marzo 12, 2013 | Industria
(Estrategia) En el SEIA existen unos 1.536 MW de potencia en proyectos de generación a diésel, considerados como los más contaminantes ineficientes. Prácticamente todos están aprobados y a la fecha sólo existe uno que aún se encuentra en calificación por el organismo evaluador. Las inversiones, avaluadas en US.299 millones, se desarrollarán como unidades de respaldo ante un futuro sin nuevas centrales a carbón y un incierto escenario hidrológico para los próximos años. En todo caso, la entrada de ERNC podría postergar la entrada de estas cuestionadas centrales.
Por el momento, el escenario sobre los precios de la electricidad se proyecta favorable hacia una importante baja para este año en el SIC, debido a la reciente incorporación de distintas centrales a carbón, incluso frente a la grave sequía que aqueja al país. Sin embargo, la incorporación de las denominadas generadoras “ineficientes” parece inevitable, ya que Campiche será la última central a carbón que se incorporará por un largo tiempo de al menos cuatro años.
En este contexto, y ante futuras precariedades de suministro, esperan por su oportunidad centrales diésel como Tierra Amarilla, de 141 MW; Los Guindos, de 132 MW y Santa Lidia, de 130 MW, perteneciente a AES Gener. Estos son los proyectos de mayor magnitud en base a este combustible que se esperan para los próximos años.
Otras iniciativas importantes son, por ejemplo, la central Espino y su proyecto de ampliación, los que suman en total casi 133 MW de capacidad instalada. Energía Latina es otra de las empresas que figuran con una importante cantidad de potencia a incorporar en los próximos años con sus centrales El Peñón y Trapén, cada una con 90 MW de capacidad.
Fuente / Estrategia
marzo 12, 2013 | Industria
(Bloomberg) Hace tres años, la compañía eléctrica más grande de Alemania gastó 400 millones de euros (US$ 523 millones) en la construcción de una central térmica alimentada con gas natural. A fines de este mes, la empresa podría cerrar dicha planta porque está perdiendo demasiado dinero.
Irsching-5 de EON SE en Bavaria funcionaba el año pasado menos del 25% del tiempo dado que los precios de la electricidad en baja hacían que quemar gas natural no resultara rentable en razón de los márgenes récord. Ahora la economía débil en Europa frena la demanda de electricidad, al tiempo que los requisitos de comprar energía renovable y el costo mucho más bajo de los permisos de emisión de carbono están afectando negativamente a las centrales eléctricas de gas.
El esquema se repite en toda Europa cuando empresas de servicios públicos como GDF Suez SA de Francia y Centrica PLC dejan sin funcionar las centrales de gas. El impacto es a la vez ambiental y comercial. El vuelco hacia el carbón aumenta las emisiones, en tanto baja la ganancia para las centrales de gas, que generan casi un cuarto de la energía europea, y contrae el mercado para los proveedores encabezados por OAO Gazprom.
«Las centrales de gas están detenidas tres de cada cuatro días», dijo en una reunión informativa el 28 de febrero Gerard Mestrallet, máximo responsable ejecutivo de GDF Suez, el antiguo monopolio del gas en Francia. «El sector térmico está en crisis. Hay sobrecapacidad».
La diferencia entre el costo del combustible y el costo pagado por la energía generada alcanzó hoy un mínimo récord. El margen entre el costo total y el costo primo de generación eléctrica (llamado «spark spread» en inglés) para los próximos meses es menos 18,35 euros el megavatio-hora (US$ 23,87). Las centrales de gas tampoco son rentables en Francia, Holanda, España y la República Checa, según datos compilados por Bloomberg. En el Reino Unido, apenas cubren los costos.
Plantas inactivas
La inactividad de las plantas eléctricas construidas para durar una generación está frenando el consumo del combustible en Europa. La demanda en la región caerá 3,5% hasta 550.000 metros cúbicos en 2015 con respecto a los niveles de 2010, según pronósticos de la Agencia Internacional de Energía. Gazprom de Rusia perdió su posición como mayor proveedor de gas de Europa frente a Noruega el año pasado dado que los embarques disminuyeron, dijo Société Générale SA.
Paso atrás en cambio climático
«La transición del gas al carbón en Europa constituye un serio paso atrás desde el punto de vista del cambio climático», dijo por correo electrónico Dieter Helm, profesor de política energética en la Universidad de Oxford. «En Alemania es peor –construyendo nuevas centrales térmicas de carbón que estarán cerradas durante décadas».
RWE AG, la segunda compañía eléctrica más grande de Alemania y el emisor más grande de dióxido de carbono de Europa, produjo un 11% más de gases con efecto invernadero el año pasado en tanto las centrales eléctricas de carbón incrementaron su producción, según el informe financiero anual de la empresa. Su rentabilidad se vio incrementada por la caída de los permisos de emisión de carbono hasta mínimos récord, lo cual redujo el costo de quemar carbón.
Fuente / Bloomberg
marzo 12, 2013 | Industria
(AméricaEconomía) El gobierno de Nicaragua gestiona ante instituciones y organismos financieros nacionales e internacionales una financiación por US0 millones para evitar un aumento en la tarifa de energía eléctrica, informó este lunes una fuente oficial.
El estatal Instituto Nicaragüense de Energía (INE), ente regulador del sector, indicó en un comunicado que tienen interés de conocer ofertas para la eventual financiación de la tarifa eléctrica para el consumidor final.
«El monto que eventualmente se financiará es de hasta US0 millones. La garantía de pago es vía tarifa eléctrica una vez entren en operación las fuentes renovables de energía, abaratando el costo de consumo», anotó la fuente.
El INE explicó que requieren esos fondos debido al «impacto de los altos precios del petróleo», entre ellos el búnker o fuel oil, que es el combustible que se utiliza para la generación de electricidad.
El gobierno que preside Daniel Ortega obtuvo desde 2010 un préstamo con la iniciativa Alianza Bolivariana para las Américas (Alba), impulsada por Venezuela y a la que pertenece Nicaragua, que financia una parte del consumo real de la energía eléctrica.
Desde 2010 hasta lo que va de este año, la Alba ha otorgado a Nicaragua US53 millones en préstamos para subsidiar la tarifa de energía, incluido US6,4 millones en el primer semestre de 2012, según datos del INE.
El préstamo otorgado por la Alba permite subsidiar al 80% de los 830.000 clientes de energía eléctrica de Nicaragua, quienes, sin embargo, tendrán que pagar ese crédito en sus recibos cuando el precio del búnker o fuel oil baje de precio o cuando el país dependa menos de la energía térmica, de acuerdo a la información oficial.
Otros 670.000 clientes, que consumen menos de 150 kilovatios hora al mes, que no son afectados con las alzas, mantienen un subsidio en la tarifa de energía eléctrica, para lo cual el Ejecutivo destina una partida presupuestaria anual cercana a los US0 millones.
Nicaragua consume un promedio de 590 megavatios de energía, de los que entre un 60% y 66% se genera con derivados del petróleo, según cifras oficiales.
El diputado independiente Agustín Jarquín, miembro de la Comisión de Infraestructura del Parlamento, dijo a Efe que el aviso del INE sobre la financiación es «para cumplir con un requisito de Ley» y no descartó lo otorgue la iniciativa Alba.
Fuente / AméricaEconomía
marzo 9, 2013 | Industria
(La Segunda) Rodrigo Álvarez, cuarto ministro de Energía en el gobierno de Sebastián Piñera, anunció a fines de febrero de 2012, junto al propio Mandatario, la Estrategia Nacional de Energía (ENE), una «carta de navegación» en un sector que naufragaba en las críticas del empresariado por las dificultades para llevar adelante proyectos.
Un año después, el actual ministro de Energía, Jorge Bunster, saca papel y lápiz para revisar los avances y reconocer las tareas pendientes del documento, de 38 páginas, que pretendía resumir la política energética de Chile hacia 2030.
Si bien Piñera señaló que se ejecutarían más de 100 medidas, entre administrativas y proyectos de ley, el ministro de Energía aclara que, a la fecha, hay más de una treintena en funcionamiento.
Bunster pone antecedentes sobre la mesa: se enviaron proyectos para robustecer la transmisión, se licitó el primer proyecto solar que podría almacenar energía, se avanzó en la licitación de terrenos para Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y en más de una decena de reglamentos sectoriales, como el de estándares de eficiencia energética, seguridad en terminales de GNL o del CDEC.
El ministro también aprovecha de aclarar algunos puntos que fueron inciertos para la industria. Uno de ellos la posibilidad de que se cargue con nuevos impuestos a las centrales a carbón, opción que, ahora, Bunster descarta de plano.
¿ERNC?: «Planteamos un rango de 15% a 20% al 2025»
-Uno de los pilares de la estrategia es la incorporación de energías renovables a la matriz. ¿Existe claridad de cuál será el porcentaje?
La legislación vigente establece 10% a 2024, pero estamos discutiendo en el Parlamento el proyecto 20/20, que buscar elevar ese porcentaje.
Estamos trabajando con los parlamentarios para definir cuánto podemos elevarla, dentro de lo factible. De momento, planteamos un rango de 15% a 20% al 2025.
-En el documento se habla de incluir subsidios a estas tecnologías ¿De cuánto estamos hablando?
Se discuten los porcentajes, pero también mecanismos concretos que permitan que el Estado licite bloques de energía que permitan bonificar a los desarrolladores de energías renovables.
-Otro pilar era impulsar energías renovables convencionales como la hidroelectricidad, ¿Se ha hecho algo para potenciarla?
Uno de los principales apoyos es facilitar la transmisión. Creemos que con los proyectos de ley que estamos desarrollando, de concesiones y carretera eléctrica, se crean incentivos para desarrollar generación hidroeléctrica a mayor nivel.
Actualmente, existen en construcción casi 1.200 MW de hidroelectricidad en distintos proyectos, de embalse y pasada. Esa es una muestra de un dinamismo importante.
-…Pero no hay muchas hidroeléctricas de tamaño importante que estén prontas a ingresar al sistema…
Si analizas los últimos 15 años, tampoco tienes una frecuencia de ingreso de centrales hidroeléctricas todos los años. La velocidad en que estas centrales han entrado en operación ha sido muy diferente a la mostrada por las a gas natural o carbón.
En una mirada de más largo plazo, estamos viendo un patrón de ingreso de centrales hidroeléctricas similar al histórico del país. En cartera hay iniciativas como Alto Maipo, Angostura, San Pedro y otras más pequeñas.
-Sin embargo, en los últimos años la matriz energética del país crece en base a la termoelectricidad…
Luego del corte de gas natural desde Argentina, la industria reaccionó rápidamente en la construcción de centrales a carbón y diésel para cubrir las necesidades del país. Eso hace que en los últimos 15 años el 75% de lo construido sea termoeléctrico.
-¿Qué implicancias tiene este cambio?
Si bien la gente está consciente del problema de emisiones que tienen estas centrales, aumenta la dependencia externa por el uso de combustibles importados. Pero, por otro lado, dan seguridad de suministro.
Si tuviéramos una composición de matriz como la de 1996 -donde sumados el SIC y el SING, la hidroelectricidad llegaba al 65%- probablemente enfrentaríamos racionamiento al entrar en un cuarto año con sequía.
Identificando zonas para instalar termoeléctricas
-En la estrategia se habla de la necesidad de excluir algunos proyectos en la zona de la Patagonia que estén inmersos en una «excepcional condición». ¿Cómo se hará?
El proyecto de carretera eléctrica encarna la conciencia de que el Estado debe tener injerencia en la definición de los trazados de líneas eléctricas. De esta manera, minimizar los impactos en el ecosistema, ya sea en el medio ambiente como en las comunidades.
A través de esos instrumentos, el gobierno está procurando hacer efectivo el compromiso de tratar de minimizar los impactos del desarrollo de estos proyectos.
-Y en generación, ¿Cómo se podría excluir un proyecto?
Eso se hace a través del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. Toda esta institucionalidad busca cautelar el impacto que cualquier proyecto tenga en los ecosistemas.
-¿Y para las termoeléctricas? En la ENE se calificaba como «imprescindible» definir zonas de exclusión de termoeléctricas.
Ese trabajo lo está haciendo Bienes Nacionales. Están identificando, más que exclusión, zonas donde sí se puedan desarrollar sin problemas este tipo de iniciativas.
En este trabajo también trabaja el Ministerio de Energía para identificar estos lugares.
-¿No habrá exclusión de ubicaciones?
De momento trabajamos en la parte positiva, identificando aquellas zonas en las que se puedan desarrollar energías, tanto de ERNC como las termoeléctricas.
-En la estrategia también se establece el análisis de nuevos impuestos para termoeléctricas. ¿Se hará?
Buscamos, a través de la regulación ambiental, reducir el impacto que estas tecnologías pueden tener en el medio ambiente, y procuramos afectar lo menos posible los precios relativos de estas energías, porque creemos que son señales importantes que orientan las decisiones de inversión de las empresas.
No hay que olvidar que debemos conciliar el objetivo de la sustentabilidad en conjunto con una meta de competitividad. Eso nos obliga a mantener parte de la matriz con termoelectricidad, ya que es una tecnología que da seguridad.
-Entonces, pese a lo descrito en el documento, ¿Durante este gobierno no se agregarán impuestos a las termoeléctricas?
No está previsto. En el Ministerio no estudiamos medidas en ese sentido.
Tramitación de proyectos en año electoral
-En materia de transmisión, ¿Qué plazos manejan para la aprobación del proyecto de concesiones?
El proyecto de concesiones cumplió su primer trámite legislativo en la Cámara de Diputados. Ahora entrará a su segundo trámite en el Senado y esperamos poder darle una celeridad máxima para que se apruebe durante el primer semestre de este año.
-¿Y la carretera eléctrica?
Se votó favorablemente la idea de legislar en la comisión. Falta ahora que la sala se pronuncie. Esperamos ser capaces de poder aprobar este proyecto dentro de los primeros siete meses de este año.
-Durante el año pasado, ambos proyectos fueron más lento de lo esperado. ¿Cuál es el mensaje para los parlamentarios?
Hemos tenido la colaboración de los parlamentarios para darles el sentido de urgencia que estos proyectos tienen de cara al desarrollo eléctrico de nuestro país.
Este es un año con una contienda electoral importante hacia la segunda parte de él y, por esa razón, queremos dar la mayor celeridad a estas iniciativas. Por eso pido colaboración a los parlamentarios.
-¿Cómo ha sido trabajar con el ministro Longueira en la tramitación de estos proyectos?
Es un gran ministro y político, por tanto es una ayuda muy valiosa para que como equipo impulsemos estos proyectos que son necesarios para el país.
Recursos contra Punta Alcalde: «Confío en la Justicia»
El proyecto termoeléctrico Punta Alcalde (Endesa) ha marcado hitos. Fue el primero de envergadura que, pese a ser rechazado por la Comisión de Evaluación Ambiental regional, fue aprobado por el Comité de Ministros, instancia administrativa superior.
También es pionero en el análisis que hacen los tribunales de esta decisión. Ya suma tres recursos de protección contrarios a la central que intentan revertir la decisión de los secretarios de Estado. En uno de ellos, se acogió una orden de no innovar, paralizando la iniciativa.
Bunster, que votó favorablemente por el proyecto, comenta que «hay una ciudadanía más empoderada que hace uso de los recursos judiciales que tiene a su disposición».
«Confío en que la Justicia irá despejando dudas para que los proyectos se puedan hacer, siempre que cumplan con la normativa y que sean ambientalmente aprobados», agrega.
Comité de Ministros e HidroAysén: «No he recibido citación»
El principal proyecto hidroeléctrico del país, HidroAysén, se ha tomado el debate eléctrico del país y una de las principales interrogantes es cuándo el Comité de Ministros revisará las reclamaciones a la iniciativa.
Bunster, integrante de la instancia de secretarios de Estado, comenta que «ese comité es citado por el Ministerio de Medio Ambiente. Ellos son los que reciben las reclamaciones, realizan los estudios. Cuando ese trabajo esté concluido, citarán al comité. Hasta la fecha, no he recibido citación»
¿Cuándo ocurrirá? «Cuando las condiciones estén dadas de acuerdo al trabajo del Ministerio del Medio Ambiente en el análisis de todas las reclamaciones, que son bastantes», dice.
«Es un tema que todavía puede tomar tiempo resolver (…) Me interesa que las cosas se hagan más rápido que lento, pero hay que cumplir los pasos, siendo riguroso y exhaustivos en el estudio de los reclamos», añade.
Fuente / La Segunda
marzo 7, 2013 | Industria
La regulación de la transmisión eléctrica es necesario mejorarla ahora. A partir de 2016 tendremos serios cuellos de botella de transmisión que por una parte limitarán el abastecimiento a la Región de Atacama y por otra implicarán que el precio de la electricidad en la zona central presentará diferenciales de precios con la zona productora de hidroelectricidad, que pueden fácilmente superar los US$ 100 por MWh. Uno de los principales factores responsable de este retraso son los engorrosos procesos de establecimiento de la servidumbre eléctrica para desplegar las líneas de transmisión.
El primer objetivo de las reformas al sector eléctrico debería enfocarse en sacar adelante la Ley de Concesión Eléctrica, que define los mecanismos para establecer las servidumbres para las líneas de transmisión. Esta es una buena iniciativa que permite efectivamente reducir los plazos sin menoscabar los derechos de los propietarios de la tierra. Por ejemplo, permite el establecimiento de más de una comisión tasadora para un proyecto, define procedimientos sumarios cuando surgen conflictos entre propietarios y concesionarios, facilita el mecanismo de concesión provisional para hacer más expedita la preparación de licitaciones por los interesados, introduce mecanismos de arbitraje para el caso de conflictos entre concesionarios y acorta plazos que dispone la SEC para pronunciarse.
Sin embargo, estas disposiciones son menoscabadas con un artículo nuevo, 27 ter, que se introdujo como indicación del ejecutivo, que genera nuevos ámbitos que facilitan la paralización oportunista de proyectos de transmisión. Este artículo del proyecto de ley señala que “todo quien se considere afectado por la concesión podrá recurrir ante el Juez de Letras competente, quien conocerá en conformidad al procedimiento establecido en el Título XI del Libro III del Código de Procedimiento Civil. El juez solo podrá decretar la paralización de las obras como medida precautoria cuando el daño que alega el demandante sea irreparable “.
Esta norma, de transformarse en ley, incorporaría aspectos que son propios del estudio de impacto ambiental en un instrumento que tiene como único propósito determinar la justa compensación al propietario. En efecto, involucra a cualquier tercero que se sienta afectado en el proceso de establecimiento de la servidumbre.
Este mecanismo es el instrumento equivocado para que un vecino pueda reclamar, por ejemplo, por efectos en el paisaje. Si se aprueba esta norma, habrán tres formas de paralizar los proyectos en el proceso de establecimiento de servidumbre: denuncia de obra nueva, recurso de protección y esta acción especial. La Constitución y las leyes establecen suficientes resguardos al derecho de propiedad y a un medio ambiente sustentable como para abrir esta caja de pandora en una ley que tiene otro propósito. En el trasfondo de esta indicación hay un sesgo ideológico, en que se antepone el interés individual a un interés general evidente.
