agosto 5, 2020 | Industria
Un total de 191 MW de capacidad instalada se incorporaron a las operaciones del sistema eléctrico local durante julio, correspondiente a cuatro centrales de generación, de las cuales tres son Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) con tecnología solar fotovoltaica y un parque eólico, de acuerdo con los datos del Coordinador Eléctrico Nacional.
La central eólica es el proyecto Sarco, de Aela Energía, ubicado en la comuna de Freirina, en la Región de Atacama, con 170 MW de potencia instalada, cuyo volumen de energía es capaz de abastecer a 270.000 hogares, conectándose a la subestación Maintencillo, a través de una línea de 71 kilómetros.
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Los otros son los PMGD solares fotovoltaicos Sol de Septiembre (9 MW); PMGD Cocharcas (2,8 MW), y el PMGD Granada (9 MW).
El organismo coordinador también informó que en julio pasado se puso en marcha un solo proyecto de transmisión, el cual es la ampliación de la subestación Combarbalá, correspondiente al sistema de transmisión zonal, en la Región de Coquimbo.
julio 27, 2020 | Industria
El plan de descarbonización que incluye el retiro de sus unidades generadoras, impactó en los resultados semestrales de Enel Chile, donde se anotó una pérdida de $458.258 millones en los primeros seis meses de este año, lo que significó una disminución de $303.165 millones respecto a igual periodo del año pasado.
Dentro de los beneficios netos de Enel Generación Chile registraron un alza de 4,9%, alcanzando $121.241 millones, comparado con los $115.611 del primer semestre de 2019.
La generación de la empresa llegó a 7.432 GWh en los primeros seis meses del año, lo cual fue representó una merma 1.459 GWh comparado con el mismo lapso del año pasado, debido a una menor participación de las centrales hidroeléctricas, asociado con la hidrología seca que se produjo entre abril y junio.
Los resultados fueron destacados por el gerente general de Enel Chile, Paolo Pallotti señaló que la implementación de su infraestructura digital permitió que la compañía «pudo poner en marcha con rapidez las medidas necesarias para mantener un servicio de suministro de energía estable y seguro, salvaguardando en todo momento y con prioridad la seguridad y salud de trabajadores, colaboradores y clientes, en un escenario fuertemente impactado por la pandemia».
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«El resultado neto atribuible a junio de 2020 alcanzó una pérdida de $327.941 millones , explicado principalmente por el registro de pérdidas por deterioro asociadas al retiro anticipado de Central Bocamina II del sistema. Aislando ese efecto en 2020 y también el ingreso extraordinario producto del término anticipado de tres contratos en marzo de 2019 y el registro de pérdidas por deterioro de Tarapacá y Bocamina I en junio de 2019, el beneficio neto atribuible a los accionistas de Enel Chile se mantuvo estable respecto a junio de 2019», comentó el ejecutivo.
Según Pallotti, los pasos dados este año, «en materia de transición energética y el desarrollo de nuestro plan de inversión, nos permitirán llegar a 2022 como la primera compañía eléctrica que deja de generar en base a carbón y al mismo tiempo como la mayor proveedora de energías renovables, al sumar 2 GW de capacidad fotovoltaica, solar y geotérmica, impulsando así una reactivación económica sostenible del país».
Los Cóndores
La empresa también informó la postergación hasta finales de 2023 la puesta en marcha de su central hidroeléctrica Los Cóndores, en el sur del país, lo que representará un incremento en el presupuesto en torno a US$200 millones, informó el lunes la compañía, con lo cual la inversión total del proyecto se empinó a US$1.152 millones.
«No resulta posible determinar, a esta fecha, el efecto financiero del mayor plazo de puesta en operación», indicó la empresa.
julio 17, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) La caída de la demanda eléctrica y la entrada de nuevas centrales renovables están cambiando el mercado eléctrico.
Así se deja ver en un estudio elaborado por Efizity, que anticipa una importante sobre oferta en el sistema para los próximos dos años. Según las proyecciones de la compañía, se estima una sobre oferta de energía en un rango superior al 10% del total de la demanda del sistema (sobre los 7.000 GWh) para el 2021 y 2022.
¿La razón? Hay muchos proyectos de energía renovable en construcción, a la vez que el crecimiento de la demanda se ajustó producto de la crisis. El efecto del ingreso de nuevas obras para los próximos dos años, implicará que se reemplazará la operación de centrales menos eficientes. “Esto afectará el precio spot de la energía, toda vez que este último corresponde al costo variable de la central más cara que es despachada a cada hora”, explicó el gerente general de Efizity, Luis Enrique López.
De acuerdo al plan de obras en construcción, para lo que queda del presente año y el próximo se prevé la entrada de 5.500 MW de centrales de tecnologías renovables, lo que implicará una generación de 13.000 GWh a 15.000 GWh anuales de energía de base. Estas representarán alrededor de un 20% de la demanda anual de energía del sistema, sostuvo Efizity.
Respecto a un posible efecto en la inversión, el gerente general de la compañía señaló que la caída en el precio spot de la energía efectivamente genera un desincentivo para las empresas generadoras, ya que parte importante de sus ingresos vienen de la valorización de sus inyecciones a dicho precio. “Sin embargo, las empresas generadoras evalúan sus proyectos considerando más de 20 años de operación, por lo que la coyuntura que tendremos en los próximos años no necesariamente condicionará las inversiones en el sector energético”, agregó.
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Costos marginales
La mayor penetración de energías renovables tiene como efecto una disminución en los costos marginales, que son los valores en que se transa la electricidad entre generadoras.
Respecto a la proyección de estos, el gerente general de Efizity sostuvo que es complejo prever costos marginales en el mediano plazo, ya que dependen de múltiples factores, algunos bastante variables como las precipitaciones. Pero, respecto a los precios de contratos para clientes finales, aseguró que » en los procesos de renovación se están logrando ahorros adicionales de entre 10% y 20% dependiendo de la fecha de firma del contrato vigente”.
Lo anterior, según López, implica que los ingresos de las empresas generadoras en el mediano plazo se verán reducidos. Además, anticipó que “habrá gran interés de buscar contratos de suministro con clientes libres, para limitar su exposición al precio spot. Para clientes libres que deban renovar contratos de suministro en este período va a ser muy buen momento, logrando obtener muy buenos precios”.
junio 30, 2020 | Industria
(La Tercera-Pulso) Un complejo escenario, al igual que distintos sectores de la economía, vive la industria eléctrica. La pandemia les afectó por el hecho de que diferentes actividades paralizaran o bajaran su ritmo, lo que a su vez trajo aparejada inmediatamente una caída en la demanda eléctrica.
A la fecha, el Coordinador Eléctrico estima que la baja en la demanda en comparación al año anterior acumula un 5% y, para lo que queda del año, el panorama sería más desfavorable aún.
Estas cifras fueron recogidas por el Informe Técnico Preliminar de Fijación de Precios, que emitió la Comisión Nacional de Energía (CNE). Allí se anticipa una importante caída en la demanda, no solo para 2020, sino también para los próximos años.
A modo de ejemplo, en el informe del primer semestre -se realiza cada seis meses- se proyectaba que este año el consumo de los clientes regulados -quienes son abastecidos a través de una distribuidora, como Enel o CGE- sería de 31.741 GWh, mientras que en el caso de los libres, la cifra sería de 43.620 GWh. Sin embargo, el reporte más reciente reduce la estimación de demanda de los clientes regulados a 29.466 GWh, y en los libres a 41.056 GWh. Es decir, caídas de 7,2% y 5,9%, respectivamente.
Más aún, si se compara este informe con las estimaciones de la propia CNE en años anteriores respecto del consumo eléctrico en un horizonte de diez años, las diferencias son abismales (ver infografía). En 2016, por ejemplo, la propia CNE proyectaba que hacia fines de esta década el consumo eléctrico total del país superaría los 120 mil GWh/año, muy lejos de los menos de 89 mil GWh estimados en el informe más reciente.
Incluso más: en 2016 se proyectaba que hacia 2030, solo el antiguo SIC -que abastecía a la zona central- demandaría la energía que hoy se proyecta para todo el país.
Las proyecciones, eso sí, no solo están influenciadas por la pandemia, sino también por la perspectiva de una economía creciendo más lento que lo esperado.
Esta situación podría generar dos consecuencias. Por un lado, una eventual sobreoferta de energía, debido a que las decisiones de inversión consideraron otro escenario, más optimista que el que se muestra hoy. Pero, a la vez, esto podría provocar que los precios de la energía bajen.
Visión del regulador
Así precisamente lo ve la CNE. “Debido a la emergencia sanitaria, se espera una leve caída en la demanda para el año 2020, que implicaría un menor costo de operación del sistema. De mantenerse la caída de demanda y la reducción de precios de combustibles, esto podría repercutir en que a futuro los oferentes en licitaciones oferten precios más bajos”, se explicó desde ese organismo.
El director de Estudios y Contenidos de Generadoras de Chile, Rodrigo Solis, explicó que se está internalizando el efecto que ha tenido en la demanda eléctrica la caída de la actividad económica del país producto del Covid-19 y las medidas sanitarias adoptadas. “Este efecto es real, pero creemos que la recuperación de la actividad económica, una vez terminada la pandemia y con una visión de largo plazo, estará asociada a su vez a un mayor y mejor uso de energía eléctrica”, aseguró el ejecutivo.
Respecto a los efectos que tiene esto en el sistema en el corto plazo, señaló que es probable que se configure un escenario de sobreoferta u holguras y que, en ese caso, las afectadas son las empresas que han concretado una inversión, pues percibirán menores ingresos a los esperados.
El director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, manifestó que las inversiones del sector son a largo plazo, por lo que tienden a ser poco sensibles a efectos de corto plazo. “La reducción de demanda podría tener algunos efectos puntuales, pero no pensamos que un informe en particular vaya a justificar una revisión mayor de las inversiones. Dicho lo anterior, un sector que sí podría verse afectado es el de las centrales de pequeño tamaño que, por su distribución geográfica, son un motor de la economía en muchas localidades”, dijo el ejecutivo.
junio 2, 2020 | Industria
(Diario Concepción) “Hemos llevado adelante un proceso para acelerar una transición energética justa hacia una matriz más eficiente, económica y limpia, capaz de sostener el desarrollo del país y, a la vez, reducir su impacto sobre su entorno y el clima. Este es un hito clave que marca la salida de Enel Chile de la generación a carbón en Chile”. Fue la buena nueva comunicada el pasado miércoles por el gerente general de Enel Chile, Paolo Pallotti, que significará la salida de sus dos centrales a carbón que operan en Coronel de aquí al 2022, adelantándose 19 años al compromiso de descarbonización.
“Un cambio de contexto y la evolución tecnológica de las renovables, que hace más eficientes los proyectos, nos permite anticipar el compromiso adquirido con el país cuando suscribimos el Plan Nacional de Descarbonización”, agregó.
La noticia, positiva por donde se le mire, si tiene distintas aristas con miras a su ejecución y posteriores consecuencias.
En lo ambiental, el seremi de Energía, Mauricio Henríquez, constató que tras estos cierres, sólo quedará una central térmica a carbón, Santa María de Coronel, que opera la empresa Colbún y que genera 350 MW. La autoridad celebró el vuelco que está tomando nuestra matriz eléctrica regional, la que en los años 90 sufrió una fuerte carbonización, con todos los impactos ambientales asociados en una zona declarada saturada por material particulado respirable.
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Qué otros efectos trae este cierre
El ingeniero eléctrico y experto en temas tarifarios de la Universidad de Concepción, Claudio Roa, sostuvo que por concepto de seguridad de suministro, la salida de estas centrales no implicará impacto alguno, toda vez que estas unidades están funcionando más que nada como respaldo.
Pero sí advirtió que las cuentas de la luz podrían subir en Coronel, debido al componente generación que está incluida en la ecuación enmarcada en la Ley de Equidad Tarifaria, que descuenta a las zonas generadoras de energía.
“Recordemos que no será un efecto inmediato, toda vez que tras el estallido social se congelaron las tarifas hasta 2022. Pero qué pasará después de eso… por eso, creo que este tema debiera resolverse antes de que explote, porque hay otras comunas en el norte que están en una situación similar. Son comunas modestas, que han sufrido las externalidades ambientales por décadas producto de la quema de carbón y parece un contrasentido que producto del cierre de las centrales, los habitantes deban pagar más por electricidad. Estamos a tiempo para encontrar la solución a eso”, planteó el académico.
¿Qué dicen desde el Coordinador Eléctrico Nacional?
“Las centrales Bocamina 1 y 2 representan actualmente el 5% de la capacidad de generación del Sistema Eléctrico Nacional. Los efectos de la salida de ambas centrales se debe estimar mediante un análisis técnico que debiese demorar en torno a 30 días”.
En tanto, el alcalde de Coronel, Boris Chamorro, dijo que van a estar muy de cerca acompañando el proceso, ya que hay que ver qué se harán con las cenizas, con los terrenos y con el tema empleo, que según sus estimaciones serían unos 80 empleos directos los que se perderían, aunque Enel adelantó que también se realizará un plan de reubicación para la totalidad de los trabajadores de ambas unidades.
¿Qué pasará con recursos judiciales en curso?
La abogada Paula Villegas, que ha liderado causas en contra de Enel por la arista de las relocalizaciones de pobladores que circundaban la central Bocamina, explicó que los procesos judiciales siguen su curso.
“Una cosa es que la empresa cierre, se vaya, pero otra son sus eventuales responsabilidades penales, tanto en este caso como en otros”.
En tanto, la abogada especialista en derecho ambiental y profesora de la Universidad de Concepción, Paula Nieto, sostuvo que es un aporte este adelantamiento.
“Pero me gustaría saber cómo harán su plan de cierre, si habrá planes de reconversión, porque hay que recordar que acá hay una Resolución de Calificación Ambiental asociada, que entre otros aspectos debe hacerse cargo de los pasivos ambientales y también analizar qué pasará con la Ley de Equidad Tarifaria“.
Cabe destacar que Enel aproximó que eventualmente pueden seguir operando, reconvirtiendo la central a una con combustible más limpio, así que en ese caso no habría diferencia en la aplicabilidad de la Ley de Equidad, que rebaja las tarifas eléctricas por ser zona generadora de energía.
