septiembre 23, 2013 | Industria
La nieve caída el último invierno en la zona central permite anticipar un escenario más favorable que el de 2012 en relación con la disponibilidad hídrica para generación durante el verano, pero todavía en niveles inferiores a los promedios históricos.
Recientemente, el CDEC-SIC dio a conocer su primer pronóstico de deshielos, el que es considerado por la industria como un indicador certero para proyectar la disponibilidad de los embalses. Si bien el invierno 2013 no fue todo lo lluvioso que se esperaba, en el sector eléctrico había confianza en que la lluvia fue reemplazada por nieve en la alta cordillera, lo que haría presagiar que una vez que comenzaran los deshielos los niveles de los embalses tenderían a normalizarse. Así lo reflejaría el reporte del CDEC-SIC.
Y a juzgar por las cifras dadas a conocer la semana pasada, esta idea era correcta. Eso sí, los costos proyectados para la zona central serán levemente más altos que los pronosticados anteriormente, debido a que se esperaban cifras todavía mejores en relación a la nieve caída.
“El pronóstico actual de deshielo informado por el CDEC-SIC es favorable respecto al año anterior, y esto implica que los costos marginales en el corto plazo tiendan a la baja. Independientemente de ello, se espera que el mediano plazo se mantengan entorno a los US20 MWh producto de la poca disponibilidad hídrica de las centrales de embalse, entre otros factores”, explicó la consultora Valgesta Energía en su último informe mensual.
“El caudal promedio mensual agregado (desde octubre 2013 a marzo 2014) correspondiente a los 31 puntos de observación, se compara favorablemente (+24,0%) respecto a lo observado durante la temporada pasada (2012-2013). Sin embargo, el pronóstico se compara desfavorablemente (-18,3%) con la temporada antepasada (2011-2012). En tanto, en comparación al promedio histórico, el pronóstico es bastante débil ubicándose en el quintil más bajo según los datos del CDEC-SIC”, es la lectura que hace Banchile Inversiones sobre el reporte del CDEC-SIC.
Fuente / Pulso
septiembre 23, 2013 | Industria
(La Segunda) Sesenta días es el plazo que otorga la ley para que el Comité de Ministros revise los reclamos interpuestos en contra de un proyecto aprobado. En el caso de HidroAysén, han pasado dos años y, todavía, no sale humo blanco.
Ese es uno de los mejores ejemplos para graficar las tremendas dificultades que ha enfrentado hasta ahora el mayor proyecto eléctrico del país, el cual pretendía construir cinco centrales en la Región de Aysén.
El futuro tampoco se avizora alentador para la iniciativa propiedad de Endesa (51%) y Colbún (49%). Así al menos lo refleja el hecho de que un ex candidato a la presidencia del país, Andrés Allamand, lo diera por muerto. También el que la aspirante a La Moneda por la Nueva Mayoría, Michelle Bachelet, dijera abiertamente que estaba en contra de las megarrepresas.
Desde la compañía esperan una rápida resolución del comité de secretarios de Estado, aunque han recalcado que la decisión que emane de los ministros no puede revertir la aprobación obtenida para la construcción de las centrales. Eso sí, quedará un largo camino para que, si la empresa lo decide, tramite la línea de transmisión que permita inyectar la energía al sistema.
El escenario más optimista para los inversionistas es que, al menos una de las centrales, pudiera operar en 2023, pero ¿es el más probable? Algunos piensan que no, por eso expertos ya barajan las alternativas de reemplazos para la energía hidráulica proveniente de la Patagonia: la nuclear, el carbón y el gas natural licuado (GNL) son las principales opciones.
Nuclear: generación constante y sin emisiones, pero con rechazo
Para la integrante de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, no utilizar el agua de la Patagonia es como si Venezuela no explotara su petróleo. «Entonces estamos hablando de algo grave. Todas las opciones que hay son más caras que el agua. La gente puede decir «pero si igual pagamos caro por la energía». Lamentablemente, podríamos llegar a una situación en que los precios permanecieran caros en forma definitiva», advierte la experta.
Dicho eso, González comenta que de existir un acuerdo político de no emplazar hidroeléctricas en Aysén «tendríamos, por ejemplo, que pensar en centrales nucleares, que son eficientes, aunque son una alternativa de largo plazo, de aquí a 15 o más años, porque hay que hacer todos los estudios. Y si es que se llegase a la conclusión de que podemos instalar centrales nucleares en Chile, hay que construirlas».
En la administración Bachelet se creó la denominada Comisión Zanelli para realizar estudios sobre la factibilidad de instalar centrales nucleares en el país. Eran análisis preliminares que recomendaban su instalación.
Tras el cambio de gobierno, la subsecretaría de Energía anunció que licitaría nuevos estudios antes del primer trimestre de este año para responder en qué zonas de Chile podría construirse una de estas centrales y qué tipo de tecnología era la más conveniente. Sin embargo, la licitación pública fue postergada y hasta el día de hoy no se efectúa.
En otros países la energía nuclear es clave en su matriz energética. Un ejemplo es Francia, donde corresponde a más del 70% de su portafolio de generación. Esta tecnología funciona de respaldo en Europa para las energías renovables no convencionales (ERNC): por ejemplo, cuando deja de soplar el viento en España, Portugal o Alemania.
Si bien el estándar de potencia en el mundo supera los 1.000 MW, fuentes del gobierno comentaron que los estudios que se encargarían considerarían para el país centrales con tamaños de 400 MW, que hacen más factible su incorporación al sistema.
«Para reemplazar HidroAysén, a diez años plazo es necesario habilitar una normativa nuclear hoy y concesionar, por ejemplo, una central de última generación con toda la seguridad para quitarles susto a los chilenos. Esa es una alternativa difícil, pero muy eficiente si se desecha el gran recurso que tiene el país», opina el director ejecutivo de Electroconsultores, Francisco Aguirre.
Para Aguirre, ésa es la mejor solución técnica para un país que no cuenta con carbón de calidad, gas o petróleo, pero reconoce que su principal obstáculo es el rechazo ciudadano y la inexistencia de normativas. «Por eso no me embarcaría en una central nuclear grande, sino que usaría las tecnologías nuevas, innovadoras y con el nuevo combustible nuclear torio, que es mucho más ecológico que el uranio».
El experto comenta que una buena solución sería la construcción de una central «escalable»; es decir, que fuera en etapas, agregándose mayor capacidad instalada, pero siempre de menor tamaño que las existentes en países desarrollados.
Carbón, el combustible que usa 40% del mundo para generar electricidad
Un camino conocido por el sistema chileno es el de instalación de carboneras, claves en el país luego que Argentina cortara la llave del gas a las generadoras chilenas. Eso sí, en el último tiempo no han tenido suerte: proyectos como Barrancones o Castilla no se concretaron por oposición ciudadana.
Para el consultor de Valgesta, Ramón Galaz, no se debiera dejar de lado la utilización de recursos disponibles en el país, aunque si existiera una decisión de consenso para no realizar hidroeléctricas en Aysén, una opción importante es el carbón.
Galaz dice que «si se llegara a una conclusión de consenso de que no se deben hacer centrales en Aysén, las únicas alternativas que quedan para satisfacer la demanda de los próximos 10, 20 y 30 años será la utilización de generación termoeléctrica».
Sostiene que «con todo lo que podamos incorporar de energías renovables no convencionales, que sin duda son un aporte importante, no es suficiente y tendremos que pensar en generación termoeléctrica».
«El carbón es una opción, pero hay que lavarles la cabeza a los ambientalistas», dice Aguirre.
En el mundo, cerca del 40% de la matriz corresponde a carbón. En Chile, durante agosto de este año el 36% de la generación del Sistema Interconectado Central (SIC) provino de esa fuente, mientras que para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) fue 82%.
GNL: el más caro, pero compatible con ERNC
La opción de reemplazo a los grandes embalses que genera mayor consenso es el gasn antural licuado (GNL). Si bien es más caro, al menos 20% más por cada kilowatt generado a carbón, su imagen más amigable con el medio ambiente produce apoyos en expertos y autoridades.
Actualmente, el 17% de la energía producida en el SIC es en base a GNL, pero las perspectivas van al alza, ya que, pese a ser más caro que el carbón, muchos inversionistas optan por este combustible al tener mayor aceptación.
Un ejemplo fue la decisión de la minera BHP Billiton de reconvertir la carbonera central Kellar en una iniciativa que se abastece de GNL.
Además, el comienzo de la extracción de shale gas -o gas no convencional- en Estados Unidos mantiene las expectativas de una disminución de precios. El gigante del Norte se transformaría de un importador de hidrocarburos a un exportador de combustibles.
«El carbón es una mejor alternativa en términos económicos, pero como vemos que las centrales de este tipo están siendo vetadas, el GNL sería una opción, aunque más cara», advierte María Isabel González.
Aguirre apunta que esta tecnología es más amigable con las energías renovables no convencionales, ya que sirven de centrales de respaldo para cuando tecnologías como la solar o eólica dejan de funcionar.
«Es la única tecnología que puede ir bailando al ritmo variable de la renovable que se apaga y se prende», dice el director ejecutivo de Electroconsultores.
Fuente / La Segunda
septiembre 10, 2013 | Industria
(La Tercera) Esta época del año es clave para las expectativas que tiene el sector eléctrico sobre el valor al que se transará la energía en los próximos seis a siete meses. Esto a raíz de que comienza haber más claridad sobre cómo estará el nivel de los caudales de los ríos, factor que marca la capacidad de operación de las centrales hidroeléctricas.
Según los primeros pronósticos dados a conocer por el CDEC-SIC -entidad que coordina la operación de las eléctricas-, la acumulación de nieve en las altas cumbres cordilleranas en el invierno fue menor a un año normal y los deshielos darán cuenta de un año más bien seco. Los datos preliminares que forman parte del primer informe que entregará el CDEC-SIC indican que el nivel de excedencia en las principales cuencas estará entre 75% y 85%. Esto significa que la temporada 2013-2014, que comienza en octubre, estará entre el 15% y 25% de los años con menos deshielo desde que se tiene registro. En el caso del Maule, la estimación apunta a una excedencia del 87% (sólo 13% de los años son más secos que el actual); en Colbún, de 85%; y en Ralco y Pangue, de 93%.
Según expertos, estos pronósticos dan cuenta de que los costos de energía se mantendrán presionados por una generación hidroeléctrica menor que la de un año normal, al menos hasta que comience la próxima temporada de lluvias, en abril de 2014. En septiembre, el costo marginal promedia US$ 238,3 MWh, y en el año, US$ 190 MWh.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, señala que el aporte de la hidroelectricidad al sistema mejora a partir de octubre por los deshielos, y como consecuencia, los precios caen. Con el bajo nivel de nieve, especialmente en las altas cumbres que surten a los embalses de Laja y Maule, en las regiones VII y VIII, el impacto de este fenómeno sería más acotado. “Va a haber un menor aporte de la generación hidroeléctrica que en un año normal. Los embalses se encuentran en sus niveles más bajos y su recuperación probablemente tomará más de una temporada de lluvias”, dice.
Según los últimos datos de la Dirección General de Aguas, los embalses utilizados para generación eléctrica se encuentran a 53,1% de su capacidad total, acumulando 1.051 millones de metros cúbicos. Con respecto a 2012, el déficit llega a 22,8%.
La consultora María Isabel González indica que la generación hidroeléctrica debería situarse entre 30% y 35%. En agosto, este tipo de energía aportó 35,8% del total, lo que obligará al sistema a seguir dependiendo de unidades a diésel -las más caras del sistema- para sostener la demanda, impactando de paso los precios. Hoy las turbinas a petróleo generan el 8% de la energía del SIC. “El aporte hidro será bastante menor y los costos marginales seguirán altos. No veremos mucho alivio, porque con ese pronóstico no es mucho lo que se puede esperar de una caída”, dijo.
Un gerente de la industria agrega que producto de los deshielos, los costos de la energía tienden a bajar en el último trimestre. En esos meses, prevé precios cercanos a US$ 140 a 150 por MWh, para luego retomar sobre US$ 200 por MWh en el primer trimestre, hasta la nueva temporada de lluvias.
Fuente / La Tercera
septiembre 9, 2013 | Industria
(La Tercera) EL Gas Natural Licuado (GNL) podría desestresar la estrechez energética que vivirá el país en la parte final de esta década. Ese es el análisis que diversos expertos han planteado en los últimos meses, a través de estudios sobre el abastecimiento futuro de la matriz energética en distintas instancias técnicas y académicas. Es también la alternativa de mediano y largo plazo que están analizando las candidatas a La Moneda Michelle Bachelet y Evelyn Matthei, y que formará parte de las propuestas que sus equipos presentarán a mediados de este mes, indican conocedores de los avances de los documentos. En el caso de la Nueva Mayoría, la labor está a cargo del ex ministro de Obras Públicas, Eduardo Bitrán; en el de la Alianza, del ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Bernstein.
¿Por qué el GNL? La visión es similar en ambos comandos. “La necesidad de energía es tan grande, que no se puede partir de cero. Hay que asegurar el abastecimiento con los recursos disponibles que no generan conflictos, como es el gas natural”, según un cercano al comando de Bachelet. En el grupo de trabajo de Matthei la visión es que “el GNL es una alternativa para el corto, mediano plazo y el largo plazo, porque es llegar y usar el mayor gas que existe”.
Esencialmente el rechazo al desarrollo de centrales a carbón, que ha paralizado la puesta en marcha de Castilla (2.100 megawatts, MW) y Punta Alcalde (740 MW), unido al desistido proyecto Barrancones (540 MW), es lo que abre la puerta a que la matriz del Sistema Interconectado Central (SIC) -que abastece a más del 90% de la población del país y que se extiende desde Taltal hasta Chiloé- deba ser sustentada por GNL, combustible que es más caro que el carbón.
Se estima que el GNL que llegará a la zona central del país irá entre US$ 10 a US$ 12 por millón de BTU (unidades británicas y americanas), pero para que su valor sea competitivo con el carbón su precio debería estar entre US$ 6 y US$ 6,5 por millón de BTU, dice Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores.
Sebastián Bernstein calcula, por su parte, que con el GNL los costos del sistema subirán en casi 30% comparado con el carbón, dado que en el desarrollo de hidroelectricidad con carbón llegan a US$ 95 por MWh, mientras que en el de hidroelectricidad con GNL, suben a US$ 125 por MWh.
Hoy en la zona central tres generadoras tienen centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural y diésel (cuando falta el primer combustible). Se trata de Endesa, dueña de San Isidro 1 y 2, cuya capacidad total es de 756 MW, y de Taltal (244 MW). También están Colbún, con Nehuenco, complejo de tres unidades cuya capacidad llega a 874 MW. Además, Colbún tiene Candelaria, dos unidades que en total suman 270 MW. Finalmente, está AES Gener, con Nueva Renca, en Santiago, con 370 MW.
En la zona central, la planta de Quintero regasifica el GNL que llega en barcos para convertirlo en gas natural. El combustible lo trae a Chile la británica BG y sus clientes son Endesa, para sus centrales; Metrogas, para sus clientes residenciales e industriales; y Enap, para sus instalaciones.
Diagnósticos
Chile enfrentará un déficit de energía mayor a los 1.000 MW hacia fines de la década. El escenario más complicado se dará a partir de 2016, ya que no existen nuevos proyectos iniciando su construcción. El académico de la Universidad Católica y director de la consultora Systep, Hugh Rudnick, planteó hace unas semanas en un seminario en el Centro de Estudios Públicos (CEP) que ese déficit llegará a los 1.243 MW y su visión es que el saldo probablemente será abastecido por GNL, diésel y energías renovables (ver infografía).
La ex secretaria ejecutiva de la CNE, Vivianne Blanlot, en esa misma ocasión cifró el déficit en 1.781 MW al fin de la década, ya que los aumentos de capacidad requeridos entre 2013 y 2020 son de 5.061 MW, mientras que los aumentos esperados llegarán a 3.280 MW. Frente a ello, planteó que hacia 2017 será necesario tomar varias medidas.
Una de ellas es reactivar los proyectos que están con sus resoluciones de calificación ambiental aprobados y gestionar aumentos en el acceso al GNL. Una segunda, es ampliar la capacidad de regasificación y cerrar los ciclos de algunas centrales de ciclo combinado, para utilizar el vapor de agua que sale de las chimeneas de las unidades. Con esto se puede elevar la capacidad de generación.
En promedio, una central de estas características que cierra su ciclo eleva en casi 40% su capacidad de generación, explica el gerente general de Valgesta, Ramón Galaz.
Por otra parte, otro conjunto de expertos -Sebastián Bernstein, Gabriel Bitrán, Alejandro Jadresic y Marcelo Tokman- elaboraron un informe para la Confederación de la Producción y el Comercio (CPC). En su diagnóstico, entregado en julio, señalaron que el escenario base establece que es necesario expandir la oferta en función de centrales de gas natural.
Esto se logra, exponen, asumiendo que las centrales Nueva Renca y las unidades 1 y 2 de Nehuenco (360 MW y 385 MW, respectivamente), que hoy no cuentan con GNL de forma permanente, puedan participar en el proceso de licitación de suministro que está ejecutando el gobierno, mediante contratos de largo plazo. El informe considera el cierre de los ciclos de las centrales Taltal y Candelaria. “El uso continuo de los ciclos combinados existentes permitiría movilizar 1.000 MW en centrales de base que operan con diésel y sólo en forma esporádica con GNL del mercado spot”, sostiene el documento.
Aprovechar el vapor de las chimeneas de las centrales que consumen gas natural es una alternativa que hoy analizan los comandos de la Nueva Mayoría y de la Alianza. En el de Bachelet, eso sí, las estimaciones son más conservadoras: prevén un aumento de 300 MW con el cierre de los ciclos, contemplando que son tres plantas las que pueden aprovechar el vapor de las turbinas.
Para Rudnick el mejor escenario es el desarrollo del carbón con la hidroelectricidad. “Esto es asumiendo que se harán las centrales a carbón y que se hará parte de la energía de Aysén, incluyendo las centrales de Energía Austral. A esto se suman Neltume (490 MW) y Alto Maipo (530 MW) ”, manifiesta.
Pero reconoce, asimismo, que hay un segundo escenario donde estas grandes centrales hidroeléctricas no se desarrollan y tampoco las carboneras. “Entonces, en unos cinco o en unos 10 años más, lo que vendría serían centrales a gas”, indica el ejecutivo.
Conseguir contratos de largo plazo, un elemento clave
Para los expertos, el GNL es el combustible “técnicamente” viable para la expansión del sistema eléctrico, pero tiene una variable crítica, que es que tanto Colbún como AES Gener -con sus centrales Nehuenco y Nueva Renca, respectivamente- tengan contratos de largo plazo para adquirirlo y suministrarlo a nuevos clientes. Ninguna quiso participar de la construcción del terminal de regasificación en Quintero. Por lo tanto, compran el gas sobrante y a un mayor precio.
Bernstein opina que claramente las centrales de ciclo combinado darán más seguridad al abastecimiento de energía, pero deben operar como tecnología de base, es decir, estar el 100% del tiempo despachando. Para eso se requieren contratos.
La misma mirada tienen Rudnick y Galaz. El académico de la UC indica que la idea es poder viabilizar contratos de gas de esas centrales (Nueva Renca y Nehuenco) y lograr un suministro estable y adicional. “Eso es lo que la CNE quiere lograr con las licitaciones de suministro. Aparentemente estaría buscando esa solución, pero el problema es que esos contratos de gas no están firmados y hay que traer suministros inmediatos, así que no sé si eso finalmente va a operar”, advierte.
Galaz, en tanto, hace hincapié en la dificultad de lograr contratos de largo plazo a buenos precios. “En la coyuntura actual, no son fáciles de conseguir, dado que la demanda está muy alta en el mundo. La pregunta es cómo conciliar las dos cosas”. Aguirre agrega que el consumo de Chile comparado con otros países es muy pequeño. De hecho, todo el gas que usa Metrogas para abastecer a la zona Metropolitana y Quinta en el peak de invierno sirve para abastecer a una central de unos 300 a 400 MW y una central como Nehuenco requiere entre 4 a 5 barcos con GNL al año.
“El gran problema es que si no hay capacidad como país de comprar grandes volúmenes de gas, no tendremos gas barato y el que llegaría no tendría un precio competitivo con el carbón. Por lo tanto, queda en la base de la curva de carga de despacho de energía. El problema es que una central que trabaja de manera continua puede tener contratos de largo plazo. Por eso estas compañías no tienen problemas en pagar los contratos take or pay que se usan para estos combustibles”, manifiesta Aguirre.
Las otras materias que analizan los equipos de la Nueva Mayoría y de la Alianza
Un mayor rol del Estado como diseñador de una matriz energética de largo plazo es uno de los puntos que los expertos energéticos de los comandos de Michelle Bachelet y de Evelyn Matthei están analizando para incluir en sus programas. Esto no significa, aclaran desde los comandos, que el Estado tenga que decidir qué central se puede o no construir. Otra materia que también debaten, es el desarrollo de una matriz sustentable. En el caso de Bachelet, con un impulso más fuerte a las energías renovables. La candidata es partidaria de ampliar la presencia de energías renovables no convencionales hasta alcanzar un 30% de la matriz a 2030. En el comando de Matthei plantean que el porcentaje aceptable sería 20%, debido a los altos costos que implicaría subirlo, dada la intermitencia que tienen este tipo de tecnologías, como solar o eólica, en la inyección de energía. En cuanto a HidroAysén, en el borrador del programa energético que hace unos días se le entregó a la candidata de la Alianza, se ve como una inversión positiva el desarrollo de las centrales de Aysén. Pero se señala que este proyecto sólo se podría concretar con la aprobación de la población, ya que no se querría forzar la decisión. Advierten que decir “no” a HidroAysén, abriría el desarrollo de centrales a carbón. En el comando de Bachelet también se estudia establecer una política en el uso del suelo y su eficiencia, y elaborar un marco regulatorio eficiente para el largo plazo, que asegure la inversión, y que también establezca compensaciones para las comunidades que se vean afectadas por la instalación de centrales.
Fuente / La Tercera
agosto 2, 2013 | Industria
(Pulso) A pesar de que este invierno no fue lo lluvioso que se esperaba, el costo marginal de la energía deberia comenzar a bajar en los próximos meses.
Así lo plantea un estudio hecho por la consultora Valgesta, dentro de la que participan, entre otros, el ingeniero Ramón Galaz, quienes realizan un modelo predictivo en base a distintas variables, que les permite predecir cómo se comportarán los costos marginales durante un período de tiempo.
De acuerdo con el último análisis, durante los próximos 24 meses el costo marginal en el Sistema Interconectado Central (SIC) tenderá a bajar, acercándose a niveles cercanos a los US22 por MWh en el nudo Quillota 220 kV, mientras que en Charrúa se esperan niveles similares.
Según la consultora, para tener más certeza sobre qué ocurrirá en los próximos meses, y siempre y cuando no ocurran nuevas paralizaciones no programadas, como ocurrió recientemente en Nehuenco (Colbún), se debe esperar el pronóstico de deshielos, lo que se espera para fines de año. Ello, porque si bien no ha sido un año tan lluvioso, sí ha caído bastante nieve, lo que podría mejorar los niveles de los embalses de régimen nival.
Fuente / Pulso
