octubre 4, 2018 | Industria
(El Mercurio) Siete años tendrán las distribuidoras eléctricas desde ahora para reemplazar los medidores análogos de la luz, que totalizan 6,5 millones de unidades en el país, según se desprende de un decreto publicado el viernes por el Ministerio de Energía.
El costo de estas unidades -entre US$ 90 y US$ 130- se prorrateará en el tiempo en las tarifas eléctricas, aunque la autoridad explicó que se compensará con una reciente baja de 7% del precio de nudo de la energía y el Valor Agregado de Distribución (VAD) en la Región Metropolitana.
La ventaja es que estas unidades -en donde compañías como Enel Distribución tienen toda una estrategia de despliegue como parte de su plan de negocios- permiten identificar con precisión cuáles son las residencias que sufren interrupciones de suministro, situación que no ocurrió, por ejemplo, con las nevazones del invierno antepasado, ya que las cuadrillas de reposición debieron identificar a ciegas los lugares afectados, dificultando la reparación.
Lo anterior, ya que los sistemas actuales solo les permitían detectar las fallas a nivel de alimentadores con problemas, que corresponden a unidades suministradoras de las que dependen grandes superficies. Ahora se identificarán los lugares específicamente afectados.
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A ello se suma la posibilidad de que los hogares puedan eficientar su consumo, pues las compañías podrán aplicar tarifas diferenciadas y comunicar en línea esa información a través de los nuevos aparatos, de acuerdo con el comportamiento de la demanda. Otra ventaja es la posibilidad de emitir la boleta en línea a los consumidores para que la cuenta pueda pagarse a través de una aplicación.
A futuro, en un escenario de desarrollo de la generación eléctrica residencial, estos medidores harán posible marcar la energía consumida e inyectada por los usuarios al sistema, descontando al valor de la demanda por electricidad, el aporte que los clientes realizaron con sus propias fuentes de producción de energía.
Enel invertirá US$ 250 millones
Enel invertirá US$ 250 millones en su proyecto de cambio de medidores y en la adaptación de la red a estas nuevas unidades.
Rodrigo Arévalo, subgerente de Operación Comercial de Enel Distribución, explicó que estos aparatos permitirán nuevos usos en los hogares, tales como operación de la internet de las cosas (IOT) para coordinar la utilización de artefactos eléctricos con los consumos, por ejemplo, conectando y desconectando equipos automáticamente dependiendo de los distintos precios horarios de la energía que pudieran existir.
Un efecto más directo, explicó el ejecutivo, será que a futuro con esta infraestructura se podría recolectar información de medidores de otros servicios, como son el agua y el gas. También permitiría recopilar información de otros sensores distribuidos en la ciudad, por ejemplo: el monitoreo de calidad del aire o contaminación, de condiciones de tráfico, de sensores de llenado de recipientes de basura, u otra información que esté distribuida en la ciudad y que necesita ser recolectada.
Esto último considerando que la medición inteligente provee de una infraestructura de inteligencia distribuida en la ciudad, teniendo en cuenta que la red de distribución eléctrica tiene una cobertura de prácticamente el 100% de la zonas urbanas.
octubre 3, 2018 | Mundo
(América Economía / ElEspectador.com) Lucio Rubio habla con pausa. Es prudente. Lo suyo es el negocio de la energía, desde la generación hasta la trasmisión y entrega en casa. En otras palabras, lidera el equipo que permite que muchos colombianos tengan luz para su televisor, su computador o su nevera. Con iPad en mano, en conversación con El Espectador, habla de la subasta que se viene, de cómo está cambiando el sector por la entrada de las no convencionales y, en últimas, de cómo por medio de un tomacorriente están combatiendo la pobreza en Colombia.
– Este es un país petroleodependiente. Nos pegó muy duro cuando el barril cayó a sus mínimos históricos y vivimos preguntándonos las reservas hasta cuándo nos alcanzan. Le traslado esa pregunta al negocio de la energía, el suyo. Con el cambio climático encima, ¿cómo lee el mercado eléctrico? ¿Hasta cuándo proyectan sus estadísticos que tendremos disponibilidad de energía?
El sistema eléctrico colombiano tiene un esquema regulatorio que busca siempre garantizar la demanda, un esquema de cargo por capacidad donde el Gobierno, en cuestión de regulación, va organizando subastas de energía en función de cuándo se prevé que la energía firme del sistema esté nivelada con la demanda. Con cuatro años de anticipación, se organizaron subastas de energía. En estos momentos el Gobierno ha visto conveniente que para el año 2022 o 2023, nuevamente volvemos a estar en situación de equilibrio, por eso se vuelve a hacer una subasta de cargo por confiabilidad. Y particularmente este año se hace una nueva subasta, que es una de energía a largo plazo, para el caso de contratos a largo plazo…
– ¿Este año?
En enero del año que viene. Por lo tanto, lo que se está buscando es que, además del cargo por confiabilidad, se complemente con más energía, con energía de contratos a largo plazo, para hacer más resiliente la matriz energética, para que podamos entrar en una matriz de diversificación y seguir dándole confianza al mercado eléctrico colombiano. Pero en estos momentos y en los próximos años no se prevé ningún tipo de déficit en cuanto a energía. Es cierto que de los fenómenos climatológicos secos -cada cuatro o cinco años se vienen presentando- es muy difícil prever la intensidad y la duración. El último, el del año 2016, fue intenso y largo, muy fuerte, y por lo tanto esas situaciones climáticas es frente a las cuales el sistema eléctrico prevé con anticipación el tener para cubrir la demanda.
– Usted usó la palabra diversificación, eso quiere decir incluir las energías alternativas, como la eólica, lo que están haciendo en La Guajira…
Sí, existe en muchos otros países, lo hemos hecho donde hay otros sistemas regulatorios y mecanismos complementarios, hay energía firme y la que se vende en contratos de largo plazo. Hoy en La Guajira existe ya, se está construyendo una línea que va a ir entre la subestación de Cuestecitas y Colectora, la cual hoy tiene previstos instalar más de 1.000 megavatios de energía renovable no convencional. Por lo tanto, esa línea se ha construido para que toda esa energía pueda entrar en el sistema. Lo que es lógico y normal es que todos esos proyectos ligados a esa línea puedan participar ahora en esta subasta de contratos de largo plazo que el Gobierno ha anunciado y en la cual pretenden licitar aproximadamente 3.400 kilovatios.
– ¿La entrada de La Guajira a la red está próxima?
Para el año 2021.
– Son cada vez más las personas que le creen a comprar sus paneles solares, contratar un profesional y crear conexiones para sus viviendas. Ustedes, ¿cómo leen ese escenario? ¿Es una amenaza para el modelo tradicional?
Ese es uno de los paradigmas de nuestro sector que está cambiando, el sector estaba acostumbrado a grandes centrales de generación, líneas de transmisión y posteriormente distribución para llevar energía a la demanda. La generación distribuida, que es de la que estamos hablando, cambia el paradigma. Y ese tipo de soluciones de las que hablas está caminando cada vez más, lo estamos empezando a ver mucho en grupos industriales, nosotros ya hemos desarrollado varios proyectos con grupos grandes como el Grupo Italo, para BMW, y acabamos de firmar un contrato con la Licorera de Cundinamarca, y en este momento tenemos 15 proyectos con casi 25.000 paneles con lo que podremos llevar el nuevo sistema de generación distribuida.
Yo creo que este marco de generación distribuida cada vez se va a ir imponiendo más, y veremos más proyectos, pero creo que en ningún caso podrá suplir completamente. Avanzaremos, pero será necesario tener siempre un sistema de redes dentro de las ciudades que nos permita llevarle energía a miles de ciudadanos que la necesitan.
– Ustedes hablan de grandes empresas, pero ¿qué pasa con el ciudadano de a pie, hay acompañamiento de ustedes para que ese uso de paneles en la casa resulte bien?
Sí, efectivamente lo que está ocurriendo en las ciudades es que ya hay muchos edificios construidos, no tiene las superficies adecuadas para poner paneles solares y lo que esto significa, ellos van a seguir consumiendo energía de la red. El cambio se dará en los edificio nuevos que no solo con los paneles solares en sus techos, también en las fachadas, entonces veremos nuevas formas de construcción que permitirán nuevas formas de autogeneración, ganarán un espacio, pero como te dije, no va a reemplazar completamente todas las redes.
Cada vez estamos trabajando más con los constructores, en los municipios, y cada vez son los clientes quienes nos hablan de este tipo de soluciones, para los usuarios residenciales es muy importante que cuenten con un sistema de medición electrónica que permitirá que si un día el usuario decide poner un panel solar pues lo medidores electrónicos bidireccionales pueden saber cuánta energía usas de la red y cuánta del panel y eso te permite hacer un balance de energía, eso lo podrás hacer cuando estos medidores estén instalados.
– ¿Y eso para cuándo lo tienen proyectado?
Vamos a cerrar el 2018 con casi 83.000 medidores inteligentes, no es sólo el aparato físico sino que hay todo un sistema de comunicaciones que nos permite en todo momento saber el consumo de energía, hay concentradores de datos que nos permiten llevar todos estos datos y poder analizar, va a simplificar las operaciones a futuro, no tendremos que ir a leer un medidor, no entregar factura y hay señales de política pública muy clara con la resolución del ministerio de Minas con la cual apuntan a que antes del año 2030 el 95% de las ciudades tendrán que tener este sistema.
– ¿Cuál es el plan de inversiones? ¿Electricaribe está ahí?
Tenemos un plan trianual de $4,4 billones (US$1.475 millones) que se va a concentrar en los sistemas de telecontrol y ampliación de coberturas. Vamos a seguir trabajando en la mejora de la calidad del servicio. Hay un plan ambicioso para llegar a tener un SAIDI (índice de duración de interrupción promedio del sistema) de 519 minutos en el año 2020 y vamos a continuar ampliando cobertura, más de cinco nuevas subestaciones entrarán en operación de aquí al 2021 para asegurar el acceso a la energía eléctrica. El grupo, en estos 20 años de historia que llevamos aquí en Colombia, puede ver espacios para crecer con alguna otra distribuidora que nos permita tener más clientes, como lo hicimos en Cundinamarca. En el caso de Electricaribe, la compañía no ha tomado ninguna decisión, no hemos tenido información que nos permita hacer una valoración de la compañía. Hay que ponderar cada situación y en estos momentos no hay una decisión tomada.
– Hicieron un ajuste en sus marcas. ¿A qué le apuntan con eso? ¿Es para tener beneficios de casa matriz?
Tanto Emgesa como Codensa forman parte del grupo empresarial Enel; así aparecen ante la Superintendencia de Sociedades. El grupo tiene una estrategia de marca a nivel mundial, es una marca reconocida por su innovación, progreso, conocimiento, tecnología, y todo este apoyo técnico, las buenas prácticas, las queremos evolucionar en nuestras marcas locales. Desde ahora somos Enel Codensa y Enel Emgesa, trayendo todos estos atributos que se tiene a nivel mundial. La razón social se conserva, no hay cambios accionarios, incorporamos el logo de casa matriz y le queremos transmitir a la ciudadanía todo lo que queremos hacer en innovación, tecnología.
– Con las tarifas actuales de la energía en Colombia, ¿qué tan rentable este mercado para la holding? ¿Cómo están sus cifras: su balance, estado de resultados y su flujo de caja?
Llevamos 20 años ya operando y trabajando, son compañías que han sufrido transformaciones importantes en lo que tiene que ver desde el punto de vista financiero, operativas. Nosotros hoy tenemos pérdidas cercanas al 7,87%, cuando llegamos en 1997 teníamos pérdidas cercanas al 23%, ha habido un conjunto de operaciones para fortalecer las compañías, hemos hecho compañías eficientes, sólidas, y eso es parte de la rentabilidad que al final existe en las compañías, haber hecho las tareas básicas en lo que tiene que ver con nuestros negocios en generación y distribución, por lo tanto, tenemos tarifas que nos permiten tener rentabilidades adecuadas en función de los tipos de negocio que tenemos, regulado para el sector de distribución y unas tarifas que no son reguladas para el sector de generación, llevamos la energía a más de 800 clientes no regulados que son las principales industrias del país.
– Hablan de una reducción de la pérdida del 23% al 7%, ¿cómo está el flujo de caja? ¿están bien?
Sí, no tenemos problema de flujo de caja, niveles de deuda actuales muy adecuados, si miramos el balance de los primeros seis meses que es lo que hemos reportado en Colombia, los estados financieros combinados de nuestras compañías hemos facturado casi 4 billones de pesos, 3,7 billones (US$1.240 millones) de facturación, una utilidades acumuladas de 787.000 millones de pesos (US$264 millones), por lo tanto digamos que acompañando toda nuestra operación técnica, estamos consiguiendo unos buenos resultados comparados con el año pasado cuando fue aproximadamente un crecimiento del 8%.
– Su opinión sobre lo que pasó y pasa en Hidroituango. Se lo pregunto por dos razones: por el impacto para el país y el sector ese retraso, y dos, porque ustedes hicieron El Quimbo y tuvieron líos con la comunidad. Tuvieron muchos retos enfrente.
Solidarizarme con el Grupo EPM, lamentar esta situación que es de orden técnico, desde el primer día nos hemos puesto a disposición de EPM para colaborar en todo lo que sea posible. Es un proyecto muy grande, son casi 2.400 megavatios y que por lo tanto la entrada o no, el desplazamiento de cuándo va a entrar implica que el gobierno tenga que estar pensando en que si hay retrasos cómo debe suplir toda esta energía, Quimbo no tuvo en ningún caso problemas de orden técnico, desde el año 2015 opera perfectamente, sin ningún tipo de dificultad, hemos generado más de 3.000 gigavatios de energía y destacaría que Quimbo entró en un momento muy complicado que fue en el año 2015, justo cuando estábamos en pleno fenómeno del Niño.
– Casi se apaga este país…
Así es, los meses de febrero y mayo de 2016, pues fueron situaciones difíciles y ahí fue cuando Quimbo entró a generar energía y lo hizo para la función que estaba prevista, suplir y darle energía firme al sistema, porque Quimbo es una central bien construida, instrumentalizada, con control permanente en las tres obras grandes que son Casa de máquinas, dique auxiliar y dique principal, y que cuenta con todos los niveles y no hay ningún problema técnico.
– ¿Están al 100% o hay capacidad ociosa?
Estamos casi al 80% de capacidad, está al 80% el embalse, en total normalidad.
– Hablemos de carros eléctricos. ¿Se van a masificar? ¿En qué va su proyecto de vehículos eléctricos que tienen rodando por Bogotá?
Desde el punto de vista de infraestructura eléctrica estamos preparados. Nosotros podríamos poner 10.000 puntos de recarga, estamos listos, la red nuestra soporta. Lo importante es que tanto la infraestructura, que somos nosotros, como desde la política pública y política comercial de las casas automotrices, todo empiece a despegar. Se necesita que el POT autorice poner puntos de recarga en espacios públicos, no solo en privados, como los centros comerciales. Poco a poco se van dando todas estas conexiones entre los actores, pero sin lugar a dudas esto va a venir y se va a quedar. Hay que pensar en ciudades con vehículos híbridos, luego los full electric, es una tendencia por lo mismo que tú decías al principio: cada vez más el tema de la dependencia del petróleo trae cambios. Como Enel estamos viendo que la tendencia a la descarbonización es global y tanto generar energía con fuentes renovables no convencionales y tener una movilidad eléctrica claramente le apuntan a una sociedad descarbonizada y esto hará que caminemos a sociedad más sostenibles.
– Ustedes tiene un proyecto con Grupo Éxito, ¿en qué va eso?
Son pruebas pequeñas, piloto, están funcionando bien, tenemos 43 taxis eléctricos, también bicicletas eléctricas y la idea es que se muestre que esto es una realidad. En Europa llegó para quedarse, entonces sabemos que abrir camino es difícil, pero hay que hacerlo. Ahora se ha venido acelerando por las mediciones de partículas en Europa, todo eso ha generado que las casas automotrices se volquen más carros eléctricos, baterías…
– Tienen compromisos con empleabilidad de jóvenes, equidad de género y contrato de reinsertados. Tienen mucho trabajo social. ¿Por eso decidieron apoyar a Titanes Caracol?
Voy a dividir esa pregunta en dos partes: lo primero es que nosotros, como compañía, además de prestar un buen servicio eléctrico, estamos transformando la vida de muchas personas: hemos puesto en operación productos como la tarjeta Crédito Fácil Codensa. Las 850.000 personas que nunca han tenido acceso al crédito, gracias a esa tarjeta han podido comprar una lavadora, una nevera, útiles escolares para los niños. Eso cambió la vida de la gente, entonces nos estamos preocupando por mejorar la vida de la gente. Llevamos energía a zonas difíciles, que nunca la habían tenido en su vida, hemos creado una minigrid en Paratebueno para 20 familias, a seis horas de Bogotá, en el Meta. Llevamos unos paneles solares y gracias a eso estas personas tienen 24 horas de energía para conectar ordenadores, neveras. Nuestro interés no es solo llevar energía eléctrica, es transformar la vida de todas estas personas a través de la energía. Logramos reducir la brecha de pobreza, la desigualdad. Es una tarea social más allá de vender energía.
En cuanto a las personas que trabajan en la empresa, también buscamos transformar sus vidas. Hemos desarrollado proyectos de calidad de vida, trabajo, familias, más de 50 beneficios que nos permiten conciliar situaciones y cada vez basarnos más en la flexibilidad, en el respeto. Hemos introducido conceptos de management y dirección como el de felicidad, y lo basamos en atributos como la comprensión, la gratitud, la coherencia, el servicio, para que quienes trabajamos a diario seamos felices.
Todo este componente de transformación de vida de las personas, se traduce en políticas de equidad de género, este sector es muy masculinizado y hoy dentro de las 100 primeras posiciones directivas del Grupo en Colombia, en cada uno hay una mujer siempre en plan de sucesión, ya está establecido en la línea. cada vez que se abre un proceso de reclutación hay equidad entre el número de mujeres y hombre que participan, y somos la única compañía del sector eléctrico que este año 2018 nos han entregado el sello de oro de equipares, un sello que distingue a aquellas empresas que de verdad han trabajado en unas políticas que hacen de la equidad de género una evidencia real en nuestro día a día.
Todo esto va unido al tema del medio ambiente, y vimos en Titanes la oportunidad de compartir las vivencias que tenemos en el interior de la compañía con todas las situaciones que se presentan en Titanes Caracol. Cuando estuve en Medellín, en las votaciones, la verdad todo esto de transformación de vidas ligado al medio ambiente está reflejado en lo que somos en la compañía.
– Ustedes hablan de transformación, entonces hablemos de cómo están ustedes en el escenario de la transformación digital…
Es uno de nuestros cuatro pilares, de nuestros grandes enfoques que hoy tenemos en Colombia: crecimiento y oportunidad, eficiencia, digitalización y personas, entonces estamos de lleno en ese tercer pilar que es digitalización, estamos transformando a través de la digitalización la relación con nuestros clientes, estamos cambiando todas las plataformas tanto técnicas como comerciales, estamos haciendo inversiones que superan los 180.000 millones de pesos por dos años. los clientes son cada vez más virtuales, van menos físicamente a las oficinas, debemos entender esa realidad y ser capaces de crear instrumentos para comunicarnos con ellos de manera distinta. Desde ayer tenemos una nueva página web, hemos empezado a masificar las facturas virtuales o electrónicas, hoy tenemos 70.000 pero queremos llegar a 500.000, estamos recopilando muchos datos de nuestros clientes y hoy tenemos 2400.000 clientes con smartphone, más de 911.000 con cuenta de correo electrónico y vamos a empezar a tener una comunicación digital virtual con estas personas.
Estamos usando la tecnología para el monitoreo de las centrales, estamos usando big data para ser mucho más predictivos de forma que no esperemos a que un equipo falle entonces con antelación le haremos el mantenimiento y todo eso requiere cambiar los volúmenes de datos. El año pasado estábamos manejando 300 terabites y en dos años vamos a pasar a 600 terabites,entonces todo este cambio requiere una capacidad de almacenamiento y análisis que nos va a permitir la digitalización.
– ¿Y en la operación qué cambios han ejecutado?
Usamos drones, por ejemplo el Dron Dragón, que lo que hace es quemar cometas, palos, objetos en las redes eléctricas. Una un lanzallamas y no afecta la red. Está el dron tejedor, que tiene un clave guía y cuando hay distancias muy grandes entre un poste y otro, antes implicaba recorridos largos, pasar por veredas, con ese dron hemos pasado de 1.465 minutos en el tendido a menos de 32 minutos, una reducción del 98%.
Y un dron murciélago o búho, que lo que hace es inspecciones de puntos calientes en nuestra red cuando se reportan interferencias con ramas, por ejemplo. Todo esto hace parte de la nueva forma de trabajar.
septiembre 24, 2018 | Industria
(La Tercera-Pulso) La semana pasada, el gerente general de Enel Generación Chile, Valter Moro, anunció que la central Los Cóndores, última iniciativa que lleva adelante el grupo energético, elevaría su costo de construcción de US$957,3 millones, mientras que su puesta en marcha definitiva quedaría para el tercer trimestre de 2020.
Se trata de un nuevo paso en falso de la obra hidroeléctrica, que inicialmente, cuando se presentó a trámite ambiental, suponía un costo inicial de US$180 millones.
La última estimación del proyecto, además, supone un costo por MW instalado que pasó de US$1,2 millón a US$6,4, número que de acuerdo con los parámetros de la industria, la deja por debajo de la línea de rentabilidad.
En el caso de Los Cóndores, la mayor dificultad ha estado en la construcción de una red de túneles para evacuar el agua hacia la sala de máquinas y así producir la energía. Esto, debido a que la roca es bastante más dura que lo presupuestf uioado inicialmente. Se trata de un problema que no solo ha enfrentado Enel sino también Codelco, con el proyecto Nuevo Nivel Mina El Teniente; y AES Gener en Alto Maipo.
En los tres casos la dificultad ha sido la misma: la dureza de la roca y un estudio geomecánico en que este factor se subestimó. Sumando las tres iniciativas, su costo pasó de US$2.598 millones al inicio de su desarrollo a US$8.957, un encarecimiento de 245% -más del triple-, lo que a la vez supone un mayor gasto de US$6.359 millones.
[VEA TAMBIÉN: Enel volverá a revisar costos y plazos de central Los Cóndores]
¿A qué se debe esta situación?
En el caso de Codelco, desde la minera explican que durante la fase de construcción, Nuevo Nivel Mina ha debido enfrentar una serie de dificultades que empinan su costo a unos US$5.000 millones, más del triple que los US$1.500 millones que la estimación que tenía Codelco a comienzos de la década cuando comenzaba a desarrollar la iniciativa.
“Durante su construcción, el proyecto enfrentó serios problemas geomecánicos, con estallidos de roca que impedían resguardar apropiadamente la seguridad de las personas. Ello implicó la paralización por más de un año de las obras subterráneas en las áreas involucradas”, señala Codelco, que agrega que gracias a distintas innovaciones aplicadas, como hidrofracturación y robotización, “pudimos encontrar una solución, de modo de hacer predecible el fenómeno y controlar la fractura de roca”.
“Adicionalmente, se desarrolló una estrategia de explotación que busca mitigar los riesgos y adelantar la explotación, abriendo sectores acompañantes (Andesita y Diamante) y haciendo uso de la infraestructura existente”, agregó la estatal.
Respecto al costo, desde la minera indican que Nuevo Nivel Mina comenzó a ser desarrollado en el período de máximo crecimiento en los costos de la industria, época en que producto de la fuerte inversión minera nacional e internacional, ocurrió un escalamiento de los costos de inversión que afectó a toda la industria.
Del sobrecosto, precisan que US$1.050 millones responden al ajuste del diseño y mayor plazo de construcción dadas las condiciones geomecánicas; y cerca de US$600 millones al alza de los precios.
En el Cajón del Maipo
En el caso de Alto Maipo, en AES Gener indican que el proyecto, que ya lleva 70% de avance, ha modificado su presupuesto inicial, entre otras razones, “porque realizamos un cambio en el contrato de construcción, en el cual se transfirió el riesgo de construcción y geología al contratista”.
En Gener también aluden a la dificultad geológica. “Trabajar con la naturaleza es un desafío constante. Los tipos de roca que hemos encontrado han sido en una distribución distinta a la inicialmente estimada”, reconocen desde la empresa.
“Alto Maipo es un proyecto país, sustentable, fundamental para la diversificación de la matriz energética y crecimiento de Chile, que actualmente emplea a más de 5.400 trabajadores directos y lleva 70% de avance. Es importante precisar que el costo del proyecto Alto Maipo no se ha triplicado”, aseguran en la compañía.
Sobre Los Cóndores, Enel Generación Chile explicó que el problema se originó en un evento geológico “que nos impidió mantener la excavación con la máquina tuneladora (Tunnel Boring Machine – TBM)”.
“Sin embargo, desde marzo de este año, y después de un complejo trabajo de ingeniería, hemos superado esa situación y retomamos el camino para seguir adelante con el plan. Además, tenemos prevista una segunda tuneladora, que nos permitirá cumplir el plan de obras que hemos definido”, agregó la empresa.
septiembre 24, 2018 | Industria
(Diario El Sur) Desde hace mucho tiempo que se viene hablando del gas natural en el Biobío, sobre todo con los altos índices de contaminación que afectan a la zona. En ese contexto, hay conformidad con la integración con Argentina y de los proyectos que vienen en camino, que, entre otras cosas, podrían traducirse en menos costos para las empresas.
Al respecto, la ministra de Energía, Susana Jiménez, comentó a este medio que en lo que respecta a la llegada del energético desde el vecino país, se trata de un muy buen acuerdo para Chile y Argentina. «La existencia de siete gasoductos entre ambos países que fueron construidos en los años 90, hoy están disponibles. Hemos tenido interesados desde Chile tanto a través del gasoducto de la Zona Central, como del Biobío y también en el norte. Esta es una gran oportunidad para volver a integrarnos energéticamente con el país vecino», apuntó.
Sin restricciones
Agregó que la relevancia de este anuncio radica en que por primera vez, en más de una década, se podrá importar gas desde Argentina sin restricciones u obligaciones de devolución, como ocurría hasta antes de dicha resolución. Estimó que la reanudación de los envíos podría tener un positivo impacto a futuro en el precio del gas que se consume en nuestro país. «Chile importa este combustible desde otros destinos más lejanos. El hecho que volvamos a integrarnos energéticamente con el país vecino, significa acceder a este insumo a precios competitivos, lo que redundaría en beneficios importantes para ambos países», destacó.
A su vez, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de los Generadoras de Chile, añadió que los beneficios que tendría este acuerdo con Argentina tienen que ver con la posibilidad de disponer de una oferta de gas natural (GN) a precios más convenientes y de manera más flexible que la importación de gas natural licuado (GNL) por vía marítima, utilizándose infraestructura de transporte ya instalada y subutilizada desde hace varios años.
Dijo que el GN es un energético que puede contribuir a la descontaminación de las ciudades del sur en reemplazo de la quema de leña y otros combustibles más contaminantes en hogares e industria, y en el caso de la generación eléctrica puede contribuir a la mayor flexibilidad de la matriz de generación para complementar las Energías Renovables Variables (ERV) como la energía solar fotovoltaica y la energía eólica.
«Contar con una diversidad de fuentes de provisión de gas natural puede contribuir a la flexibilidad y seguridad de su suministro. La llegada de GN a través del Gasoducto del Pacífico, que conecta la zona transandina de Neuquén con la Región del Biobío, permitiría disponer de un energético a un precio eventualmente más conveniente que el del GNL importado. Esto sin duda es un desafío importante para los dos proyectos de terminales de GNL en la Región, los que tendrán que dilucidar la conveniencia de concretarse y/o la manera de operar de manera complementaria con el gasoducto, esto en el supuesto que la demanda total por GN en la Región no sería suficiente para justificar la operación al mismo tiempo de un gasoducto y dos terminales de GNL», sostuvo.
En tanto, Francisco Ibieta, gerente de Asuntos Públicos del proyecto GNL Talcahuano, iniciativa que debería partir sus obras durante el primer semestre del próximo año, comentó que el gas es una necesidad en la Región. «Hoy día la industria están necesitando costos de energía más baratos y eso actualmente no lo tienen. Si a eso se suma al necesario plan de descontaminación que va a entrar en vigencia en el mediano plazo, el gas natural se vuelve una opción más que necesaria», remarcó.
El ejecutivo hizo ver que actualmente el beneficio para las compañías es que gastarán menos dinero en sus procesos productivos, lo cual les permite que al ahorrar recursos les generará más rentabilidad para proyectos que quizás hoy tienen guardados por el valor de la energía. «por ende, se podría generar un círculo virtuoso», apuntó.
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Eficiencia
Respecto al proyecto de Ley Eficiencia Energética, la secretaria de Estado dijo que tiene como objetivo acelerar el cambio cultural en torno al buen uso de la energía, a través de distintas acciones que buscan alinear los incentivos públicos y privados, y llevar al país a la senda del desarrollo sustentable.
«En este sentido, confiamos en que el proyecto generará un amplio consenso entre los distintos actores, más aún considerando que recoge lo propuesto en una anterior moción parlamentaria Entre los elementos que contempla el proyecto están institucionalizar la eficiencia energética en el marco del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, promover la gestión de la energía en los grandes consumidores, informar a los compradores de viviendas, respecto del consumo energético de éstas, promover la gestión de energía en el sector público, velar por las condiciones que faciliten la instalación y operación de estaciones de carga para vehículos eléctricos, y promover la renovación del parque vehicular con vehículos más eficientes, con énfasis en aquellos de propulsión eléctrica», destacó.
Seebach, en tanto, añadió sobre esta iniciativa parece ser un avance importante, toda vez que, aparte de las novedades con respecto a los Consumidores con Capacidad de Gestión de Energía y se eleva a rango legal iniciativas importantes de eficiencia energética lo cual permitirá concretar sus objetivos de una manera más cierta. «La electrificación del consumo energético, como por ejemplo la electromovilidad, es una de las mayores oportunidades de eficiencia energética, descontaminación y reducción de emisiones GEI, por lo que es una iniciativa muy bienvenida como aporte al desarrollo futuro de la energía», remarcó.
