en la instalación de unidades a petróleo.
«En ese entonces se tomó esta medida para asegurar el suministro eléctrico tras la decisión de Argentina de no enviarnos más gas. Sin embargo, se esperaba que los precios altos de los costos marginales se mantuvieran hasta 2010, pero el terremoto retrasó el ingreso de varias unidades», dice González.
La especialista agrega que la escasez de nuevos proyectos de generación también ha impulsado los precios de la energía.
Esto, porque la demanda creciente del sistema por consumo de electricidad ha tenido que ser abastecida con centrales diésel, versus las a carbón que marcan un precio mucho más bajo.
Problemas en transmisión
Los precios que afectan directamente a las compañías que suscriben contratos a costo marginal no sólo se han elevado por los combustibles. Otro elemento importante es la estrechez en transmisión que vive la zona central.
Según Aguirre, los cuellos de botella que tienen algunas zonas del SIC impiden que la energía más barata que se produce en el sur gracias a la hidroelectricidad pueda llegar a Santiago.
«Esto implica que si el costo marginal en el sur es la mitad del que exhibe el centro, no puede ser traspasado al nudo de Quillota», dice el consultor.
Agrega que una de las soluciones para reducir estos precios es que la carretera eléctrica tenga un mismo precio de la energía desde Iquique hasta Aysén.
Centrales como San Isidro y Nehuenco están funcionando con el combustible más caro.
US$ 189 por MW fue el promedio del costo marginal en el nudo Quillota en los primeros 10 meses de 2012.
US$ 108 por MW promedió el precio de la energía en Santiago en 2009, siendo el más bajo en los últimos cinco ejercicios.
2008 fue el año en que Argentina le cortó el gas a Chile, lo que incidió en que el precio de la energía aumentara.
Fuente / El Mercurio
octubre 29, 2012 | Industria
(La Tercera) Esta semana el gobierno anunció que reactivará, en el primer trimestre de 2013, los estudios para el eventual desarrollo de la energía nuclear en el país. La decisión la tomó a 17 meses del terremoto y tsunami en Japón, que provocaron un accidente nuclear en la planta de Fukushima y llevaron al gobierno de Sebastián Piñera a frenar los estudios en esa área. Vivianne Blanlot, ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía en el gobierno de Ricardo Lagos y actual integrante del Consejo para la Transparencia, valoró la decisión del Ejecutivo. “Es positivo, porque si se llega a un momento en que haya que plantearse esta opción, la sociedad chilena podrá discutirla sobre la base del máximo conocimiento de ella”, dice la consultora, quien también integró el Comité Asesor de Desarrollo Eléctrico (Cade) y ha asesorado al gobierno en diversas materias.
¿Fue un error haber interrumpido los estudios sobre la materia?
Con la profunda alarma causada, para la ciudadanía habría sido difícil entender que se gastaran recursos públicos en una forma de energía que parecía haber quedado fuera de discusión. Era natural, desde el punto de vista político, restarle prioridad a este tema.
¿Cuándo habría que tomar una decisión sobre la opción nuclear?
Uno debe tener todo preparado para decidir siete años antes de tener la primera planta. No creo que a 2016 estemos preparados, porque no tendremos toda la información y tampoco los consensos. Si ahora no podemos discutir sobre el desarrollo de la hidroelectricidad, ¿cómo lo haremos sobre la opción nuclear en tres o cuatro años? La viabilidad política no se dará antes de 2016.
¿Cuándo la energía nuclear podría ingresar al sistema, considerando el crecimiento previsto para la demanda y la oferta?
En los análisis que realizamos en el Cade, sin considerar cambios radicales en el mercado del GNL (gas natural licuado), las centrales nucleares son competitivas hacia 2025.
¿Se podrían postergar si el GNL se hace más competitivo?
Si tenemos GNL disponible a precios de US$ 10 por millón de BTU (hoy está entre US$ 16 y US$ 18), se aplazaría la necesidad de energía nuclear, más bien, hacia 2030. Hoy, las generadoras ya están mirando el GNL como opción frente al rechazo que están teniendo las centrales a carbón. La ventaja que tienen las plantas a gas es que contaminan menos que el carbón, se construyen en menos tiempo y tienen una partida más rápida.
Si HidroAysén se demora o no se hace, ¿obligaría a tomar una decisión antes en materia nuclear?
Ciertamente. Si no se logra desarrollar la hidroelectricidad a mayor escala, sea proveniente de Aysén u otras zonas, la energía nuclear se torna más relevante.
Crisis y regulación
¿Hay crisis energética en Chile?
Sí. El sector eléctrico está pasando por una crisis de adaptación. No se avizoran eventos dramáticos como racionamiento, pero se espera un período de altos costos, entre 2014 y 2018, en circunstancias que hace unos cuatro años se proyectaba un mejoramiento sostenido de la oferta a partir de 2010 o 2011.
¿A qué responde esta crisis?
Ha habido una falta de adecuación de las instituciones al entorno social que se vive. Las instituciones tradicionales no entienden el lenguaje ni conocen los canales de comunicación que les permitan mayor sintonía con esta sociedad más empoderada.
El problema es que si no tenemos una institucionalidad que esté mirando seriamente y en profundidad opciones de largo plazo, siempre estaremos apagando incendios. Y hemos estado apagando incendios desde el año 2000.
¿Qué falencias hay en regulación y gestión?
Durante los últimos años hemos visto traspiés para diversos proyectos que podrían haberse evitado con una regulación más clara en lo ambiental, con la eliminación de vacíos regulatorios (como la regulación del uso del territorio), y también con una aplicación menos discrecional de las normas. En todos los casos es un problema de gestión del Estado, ya sea al momento de identificar vacíos, de normar o de aplicar la normativa.
¿Cómo evalúa la gestión del actual gobierno en el área energética?
Este gobierno se ha preocupado del tema. Particularmente, el Presidente lo tiene muy presente en su agenda, a pesar de que no va a resolver el problema. Cuatro años son pocos y ningún gobierno tiene la capacidad de discusión para echar a andar una agenda muy agresiva.
¿Empresas y gobierno han perdido credibilidad ante la población?
Efectivamente, durante los últimos años se ha producido una pérdida de credibilidad de las empresas y del Estado. No sólo en relación con el tema eléctrico, y por varios factores: la multiplicación de nuevas fuentes de información, la aparición de grupos que por defender ciertos objetivos desacreditan a las instituciones tradicionales, y el hecho de que estas últimas no han encontrado cómo establecer relaciones de confianza con la ciudadanía.
¿Cómo se recupera esa credibilidad?
Los sectores público y privado deben ser más activos y proactivos en promover información de calidad sobre el sector eléctrico. También faltan instituciones acreditadas como independientes, que puedan aportar al debate con credibilidad. Y, tercero, las empresas ya están buscando asesoría para relacionarse con las comunidades de forma distinta.
¿Es necesario crear una especie de think tank energético?
Creo que sí, que esté integrado por especialistas y personas que trabajan en otras áreas e industrias, distintos estamentos de la sociedad y dirigida por un grupo diverso de personas respetable e independiente.
Una de las medidas más esperadas por los privados este año fue la carretera eléctrica. ¿Qué le parece?
Va en la dirección correcta, pero no es una solución que vaya a mostrar resultados en el corto plazo, porque debe pasar por un proceso legislativo, luego de reglamentación y, finalmente, de aplicación.
Para resolver la judicialización, ¿se debe crear un mecanismo de compensación a las comunidades?
Es necesario distinguir entre compensaciones ambientales y compensaciones sociales. Las primeras deben definirse en el proceso de aprobación ambiental. Las segundas deberían ser manejadas de forma que se entreguen recursos para compensar pérdidas económicas locales, con un sistema de administración que garantice beneficios para los grupos realmente afectados, sin que dependa de la capacidad de presión de algunos de ellos.
¿Qué tan urgente es definir un ordenamiento territorial para la instalación de proyectos eléctricos?
Sin un buen sistema de ordenamiento territorial será imposible continuar el desarrollo de centrales a carbón, y puede que incluso se dificulten los proyectos solares y otros.
A medida que la economía crece, la presión sobre el territorio aumenta y crecen los conflictos sobre usos alternativos. El ordenamiento territorial es la única solución.
Fuente / La Tercera
