enero 16, 2013 | Industria
(La Segunda) La aprobación de la carretera eléctrica pública no es el único camino para los grandes proyectos hidroeléctricos en la región de Aysén. Así lo afirma el gerente general de Energía Austral -propiedad de Origin (51%) y Xstrata (49%)- que lleva adelante un grupo de centrales, las segundas en envergadura tras HidroAysén.
«Podemos hacerlo sin la carretera eléctrica (…). Partimos desarrollando el proyecto sin la consideración de la carretera, por tanto la iniciativa de Energía Austral consideraba la generación y la evacuación de la energía», señala.
La compañía trabaja en la aprobación de Central Cuervo -ubicada a 45 kilómetros de Puerto Aysén- que tendrá una capacidad instalada de 640 megawatts (MW) y demandará una inversión estimada de US33 millones. El proyecto contempla la instalación de otras dos centrales (totalizando 1.100 MW). Considerando la construcción de una línea de transmisión, el costo total de la iniciativa superaría los US.600 millones.
En mayo pasado, la iniciativa fue aprobada por la Comisión de Evaluación Ambiental (CEA) de Aysén. Sin embargo, días después la Corte Suprema acogió un recurso de protección presentado por opositores, invalidando la luz verde entregada por la autoridad administrativa.
El dictamen declaraba que la autoridad actuó de manera «ilegal» al aprobar la iniciativa, que no consideró un informe realizado por el Servicio Nacional de Geología y Minería (Sernageomin), en el que se recomendaba realizar un estudio de suelos en donde se ubicará la central.
El fallo generó una quinta ronda de preguntas en el proceso de evaluación, el que se encuentra detenido a petición de la empresa para poder recoger los antecedentes solicitados. «Esperamos, en el transcurso de este año, poder responder a la pregunta (de la Corte Suprema). Nos encontramos trabajando fuertemente con la Universidad de Chile respecto a los alcances técnicos , y una vez terminado el período de análisis y estudios, procederemos a generar esta quinta adenda».
Una vez reactivado este trámite, tendrán 27 días para el otorgamiento o no de los permisos ambientales con estos nuevos antecedentes.
Admite «incertidumbre»
Quiñones reconoce que existe cierta incertidumbre en lo que será la transmisión de la energía mientras no se apruebe el proyecto de carretera eléctrica, que hace un par de semanas fue votado favorablemente en su idea de legislar en la Comisión de Minería y Energía del Senado.
Por eso, apunta que, pese a poder desarrollar la transmisión como fue planteada en un comienzo, también se analizan las implicancias de una futura carretera eléctrica así como la mantención del corredor conjunto de transmisión con HidroAysén.
Sobre la construcción, Quiñones señala que «falta mucho tiempo para ello. Para iniciar la construcción de cualquier tipo de obra, requerimos claridad respecto a la línea de transmisión, que es un proceso más complejo».
Fuente / La Segunda
enero 11, 2013 | Industria
(Revista ELECTRICIDAD) Disponer de la capacidad de generación y transmisión necesaria para sustentar la creciente demanda energética del país es una de las temáticas que está marcando la agenda del sector eléctrico, un objetivo que no está exento de desafíos.
En este contexto, María Isabel González, gerenta general de Energética, señala que “lamentablemente hay aspectos que serán un condicionante negativo para el desarrollo eléctrico, y lo constituye la oposición ciudadana a los proyectos ya sean hidroeléctricos o termoeléctricos, en general por desinformación de los alcances que tendrá no contar con energía suficiente en el futuro cercano. Creo que el descontento hacia las grandes empresas ha tomado ribetes preocupantes y puede retrasar nuestro desarrollo”.
Junto a lo anterior, la especialista cree que “debemos avanzar hacia una sociedad que sea más integradora y en ello no sólo tienen responsabilidad las empresas, sino también el Estado. Esto significa que la gente se sienta parte del desarrollo, que sienta que a ella también la beneficia y no sólo por el ‘goteo’. Hay países en donde las comunidades participan de las utilidades de las empresas que se instalan en sus territorios, creo que debiéramos considerar esos ejemplos”.
Un reflejo de este escenario es la termoeléctrica Punta Alcalde, proyecto de Endesa que fue aprobado por el Comité de Ministros, previo compromiso de la eléctrica de emitir un 10% menos de lo que establece la norma para material particulado, instalar un precipitador electroestático para reducir las emisiones de partículas de una planta de pellets de CAP, y retirar de funcionamiento las turbinas diesel que tiene en Huasco, equivalentes a 62 MW.
Pese a que la compañía espera comenzar en 2014 a construir la central, que considera una inversión de US.400 millones y una potencia de 740 MW, existe incertidumbre sobre el impacto que podría tener el anuncio de Rodrigo Loyola, alcalde de la comuna del Huasco, de iniciar acciones legales con el fin de evitar la instalación de la termoeléctrica en la zona.
De manera adicional, este mes de enero el Comité de Ministros analizaría las reclamaciones contra el proyecto hidroeléctrico HidroAysén, iniciativa que generó gran debate social el año recién pasado.
Portafolio energético
Orlando Castillo, gerente general de la Corporación de Desarrollo Tecnológico de Bienes de Capital (CBC), señala que “el actual panorama de los proyectos de inversión en energía evidencia el drástico cambio que se ha generado en el sector durante los últimos dos años. Al tercer trimestre de 2010, el 49% de la capacidad de generación que ofrecía la cartera de proyectos con cronogramas definidos era a base de combustibles fósiles (especialmente carbón), y sólo un 8% a base de ERNC”.
El ejecutivo indica que “actualmente, en tanto, para el stock de proyectos con cronogramas definidos, aproximadamente un 19% de la capacidad proviene de centrales a base de fósiles y un 52% de iniciativas de ERNC. Por su parte, los proyectos hidroeléctricos convencionales pasaron de poseer un 43% de la capacidad instalada prevista a un 29%”.
Junto a lo anterior, el gerente general de la CBC comenta que actualmente los proyectos que se construyen representan sólo un 7% de la capacidad instalada total del portafolio ERNC; mientras que los proyectos a base de energías convencionales que se materializan representan un 36% de la capacidad instalada total de su cartera.
Tarifas y regulaciones
Desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) señalan que entre los desafíos para este año se encuentra la realización de las licitaciones de suministro de empresas distribuidoras, para el abastecimiento de consumo de clientes regulados.
La entidad indica además que debe iniciarse el proceso de tarificación del segmento de Subtransmisión, a través de la calificación de instalaciones y la etapa de tarificación y expansión de los Sistemas Medianos, señalando que otro segmento que será tarificado coincide con el de los Sistemas Medianos (Cochamó, Hornopirén, Isla de Pascua, Aysén y Magallanes).
Además, se realizará el proceso de tarificación en generación y transmisión de los Sistemas Medianos a través de la discusión, elaboración y publicación de las bases de los estudios vinculados a la fijación tarifaria de las instalaciones de generación y transmisión de cada Sistema Mediano. El estudio será efectuado por una entidad consultora contratada por las empresas que operen en el respectivo sistema, la cual será seleccionada de una lista de empresas consultoras acordadas previamente con la CNE.
Aparte, tras la toma de razón del Reglamento de Servicios Complementarios que actualmente se encuentra en revisión en la Contraloría, se van a gatillar los procesos relacionados con la entrada en vigencia del Decreto N°62 de potencia y suficiencia, y también de dicho Reglamento de Servicios Complementarios. Desde la Comisión detallan que esos desafíos dicen relación, entre otras cosas, con alguna modificación de la Norma Técnica que tiene que elaborar la CNE en función de lo que está retratado en dicho reglamento, así como el establecimiento de los procedimientos de operaciones y peajes por parte de los CDEC, para así implementar los reglamentos mencionados anteriormente.
Coordinación técnica
La expectativa de una mayor expansión del sistema –lo que implicará una creciente actividad para la puesta en servicios de nuevos proyectos mineros-, la futura incorporación de generación a base de ERNC y la posible interconexión de los sistemas son algunos de los desafíos que deberá abordar el CDEC-SING.
En este contexto es donde se inserta el enfoque estratégico que ha guiado los objetivos de la institución, tanto el año pasado como el que ahora se inicia. Es así como en 2012 los énfasis estuvieron fundamentalmente destinados al fortalecimiento del conocimiento, al mayor desarrollo de soluciones técnicas -de manera de apoyar al CDEC-SING en el aprendizaje de nuevas tecnologías- y a la adquisición de nuevas herramientas, y a contribuir en materia regulatoria y de procedimientos, líneas en las que se continuará trabajando.
“Todo lo realizado ha ido de la mano de una mayor presencia y participación con nuestro entorno, de manera de generar un mayor vínculo a nivel nacional e internacional”, señala Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC-SING. A nivel local destaca la realización de ocho jornadas técnicas desarrolladas a lo largo de 2012. Esta iniciativa –según Salazar- permitió crear una instancia de diálogo entre las empresas coordinadas, las direcciones técnicas del CDEC-SING y los principales actores del sector.
Otro aspecto en lo estratégico lo constituye la materialización de la integración del Centro de Despacho y Control, CDC, (hasta diciembre en Antofagasta) al equipo de Santiago. Esta integración ha llevado de la mano la construcción y puesta en marcha de una nueva Sala de Despacho, tanto principal como de respaldo, que ha permitido introducir importantes mejoras al sistema SCADA/EMS, que permite elevar el estándar y aumentar las capacidades con nuevas aplicaciones y herramientas, todo lo cual redunda –entre otras cosas- en mejorar la capacidad de respuesta ante emergencias. La puesta en marcha del CDC en Santiago sería entre enero y febrero.
Bajo presión
Según el director de Operación y Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC), Eduardo Ricke, los principales desafíos en materia energética para Chile debieran estar focalizados en reducir los costos del abastecimiento de energía y en la necesidad de expandir los sistemas de transmisión eléctrica. “En generación no se ven riesgos de suficiencia del suministro de energía para el mediano plazo. El problema lo visualizamos en el costo del abastecimiento, ya que en la medida que no entren en servicio proyectos eficientes, los costos de la energía estarán fijados por la generación de unidades petroleras, lo cual podría impactar a la industria y las cuentas de los consumidores finales”, sostiene.
Según el ingeniero, “en transmisión, lo que vemos es que mientras no entren aún en servicio las expansiones ya definidas, previstas para 2018, podría aumentar la congestión, originando subsistemas con altos costos, principalmente en el norte del SIC”.
Respecto de las líneas de trabajo que se están definiendo para este 2013, Ricke destaca “la puesta en servicio de un nuevo sistema SCADA para el Centro de Despacho, el cual dispondrá de tecnología de punta, a lo que se sumará próximamente el aumento de la dotación de despachadores del Centro. Todo ello, permitirá aumentar la confiabilidad del sistema”.
Asimismo, resalta la puesta en marcha de un Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, el cual define el equipamiento y las medidas estabilizantes necesarias para afrontar las contingencias más críticas definidas por la Dirección de Operación del CDEC-SIC. “Estamos hablando de un Plan que nos permita hacer frente a la eventualidad de fallas y desvinculaciones de algunos sistemas de gran relevancia, como son, por ejemplo, el doble circuito Quillota–Polpaico (220 kV), el sistema de transmisión que conecta las SS/EE Charrúa y Ancoa, el doble circuito San Luis–Quillota (220 kV), la barra Ancoa (500 kV) y del doble circuito Ancoa-Alto Jahuel (500 kV)”.
Finalmente, agrega que a inicios de 2013 la Dirección de Peajes asignará “importantes líneas de transmisión de 220 kV del Sistema Troncal para reforzar el abastecimiento de la Región Metropolitana, por montos referenciales mayores a US00 millones”.
Legislación
El diputado Manuel Rojas, presidente de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara Baja, considera que algunas de las iniciativas que marcarán la agenda legislativa durante este año serán “el proyecto de Carretera Eléctrica Pública -actualmente en el Senado-, que busca facilitar el desarrollo de capacidad de transmisión eléctrica con una mayor holgura y el proyecto de ley para agilizar las concesiones eléctricas, que pretende destrabar la tramitación y plazos asociados a la concesión eléctrica por la incidencia que está teniendo ésta en el riesgo y plazos de desarrollo de tendidos eléctricos”.
Como una forma de apoyar la tramitación del proyecto de la carretera eléctrica, actualmente en la Comisión de Minería y Energía del Senado, se conformó una instancia técnica integrada por asesores de los senadores y del Ministerio de Energía, cuyos integrantes son: Sara Larraín (por José Antonio Gómez), Ramón Galaz (Jaime Orpis), Oddo Cid (Carlos Cantero) y Víctor Caro (Isabel Allende). Por parte del Ministerio de Energía, el equipo lo encabezará el subsecretario Sergio del Campo.
Por otra parte, el diputado Rojas menciona que “también serán parte del trabajo legislativo dos iniciativas que están avanzadas en su tramitación. La primera de ellas es la que modifica la Ley sobre Concesiones de Energía Geotérmica (Nº19.657), y que busca impulsar la exploración y explotación de este recurso energético con un tremendo potencial cercano a los 16.000 MW en nuestro país. Y finalmente, la ley del 20/20 que pone una meta a las generadoras para la inyección de ERNC al sistema”. Con todo lo anteriormente expuesto, dicen los especialistas, queda claro que durante el año se afrontará una incertidumbre energética.
Generación sustentable
Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), señala que “nuestra preocupación principal para 2013 es trabajar en todas las instancias legislativas, de gobierno, administrativas, en términos de poder reducir o eliminar las barreras que existen hoy día para la conexión de energías renovables”.
El ejecutivo comenta que “creemos que como industria no hemos sido lo suficientemente claros hasta el momento como para mostrarle a cualquier cliente libre o distribuidora la forma como ellos pueden comprar energías renovables, y queremos trabajar en eso, para lo cual consideramos desarrollar algunos encuentros con representantes de los clientes libres, en los cuales podamos discutir las formas de contrato de energía eléctrica, los efectos de financiamiento, en fin, todo lo que sea necesario para que nuestros clientes potenciales sepan que pueden comprar una energía que es competitiva en precio y segura”.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD
enero 11, 2013 | Industria
(La Segunda) Obtener más detalles de la negociación y el acuerdo entre la Empresa Nacional del Petróleo (Enap) y la inglesa British Gas (BG) es el objetivo de los integrantes de la Comisión de Minería y Energía del Senado. Por eso, en reunión realizada ayer los parlamentarios acordaron oficiar al gerente general de la estatal, Ricardo Cruzat, para recibir respuestas.
La instancia, presidida por la senadora Isabel Allende (PS), e integrada por Jaime Orpis (UDI), Baldo Prokurica (RN), José Antonio Gómez (PR) y Carlos Cantero (IND), acordó mandar un nuevo requerimiento.
La intención, se lee en el acuerdo, es «insistirle (al gerente de Enap) en la urgencia de conocer el detalle de los acuerdos a que se arribó con British Gas, y el efecto que tendrán para mejorar la posición financiera y comercial de la Enap».
A fines de noviembre, la petrolera estatal comunicaba que alcanzaban un acuerdo de precios con BG para el suministro de Gas Natural Licuado (GNL) que llega al terminal de Quintero. Si bien los contratos originales establecían que a partir del 1 de enero disminuirían los valores en más de US2 el millón de BTU, la advertencia de la británica que a esos valores no era posible asegurar el suministro, abrió el espacio a negociar.
Enap en primera instancia había desechado esta opción, sin embargo y tras conversar con BG declaraba que alcanzaban un acuerdo mejor que los contratos originales.
El senador Baldo Prokurica señaló que la intención de los parlamentarios es conocer cómo se pasó de una posición reticente al diálogo a un acuerdo. «Además de saber más cómo esto puede ayudar a mejorar la situación financiera de la empresa», dijo.
Recordó que la comisión realizó un informe sobre el estado de la estatal, el que quieren completar con los nuevos antecedentes. Desde Enap comunicaron que recibieron el oficio y están en proceso de respuesta a los senadores.
A su vez, el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, proyectó que los costos marginales de la energía se mantendrán muy ligados al precio del petróleo y al GNL durante 2013, por lo que destacó la importancia de «ver lo que está pasando» en las negociaciones que Endesa Chile mantiene abiertas con British Gas para el suministro de gas a sus operaciones a través del terminal de Quintero.
«Hay que recordar que Endesa está negociando y dice que puede conseguir gas más barato de lo que está ofreciendo BG y eso debiera repercutir finalmente (en el costo marginal); si todas las centrales de ciclo combinado están funcionando a precios competitivos, eso debería ayudar a la reducción de los precios de la energía», recalcó.
Fuente / La Segunda
enero 10, 2013 | Industria
(Diario Financiero) En medio del intenso lobby que está desplegando Suez para acelerar la elección -por parte de la autoridad- del tipo de corriente que requerirá el proyecto de Interconexión del Sistema del Norte Grande (SING) y el Central (SIC) y en la que han señalado reiteradamente que se opte por corriente alterna, ayer, el gerente general de la eléctrica, Juan Clavería, acudió como invitado a la comisión de Minería y Energía del Senado.
Tras realizar su presentación, el ejecutivo detalló su propuesta y dijo que “existe un amplio consenso que la interconexión hay que hacerla, creemos que eso ya es un buen punto. Ahora hay que ver cuándo se puede hacer lo más rápido posible. Nosotros partimos con este proyecto hace dos años y medio, así que cualquier otro que quisiera partir hoy se va a demorar dos años y medio más; ese es el punto y tenemos que ver cómo aprovechar las ventajas de este proyecto, y que llegue mucho antes y ver cómo entra esto dentro del sistema regulatorio actual”, dijo a Diario Financiero.
Asimismo, frente a los estudios encargados por el gobierno que advierten más ventajas técnicas en la corriente continua, Clavería señaló que el proyecto que tienen aprobado pueden cambiarlo de corriente de manera rápida. “Pero el mayor problema es que eso implica atrasos, además la corriente continua llegaría mucho más tarde porque tiene una complejidad mucho mayor en la provisión de equipos, entre otros problemas (…) Ambas corrientes se pueden hacer, pero hay un tema de plazos para uno y otro y en eso gana considerablemente la corriente alterna y la inclusión de energías generadas por ERNC o energía local, que también es una gran diferencia”, acotó.
-¿El tema de costos también es un factor?
-Creemos que en Chile no hay experiencia en corriente continua, además la complejidad de este tipo de tecnología en Chile es que la tierra de corriente continua debe ir por un conductor, lo que la hace más cara, así que la corriente continua probablemente es más cara que la alterna.
-En la contingencia, ¿cómo analiza la situación en la Araucanía, esto complica los proyectos de transmisión y generación de energía
-Tenemos la suerte que nuestros proyectos están principalmente en el norte, pero ojalá que esta situación se estabilice, se haga lo que corresponda de manera pacífica, porque lógicamente que estos problemas atrasan todo lo que se quiera instalar en la zona de Temuco, cualquier proyecto de generación y transmisión en esa zona tendrá una complejidad mayor que en cualquier parte de Chile.
Fuente / Diario Financiero
enero 9, 2013 | Industria
(Pulso) Finalmente, el gobierno reconoció que la reforma a la ley de Energías Renovables, conocida como 20-20 (que busca que el 20% de la generación a 2020 provenga de algún tipo de fuente renovable no convencional), ya no tiene su respaldo.
A cambio, y en el marco de una intrincada negociación de las reformas pendientes, el Ejecutivo presentó a la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados una revolucionaria iniciativa que reemplaza al 20-20, y que plantea generar un mecanismo de licitaciones exclusivas para ERNC.
La idea, según anunció el subsecretario Sergio del Campo, es que los distintos generadores no convencionales compitan por una prima que cuantificará el atributo de ERNC, lo que además estará asociado a un sello que acredita a los clientes que operen con estas tecnologías. El ganador de la licitación será la empresa que además de cumplir con todos los requisitos técnicos, ofrezca la prima más baja, en un esquema similar al de la licitación de cartera de las AFP.
“Lo que proponemos es un mecanismo de licitación, en la que se adjudica la licitación a los ganadores que soliciten la menor prima, separado por sistema entre SING y SIC, de manera tal de que las opciones sean claras”, explicó el subsecretario.
El personero añadió que una consecuencia de la implementación de este plan es la exclusión de los grandes generadores del actual rol que tienen bajo la ley N°20.257, que obliga a las principales compañías a comercializar entre el 5% y el 10% de su energía a partir de fuentes renovables.
Según Del Campo, esto no tiene sentido, porque lo que ha ocurrido es que los grandes actores han terminado intermediando entre los clientes y los desarrolladores de ERNC, lo que en la práctica implica un sobrecosto.
“Con esto estamos evitando transferir este tema, que es como lo plantea originalmente el 20-20, y así se elimina el hecho de que la obligación vaya por el lado de los generadores. Creemos que hacerlo de esa manera es encarecerlo, porque el generador sólo intermedia y le asigna una prima por riesgo, nunca se traslada el costo exacto, siempre un sobrecosto, y eso va a precio final. Creemos que el generador no debe estar en esta figura, esa es la razón por la cual creemos que los desarrolladores de ERNC deben competir para ganarse esa prima, pero sin obligaciones”, planteó.
RAMALES DE LA CARRETERA
Esto se suma a lo dicho la noche del martes por el presidente Sebastián Piñera en la Cena Anual de la Energía, quien dejó entrever que se hará un cambio al proyecto de ley de Carretera Eléctrica Pública para facilitar la construcción de ramales que viabilicen los proyectos de ERNC, que hoy cuentan entre sus principales trabas el déficit de transmisión, pues es muy caro tender una línea exclusiva para un proyecto de este tipo, dada la escala reducida que poseen.
El director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat, dijo que esta medida va en la línea correcta, pero que debe ir acompañada de una profundización del marco jurídico sobre las ERNC. “Creemos que este tipo de iniciativas son prioritarias para enfrentar el aumento de demanda energética en el país. Sin embargo, como gremio creemos que para que se haga efectivo se necesita de voluntad y rapidez en enfrentar estos temas, además de un desarrollo legislativo mucho más detallado que en este momento no está incluido en el proyecto de ley anunciado por el ejecutivo, todos ellos aspectos que esperamos ver tanto de parte del gobierno como del Congreso”, explicó.
Fuente / Pulso
