septiembre 24, 2013 | Industria
(Pulso) Brasil, el país más grande y poblado de Sudamérica, es también el mayor productor de energía en la región. Para lograrlo cuenta con una infinidad de recursos: viento, sol y agua, además del petróleo y gas, industrias que son más recientes. Aún así, a Brasil no le sobra la energía y ha sido uno de los principales impulsores de la interconexión regional.
Según el profesor Luciano Losekann, Ph. D en Economía de la Universidad Federal de Río de Janeiro, autor de distintos libros en materia de mercados eléctricos, desarrollo de biocombustibles y de paso en Chile para exponer en un seminario de la Universidad Católica sobre energía, es esperable que algún tipo de interconexión eléctrica se concrete en la región algún día, pero que por ahora el problema es la visión de los gobernantes, quienes sostienen que el anillo energético podría generar inseguridad en el suministro, en vez de verlo al revés como ocurre en Europa.
– ¿Será posible en algún futuro concretar el famoso anillo energético latinoamericano?
Espero que sí. Las ventajas de la integración energética de países con sistemas complementarios son evidentes, particularmente en el Cono Sur. La región vive una paradoja de abundancia de recursos y dificultades de suministro en varios países. En el intertanto, infelizmente, eso no ocurrirá en un futuro próximo. Varias iniciativas de interconexión en la región fracasarán y la política energética de los países de la región dejó de priorizar la integración.
– ¿Por qué hasta ahora no ha sido posible hacerlo?
Además de los marcos institucionales y políticos que no son convergentes, pienso que la principal razón es que los países no ven a la integración como una forma de fortalecer la seguridad del abastecimiento energético. Es decir, están diseñando políticas de energía más centradas en la autonomía energética que en la interconexión regional. Por esto, mientras la integración sea vista por las autoridades como una fuente de debilidad para la seguridad del suministro en cada país, ésta no va a avanzar en la región. Se estima que los beneficios económicos no son suficientes para justificarlo.
En Brasil muchos critican el gasoducto Bolivia-Brasil, que implica la importación de aproximadamente la mitad del gas que se consume en Brasil. Sin embargo, gracias al gas boliviano es que la industria de gas natural comenzó a desarrollarse en Brasil. En definitiva, la cuestión de la seguridad de abastecimiento no debe ser tratado desde un punto de vista del gobierno local, con cada país buscando la autosuficiencia, sino que en una perspectiva regional.
– ¿Por qué en Europa sí ha sido posible concretar la conexión regional, a pesar de haber enfrentado guerras?
El caso de Europa evidencia que los marcos institucionales y políticos divergentes no impiden ni dificultan la integración energética. En Europa, la percepción es que el desarrollo de la región estaba condicionado al aprovechamiento de los recursos energéticos regionales. La falta de recursos no permitió que la visión autárquica preponderase.
– ¿Qué rol deberían cumplir las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en América Latina?
Históricamente, la energía hidroeléctrica ha tenido un papel importante en el suministro de energía en la región. Las fuentes renovables con tecnologías más recientes, como la eólica y la solar, deberán ir teniendo un papel creciente en la región, aun cuando esto sea con retraso y a una escala menor que lo que se produjo en Europa.
En Brasil, la continua participación de las energías renovables en el mix energético es una pieza central de la política energética. En el sector de la electricidad, las centrales hidroeléctricas van a ir teniendo una menor tasa de expansión, principalmente en zonas ambientalmente sensibles. El objetivo es que la pérdida de la cuota de la energía hidroeléctrica sea compensada por la expansión de otras fuentes renovables.
La energía eólica ha experimentado una fuerte difusión, con aumentos progresivos en la competitividad, y puede mantener esta tendencia en los próximos años.
– ¿Es razonable que, con los recursos que tiene Chile, se paguen US50 por MWh?
Si bien no conozco tan profundamente el sector de la electricidad en Chile, me parece que no es algo razonable.
– ¿Son adecuados los modelos de mercado a nivel local y regional?
En Brasil, que es el ejemplo más cercano que puedo dar, existe un modelo mixto de control del estado y del mercado. Además de la participación de compañías estatales, existe una participación activa del estado en planificación y en regulación. Eso no significa que el sector eléctrico no esté exento de problemas: allá el costo de la energía también es elevado, pero hay instrumentos para implementar una política energética y permitir la continua expansión del sistema.
La liberalización de los mercados, en mi visión, debe ser acompañada de una estructura que incorpore instrumentos de regulación y planificación sectorial. El mercado sin esos controles no es capaz de entregar los mejores resultados para la sociedad.
– ¿Existen los incentivos necesarios para el desarrollo de nuevas centrales generación de electricidad a nivel local y regional?
En Brasil, creo que sí. La expansión es impulsada por licitaciones que ofrecen herramientas para poner en práctica la planificación del sector estatal. Esto asegura que el ritmo de expansión de la oferta sea suficiente para ayudar a satisfacer la demanda en el mediano y largo plazo.
– ¿Qué impide una interconexión entre Brasil y Chile?
Como no son países vecinos la interconexión entre los dos países depende de un plan de integración regional, que no avanza por las razones señaladas anteriormente.
– ¿Qué rol podría cumplir a futuro la energía nuclear en América Latina?
En mi opinión, la abundancia de los demás recursos energéticos tiende a limitar el papel de la energía nuclear. Además de cuestiones de seguridad y principalmente de opinión pública luego del accidente de la central de Fukushima, en Japón, la generación nuclear enfrenta dificultades de competitividad frente a otras fuentes.
En Brasil, la planificación de largo plazo apunta que las centrales nucleares no tendrán un crecimiento significativo. Estas centrales consideradas en la planificación tienen como justificación la continuidad de la industria nuclear, para permitir que se siga desarrollando la capacitación en estas tecnologías. En otras palabras, es algo más estratégico que estrictamente económico.
Fuente / Pulso
septiembre 16, 2013 | Industria
(Diario Financiero)
Un modelo de consorcios en que los productores de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) combinen la producción de plantas eólicas, solares y mini hidroeléctricas, sería una opción para facilitar la participación de estas fuentes en las licitaciones de suministro para clientes regulados de las distribuidoras eléctricas.
Este modelo forma parte de las propuestas que los académicos Juan Carlos Olmedo y Jacques Clerc, de las universidades Federico Santa María y de Chile, respectivamente, plantean en un documento donde analizan los efectos de la ley que fijó nuevas metas para la presencia de las ERNC en la matriz al año 2025.
“Incorporar en las licitaciones de distribuidoras que están en desarrollo (proceso 2013) la posibilidad de que participen portfolios de generación ERNC que sean capaces de ofrecer un bloque base (…) para esta implementación no se requieren cambios normativos”, dicen los autores.
La propuesta indica que al establecer este mix los operadores pueden ofrecer un flujo constante de energía durante todo el día, alcanzando un desempeño que se ajusta a las curvas de demanda de las distribuidoras. De esta forma, comenta Juan Carlos Olmedo, se supera una de las barreras de las ERNC, que es la intermitencia de estas energías.
En el texto se complementa que este mecanismo también sería eficiente en términos económicos, porque “al efectuar el calce entre oferta y demanda a precios competitivos, se logra además minimizar el impacto sistémico, en cuanto a la necesidad de respaldo”.
Si bien los académicos plantean el rol de un comercializador que estructure este portafolio, añaden que también podría ser una asociación entre productores. Al respecto, el director ejecutivo de la Asociación de Chilena de Energías Renovables (Acera), Carlos Finat dijo que aunque la industria ERNC siempre ha tenido presente este modelo e incluso, algunas empresas lo están analizando en detalle, “esto es una opción y consideramos que no puede ser una exigencia, pues en ese caso se estaría obligando a que los generadores deban asociarse, cuando el mismo propósito puede lograrse de manera más efectiva con cambios en las bases de licitación”.
El ejecutivo añadió que la postura del gremio es que sean las distribuidoras las que integren los diferentes perfiles de las generadoras ERNC.
Los académicos agregan que en términos económicos este mix reduce la necesidad de respaldo de las ERNC
con fuentes térmicas y la
subutilización de las mismas,
lo que ayudaría a reducir el costo del sistema y reducir el riesgo de falla de estas unidades.
Impacto de subsidios en la UE
La semana pasada artículos publicados en medios internacionales dieron cuenta del impacto de los subsidios a las ERNC en Alemania y España.
En el primer caso, Der Spiegel publicó que este año los consumidores germanos tendrán que pagar 20 mil millones de euros por la energía eólica, solar y biogás, electricidad que según este medio tiene un precio de mercado en torno a los 3 mil millones de la moneda europea. Esto por el uso de esquemas de Feed-in tariff aplicados allí, esquema que en Chile no se ha contemplado. Añade este artículo que las tarifas eléctricas han subido a más del doble respecto del año 2000.
Un reporte de The Economist, en tanto, menciona el caso de España y las implicancias del fin de la política de subsidios, tanto para los productores de renovables, que han visto caer en 40% sus ingresos, como para el resto del sistema que acumula un déficit de 26 mil millones de euros, situación que -dicen- le restó todo atractivo a estas inversiones en ese país.
Fuente / Diario Financiero
septiembre 13, 2013 | Industria
(Diario Financiero) De acuerdo al último informe de Bice Inversiones, la generación en el Sistema Interconectado Central (SIC) presentó un alza de 3,8% respecto a agosto de 2012, alcanzando los 4.346 GWh. Así, la generación hidroeléctrica fue responsable de un 35,6% del total. En tanto, el 63% de la energía fue generada por centrales termoeléctricas, donde el aporte de las plantas a diésel fue de 4,6%. El restante 1,4% fue contribuido por energía eólica.
La generación total del sistema en agosto alcanzó 1.459 GWh, con un aumento de 2,7% frente a igual mes de 2012. La generación en base a gas natural fue responsable de un 10,3% del total. En tanto, el 82,1% fue generado por centrales en base a carbón, así como una utilización de plantas a diésel con 6,3% del total.
Durante agosto, la generación en Colombia alcanzó los 5.260 GWh, con un alza de 2,3% respecto a igual mes de 2012. En tanto, en el mismo mes, la generación de Edegel (filial de Endesa) en Perú alcanzó 706 GWh, con una caída de 3,1% anual. En tanto, en julio (último dato disponible), la generación de TermoAndes hacia Argentina alcanzó 414 GWh, lo que representa un alza de 18,3% respecto al mismo período del año anterior.
Fuente / Diario Financiero
septiembre 12, 2013 | Industria
(EFE) La filial de ACS Cobra Industrial Services ha sido calificada para optar a futuros contratos de proyectos de energía eólica licitados por el Departamento de Defensa de Estados Unidos, ha informado la compañía española en un comunicado.
El tamaño mínimo de proyectos a los que podrá optar ACS será de 12 megavatios, según la misma fuente, que añade que la calificación es válida por tres años ampliables.
El presupuesto de este paquete, por el que competirá ACS y otras 16 compañías, es de US.500 millones de un total de 7.000 millones que el Departamento de Defensa destinará a proyectos de renovables (geotérmica, solar, eólica y biomasa).
En la nota, ACS recuerda que en agosto el Departamento de Defensa notificó la adjudicación a ACS, a través de Cobra Industrial Services, de la Calificación para licitar como concesionarios en proyectos solares junto a otras 21 empresas.
Fuente / EFE
septiembre 5, 2013 | Industria
(ELECTRICIDAD) El Ministerio de Economía, Fomento y Turismo comenzó a trabajar en la implementación de una serie de iniciativas agrupadas en la denominada Agenda de Impulso Competitivo Regional (AICR), instancia que a través de 20 medidas busca agilizar el desarrollo y la competitividad en todo Chile.
Las propuestas, fueron sugeridas por emprendedores del área de la pesca, energía, madera y transporte por medio de Foros Regionales de Innovación y Emprendimiento, con el objetivo de eliminar trabas a la competitividad y promover el desarrollo de las regiones a través de iniciativas de capacitación y colaboración entre sectores productivos.
Norte grande
Al respecto, la Seremi de Economía de la Región de Antofagasta, Claudia Meneses, expresó que “esta iniciativa busca seguir el camino de la Agenda de Impulso Competitivo, cuya versión original fuera anunciada en mayo del 2011, y que a la fecha, ha probado ser un vehículo eficaz para lograr la implementación de reformas multisectoriales, coordinando a los organismos públicos para llevar a cabo acciones que buscan vigorizar el crecimiento económico, eliminando barreras, acelerando trámites y mejorando las condiciones para emprender e innovar, promoviendo un ambiente de libre competencia e igualdad de oportunidades”,recalca.
Para la zona norte del país, destacan dentro de las 20 medidas:
– Concesión de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables no convencionales. Estas son áreas donde existen mediciones de viento y estudios que indican que el sector es ventajoso para desarrollo eólico, con factores de planta esperados sobre 30%. Se harán licitaciones a través de bases especiales para desarrollo de energía eólica donde el interesado podrá identificar el terreno exacto para su actividad dentro de la macrozona adjudicada.
– Barrios industriales en el norte del país: Debido al alto precio de los terrenos, se buscará generar barrios industriales alejados de las ciudades en sectores estratégicos (considerando la conectividad vial, férrea y portuaria), de tamaños adecuados y a través de las bases se asegurará un mínimo de urbanización que permita la consolidación del sector.
– Criterios sanitarios para sistemas de tratamiento de aguas grises: Una medida para enfrentar el problema de escasez hídrica en el Norte Grande, es la reutilización de aguas grises (provenientes de los lavamanos, duchas, tinas y lavaplatos), las que debidamente tratadas podrían ser usadas en la recarga de los estanques de los WC, urinarios y riego con ciertas restricciones. A su vez, la reutilización de aguas grises podría realizarse en establecimientos de tipos comerciales, industriales, entre otros, pero, dado que en la actualidad no existe normativa que regule esta medida, resulta difícil la implementación y regularización de este tipo de sistemas.
Fuente / ELECTRICIDAD
