enero 9, 2014 | Industria
(Estrategia) De acuerdo a un informe realizado por la Asociación de Generadoras de Chile, la capacidad instalada del SIC es de 14.052,8 MW y la del SING es de 4.601,0 MW. En ambos sistemas en conjunto se encuentran instalados 18.653,8 MW de potencia, correspondientes a un 66,4% de origen térmico y un 32,0% de origen hídrico.
Al juntar ambos sistemas, en diciembre se generó un total de 5.898 GWh, con un alza del 5,4% respecto al mes anterior y un 4,2% respecto al mismo mes del año 2012. En todo el año 2013 generaron 68.049 GWh, superior a los 65.624 GWh generados en 2012, lo que implica un alza del 3,5%.
Respecto a la participación de los generadores, en el SIC es Colbún la que tiene mayor incidencia con 922 GWh, lo que representa un 21% del mercado. Más atrás esta Endesa con 692 GWh y AES Gener con 686 GWh, ambas con cerca del 16% cada una. Respecto del SING es E-CL quien lleva la delantera con 552 GWh de generación bruta, lo que representa el 37%. Más atrás aparece Angamos con 361 GWh, con el 24%,y Norgener con 183 GWh y el 12%.
enero 8, 2014 | Industria
(Pulso) Endesa ya tiene definido un plan B para HidroAysén.
La generadora más grande del país está avanzando de forma sigilosa en el desarrollo de un nuevo proyecto termoeléctrico para la zona central, con una capacidad instalada de nada menos que 1.600 MW, el que vendría a suplir a HidroAysén (2.750 MW) en caso que este proyecto hidroeléctrico no se construya.
Se trata de una potencia superior a la que proporcionalmente le corresponde a Endesa por su participación en el complejo ubicado en la Patagonia: es dueña del 51% de la sociedad, mientras el restante 49% pertenece a Colbún. Su viabilidad hoy se avizora compleja por los reparos que genera para su socio, Colbún, y también a nivel político y ciudadano.
Pero la alternativa surgió de manera rápida. Endesa está pensando en levantar un complejo termoeléctrico a gas natural, el que estaría dividido en dos unidades de 800 MW cada uno, y que se abastecerá del gas que arriba al terminal de Quintero. Éste es comercializado por GNL Chile, sociedad de la que Endesa posee el 33%.
La iniciativa se ubicaría en la Ruta 66, a un costado del río Maipo, por lo que contaría con agua para enfriar los procesos.
El trabajo para levantar esta nueva central ya se está haciendo: la compañía eléctrica ya habría adquirido un terreno de 200 hectáreas en la comuna de Santo Domingo, en el límite entre las regiones Metropolitana y de Valparaíso, 30 kilómetros al interior de la ciudad de Santo Domingo.
El costo de desarrollo de una unidad de este tipo podría alcanzar los US$4.000 millones.
Ampliación
La idea es aprovechar el suministro que llegará al país tras una futura ampliación del terminal de Quintero, y a las mejores condiciones que tiene la compañía para adquirir gas natural licuando, tras el acuerdo alcanzado hace unos meses con British Gas. Esto ya estaría siendo analizado por la compañía administradora (GNL Chile), dada la proyección de mayor demanda que tendrá este combustible en el mediano y largo plazo.
Dada las severas dificultades para levantar centrales hidroeléctricas de gran tamaño o unidades a carbón -dos unidades de Endesa, Bocamina I y II, permanecen en litigios en Tribunales- el gas aparece como una alternativa única para poder cubrir el déficit energético proyectado para fines de la década.
Y la compañía -controlada por la italiana Enel- ya no tiene espacio para ampliar todavía más sus unidades a gas existentes, como San Isidro, Quintero o Taltal, por lo que se debe necesariamente buscar una locación nueva y partir de cero.
La alternativa que analiza Endesa permitiría paliar parte del déficit de nueva capacidad disponible para el mediano plazo. De acuerdo con los pronósticos de expertos, hasta 2015-2016 hay certeza de que habrá abastecimiento -y si llueve, a precios competitivos-, pero que más allá de esa fecha no se puede asegurar nada.
Ayer, Endesa emitió un comunicado en que dijo que «ratifica que mantiene vigente en su cartera de inversiones el proyecto Hidroaysén», luego que El Mercurio publicara un artículo en que destacaba que la empresa había sacado esta iniciativa de su presentación a inversionistas.
La Presidenta electa Michelle Bachelet se ha pronunciado escuetamente en relación al proyecto, afirmando que, tal y como está planteado actualmente, «HidroAysén no tiene viabilidad».
enero 8, 2014 | Medio Ambiente
(La Tercera) Las últimas centrales carboneras que entraron en operaciones en el Sistema Interconectado Central -Bocamina II, Santa María y Campiche- enfrentan hoy un complejo escenario por problemas ambientales, lo que podría derivar en un incremento en el costo de la energía si estos se profundizan.
Estas unidades, que en conjunto suman unos 1.000 megawatts de capacidad instalada, ayudaron en su momento a reducir el costo marginal, al reemplazar generación diésel para el abastecimiento de energía, la más cara. Sin embargo, ahora enfrentan problemas.
En diciembre, una resolución judicial paralizó la operación de la central Bocamina II de Endesa por tiempo indefinido.
Asimismo, Santa María (350 MW, Colbún) tiene en curso un proceso de sanción por parte de la Superintendencia de Medioambiente (SMA), la que formuló cargos por infracciones graves, que en el caso más extremo podría derivar en la paralización de operaciones. Por su parte, las centrales Ventanas II y Ventanas IV (ex Campiche) de AES Gener enfrentan una investigación por parte de la autoridad ambiental por su responsabilidad en el varamiento de peces ocurrido el pasado 24 de diciembre en Puchuncaví.
Expertos coinciden que la salida por un tiempo prolongado de alguna de estas unidades repercutirá en los costos marginales del sistema, elevando los precios. A esto se suman las proyecciones de un quinto año consecutivo de sequía, lo que reduciría la disponibilidad de agua para generación, agregando más estrés.
Según la consultora María Isabel González, Bocamina II representa el 15% de la capacidad del SIC en esta tecnología, por lo que la salida de alguna de estas unidades reduciría la presencia de generación de base más competitiva. “Si siguiera afuera bocamina por un tiempo prolongado, y llegara a salir Santa María o Campiche, la situación de precios va a cambiar radicalmente”, advierte.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, estima que no habrá efectos en el suministro, pero sí en precios. “Hoy toda la solución que tenemos es el petróleo para reemplazar centrales carboneras grandes. No vamos a tener problemas de suministro, pero el precio es el que paga la cuenta y eso podría llevar los costos a US$ 200-US$ 250 MWh”, añade.
Coincide Ramón Galaz, de Valgesta, quien indica además que la situación sería más crítica en marzo, cuando la demanda se incrementa. “El problema de Bocamina no tuvo impacto relevante en los costos que vemos hoy, y es porque tenemos agua y la demanda en verano baja. Si llega marzo o abril y se mantiene fuera y se suman otras centrales, sí va a tener un impacto importante en los costos”, acota.
enero 8, 2014 | Medio Ambiente
(El Mercurio) La decisión de Endesa de retirar el proyecto HidroAysén de su última presentación a inversionistas provocó una serie de comentarios entre los gremios empresariales del país.
Según el presidente de la Sofofa, Hermann von Mühlenbrock, la pérdida de competitividad que está viviendo el país en materia eléctrica hace necesario avanzar en este tipo de hidroeléctricas.
«El problema energético de Chile genera un problema de competitividad enorme y, después, va a generar un problema de costos para las personas. Es muy malo. Estamos con la hidroelectricidad, todos los países desarrollados la usan cumpliendo con las exigencias, pero creo que Chile no se puede dar el lujo de no hacer HidroAysén, como no se puede dar el lujo de no hacer ningún proyecto hidroeléctrico», afirmó el presidente de la Sofofa.
Von Mühlenbrock agregó que «es una obligación de la autoridad fiscalizar el cuidado de los temas ambientales y empujar estos proyectos, porque Chile necesita tener buena cantidad de energía y a precios competitivos para no afectar al chileno».
Por su parte, el presidente de la CPC, Andrés Santa Cruz, aseguró que para llevar adelante un proyecto de esta naturaleza es importante alcanzar consensos a nivel nacional.
«Aquí en Chile falta un compromiso de todas las autoridades, de todos los actores, incluidos nosotros en orden a que los proyectos que cumplan con toda la normativa deban sacarse adelante», dijo.
Y agregó: «Hay muchas trabas, pero independientemente de eso a veces cuando se cumplen todas las normativas, cuando estamos en presencia de proyectos que cuentan con todas las aprobaciones y todos los cumplimientos, nace otro tipo de presiones que imposibilitan que esto se realice y ahí falta el capital político de todos los actores».
En la misma línea el gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, enfatizó la necesidad de alcanzar un gran acuerdo nacional que permita avanzar en proyectos como el que impulsan Endesa y Colbún. «Es necesario un gran debate donde se busquen soluciones para salir de la crisis de competitividad que vive la industria», dijo Muga.
El timonel de la Asociación de Bancos e Instituciones Financieras, Jorge Awad, también mostró su inquietud sobre el futuro de HidroAysén y señaló que de no realizarse el proyecto sería una decisión importante para la capacidad que tenga Chile dentro de sus fuentes de generación eléctrica.
Endesa asegura que el proyecto sigue en su plan de inversiones
Pese a no incluirlo entre los proyectos que les fueron exhibidos a los inversionistas en su última presentación oficial, desde Endesa aseguraron que HidroAysén sigue dentro de su cartera de inversiones y que la empresa seguirá impulsando esta iniciativa, aun cuando hay incertidumbre sobre su futuro e indefinición sobre su fecha de materialización.
«Endesa afirma que HidroAysén no ha sido retirado de su cartera de proyectos. (…) todos los proyectos tienen un grado de incertidumbre por defecto. Pero hay que ratificar que HidroAysén está dentro de nuestro pipeline «, explicó el subgerente general de Endesa Chile, Ramiro Alfonsín.
En cuanto a la decisión de retirar el proyecto HidroAysén de la última presentación al mercado financiero, la investor relations de Endesa, Susana Rey, dijo que «los inversionistas tienen muy clara toda la información de Endesa y de sus proyectos, independiente si se coloca o no en una presentación».
Rey agregó que la elaboración de las presentaciones es un criterio que depende, en general, de las audiencias y el objetivo de éstas. «Mis analistas saben la importancia de Aysén para Endesa, saben que el proyecto es importantísimo y saben de las bondades de éste y que es nuestro proyecto casi estrella. Eso lo saben de memoria», aseguró.
enero 7, 2014 | Medio Ambiente
(La Tercera) Este 2014, el país enfrentaría su quinto año consecutivo de sequía, impactando de paso los precios de la energía para las firmas y clientes libres en el principal sistema eléctrico del país, el SIC.
Según el último informe de deshielos para la temporada 2013/2014, este año estará entre el 15% más seco de la historia -comparado con un año normal- en las principales cuencas de la zona centro sur, lo que implica que habrá menor disponibilidad de agua para generación eléctrica, el combustible más barato del sistema.
En 2013, la generación térmica fue histórica: representó el 60% de la producción total de electricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC).
Según el informe, el nivel de excedencia -la probabilidad de que sea un año más seco que uno normal- en las principales cuencas será de 86% promedio este 2014. Los cuatro informes previos de deshielos -elaborados a partir de septiembre- ya mostraban esta tendencia.
Entre enero y marzo, la situación se mantendrá crítica en las principales cuencas. En Ralco y Pangue, el nivel de excedencia sería de 95%; en los afluentes del Lago Laja (el mayor embalse del SIC) alcanzará al 92%; en la Laguna del Maule, del 91%, mientras que en los afluentes de Rapel alcanzará a 78%.
Según René Garreaud, subdirector del Centro de Investigación del Clima y la Resiliencia (CR2), la cantidad de agua que descargan los ríos en esta época es lo que llovió en el invierno 2013, porque es muy poca agua la que se puede agregar al sistema en estos meses. “No hay duda de que habrá poca agua desde marzo hasta abril”, dice.
Claudia Villarroel, investigadora de la Dirección Meteorológica, explica que el país ya ha experimentado siete años de sequía (con déficit de precipitaciones de 60% en la zona central), y aunque advierte que si bien es difícil proyectar si este año lo será también, detalla que en Chile se habla de una duración de 10 años de estos períodos. Precisa que “aunque no hay indicios del fenómeno de ‘La Niña’ o ‘El Ni-ño’, las proyecciones apuntan a que será un año seco”.
Impacto en precios
Este sería el quinto año seguido de sequía en la zona centro sur, por lo que los costos marginales -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- volverían a subir. En 2013, éstos promediaron US$ 148,8 por MW/h, con bajas entre octubre y diciembre, por el mayor aporte de las centrales hidro.
La consultora María Isabel González señala que, debido a la escasez de agua y hasta que comiencen las lluvias, el sistema enfrentará una situación de precios distinta a la del último trimestre, donde el costo marginal se movió en torno a los US$ 70-80 por megawatt hora. “Hoy día estamos viviendo un veranito de San Juan por los deshielos, pero estos meses van a ser complicados, porque los precios dependerán de la disponibilidad de gas natural del sistema”, dice.
En este sentido, explica que Colbún está comprando GNL a Metrogas, lo que le permite operar unos 700 MW de centrales en base a este combustible, pero que una vez que llegue el invierno y aumente la demanda, esa generación podría no estar disponible. “La participación de la generación hidroeléctrica va a ser menor en estos meses. Los costos deberían ir al alza a partir de abril”, dice.
René Muga, gerente general de la asociación de generadoras, indica que hay un “pronóstico de altos costos marginales si el año se presenta seco” hacia mediados de año, lo que también está asociado a la provisión de gas natural que logre el sistema. Señala que las proyecciones de las principales consultoras prevén una situación compleja hacia ma-yo o junio. “En un escenario donde podríamos tener sequía por quinto año consecutivo y de baja disponibilidad de gas natural, estamos enfrentando un escenario de precios en el SIC de sobre US$ 150 por MW/hora a mediados de 2014, en mayo o junio. Esto indica que vamos a depender del carbón fuertemente”, dijo.
