noviembre 21, 2013 | Industria
(Estrategia) En el reporte mensual del sector eléctrico correspondiente al mes de octubre de la consultora Systep, se informó que los proyectos de generación para el SIC en calificación hasta la fecha suman 3.565 MW, lo que significaría una inversión de US$7.302 millones.
Destacan en octubre la aprobación del parque fotovoltaico Diego de Almagro de 90 MW en la región de Atacama; parque eólico Talinay II de 500 MW en la región de Coquimbo; parque eólico Las Peñas de 9 MW y San Manuel de 57,5 MW ambos en la región del Biobío. Además el informe indica que se presentaron para evaluación ambiental ocho proyectos de generación: cuatro proyectos solares que suman 284 MW, tres proyectos hidroeléctricos con una capacidad instalada total de 26 MW y un proyecto eólico de 5,25 MW.
En tanto en el SING, los proyectos en EIA suman 2.431 MW en calificación, con una inversión de US$4.398 millones.
noviembre 15, 2013 | Industria
(Diario Financiero) La participación del GNL en la generación en el Sistema Interconectado Central (SIC) aumentó en octubre respecto a septiembre, desde un 14% a un 16%, según el último reporte de Systep.
La generación hidráulica mantuvo su participación en la generación en un 46%, después del alza experimentada en septiembre.
noviembre 12, 2013 | Industria
(Revista Electricidad) El escenario por el que atraviesa la energía en nuestro país es motivo de constante análisis. Los altos costos que presenta la electricidad, lo que hace que nuestro país esté en una posición desfavorable frente a naciones donde los precios de ese tipo de insumos son bastante más bajos, como en el caso de Perú, es una realidad que incluso está haciendo que en Chile se esté poniendo en tela de juicio la utilidad del modelo eléctrico.
Precisamente ese está siendo uno de los focos en el marco de la sexta versión del Congreso Bienal Internacional del Cigré 2013, organizado por el Comité Chileno de ese organismo internacional.
Sobre la temática de la evolución de los precios a nivel mundial, la organización dispuso de las charlas de Pablo Martínez, de GDF Suez Energy International, quien expuso la mirada de la evolución de los precios según la realidad de distintos países. Por su parte, Josias Matos de Araujo, Presidente Director de Electronorte de Brasil, informó a la audiencia, cercana a las 200 personas, acerca de la experiencia brasileña en el manejo de los costos de la energía. El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) estuvo representado por Antonio Levy, quien mostró la realidad del mercado del petróleo en el mundo y su influencia en las matrices energéticas de los países.
Liderado por el director de Systep y académico de la Universidad Católica, Hugh Rudnick, el panel “Análisis Retrospectivo en Chile; por qué estamos donde estamos…” fue integrado por Vivianne Blanlot, de VBS; Susana Jienez, de LyD; Alejandro Jadresic, de la Universidad Adolfo Ibáñez; y Marcelo Tokman, ex ministro de Energía. Rudnick realizó una ponencia ancla, donde analizó el desarrollo del mercado eléctrico desde sus orígenes hasta nuestros tiempos, temática que sirvió posteriormente para el debate entre los invitados. Fue precisamente en este panel que surgió, a raíz de algunas preguntas del público, la discusión sobre la utilidad del modelo eléctrico. Si bien todos los expertos fueron cautos en señalar que Chile tiene un mercado eléctrico establecido y con reglas claras, lo cierto es que bien se le podría introducir algunas modificaciones que permitan que su funcionamiento refleje el actual momento por el que atraviesa el país en esta materia.
“Los afectados… Impacto en la Economía” fue el lema del tercer bloque, que estuvo dirigido por Juan Emilio Cheyre, director del CEIU-PUC. Jorge Rodríguez Grossi, de la Universidad Alberto Hurtado, José Tomás Morel, del Consejo Minero, y Carlos Finat, de Acera y representando a Escenarios Energéticos, analizaron cómo el actual escenario en materia de energía podría estar influyendo en el desarrollo económico del país.
Finalmente, el cierre del primer día del Congreso estuvo marcado por diferentes charlas donde los actores del sistema expusieron sus puntos de vista acerca del actual escenario energético. Así, dictaron cátedras los CDECs, a cargo de Ernesto Huber y Daniel Salazar, del SIC y SING respectivamente; René Muga representando a las Generadoras de Chile; Rodrigo Castillo por el lado de las Empresas Eléctricas; y Eric Ahumada, en representación de la principal empresa de transmisión eléctrica que opera en Chile, como es Transelec.
Lo que viene
Para hoy segundo día y final del Congreso, se tiene contemplado una serie de paneles con temáticas que van desde la visión de largo plazo en materia de fuentes de energía, hasta las propuestas en materia de políticas energéticas entregadas por representantes de dos de las candidaturas a la Presidencia de la República.
Gabriel Olguín, SKM Practice Leader, HVDC & Power Electronics, será el encargado de liderar el panel sobre el futuro de la matriz energética y la distintas fuentes de energía. En él confluirán, en horas de esta mañana, las propuestas de Julio Vergara, de la Universidad Católica, en materia de energía nuclear; de Rodrigo Cienfuegos, también de la Universidad Católica, en la temática energía mareomotriz; y la experiencia internacional, entregada por Raj Das Gupta, CEO de Electrovaya (Canadá), en materia de almacenamiento de energía eléctrica.
En materia de la visión de los proveedores de combustibles fósiles, bloque liderado por la directora de Energética María Isabel González, Rudolf Araneda, de GasAtacama, Jorge Pedrals, de Minera Isla Riesco, y Julio Bertrand, de Enap, será los encargados de desarrollar esta temática de interés para el país, por cuanto la matriz energética chilena hoy depende en un alto porcentaje de la quema de, precisamente, combustibles fósiles. Actualmente, la termoelectricidad es responsable de alrededor del 60% de la producción total de energía en el SIC, mientras que el 40% restante se genera por medio a la hidro y las energías renovables no convencionales.
El Congreso finalizará con las exposiciones de Renato Agurto y Eduardo Bitrán, representantes en materia energética de los comandos presidenciales de Evelyn Matthei y Michelle Bachelet respectivamente.
Fuente / Revista Electricidad
octubre 7, 2013 | Industria
(Diario Fïnanciero) El cuarto año consecutivo de sequía en el país sigue dejando sentir sus efectos en los principales embalses de generación y mixtos (que también se usan para riego) del Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece a más del 94% de la población nacional.
Es así que en septiembre recién pasado la energía embalsada en seis de estos tipos de tranques alcanzó su nivel más bajo desde 1998, año que es considerado como el más seco desde que se tiene registro, en términos de energía afluente (lluvia, nieve y caudales).
De acuerdo con estadísticas de la consultora Systep, en dicho mes la energía contenida en los embalses Colbún, Rapel, Ralco y Laguna La Invernada, así como los lagos Laja y Chapo, totalizó 763 GWh, volumen que es el segundo más bajo desde 1998. Ese año la situación de sequía y falta de capacidad térmica de respaldo se tornó tan crítica que derivó en la aplicación de un racionamiento efectivo, es decir, la aplicación de cortes programados que se extendieron entre noviembre de ese año y julio de 1999.
Para tener una idea de lo que estos niveles de energía embalsada representan, se puede indicar que durante 2013 la generación bruta mensual en el SIC ha oscilado entre 4.000 y 4.300 GWh.
Por ejemplo, en septiembre de 2006, año que se inscribió como húmedo, la energía acumulada en tranques alcanzó los 7.700 GWh, de acuerdo con la misma estadística.
“La participación de las centrales hidráulicas disminuyó de un 39% en julio a un 36% en agosto, lo cual también es menor en comparación al mismo mes del año 2012 (42%). Los embalses se mantienen en niveles críticos, observándose sólo en forma marginal el aumento de las cotas característico de los meses de invierno”, dijo la consultora ligada al académico Hugh Rudnick en su reporte mensual de septiembre.
Seguridad y costos
Al analizar las implicancias que esta caída de los niveles de energía puede tener sobre el sistema, se plantea la variable de la seguridad.
Esto, considerando que las centrales hidroeléctricas cumplen un rol importante a la hora de regular la frecuencia del sistema, debido a su capacidad de respuesta más rápida para inyectar o retirar energía en caso de perturbaciones.
En este punto, especialistas eléctricos explican que este rol se ha vuelto menos crítico a medida que el parque en base a gas natural y diésel ha aumentado.
Añaden que en términos generales, el abastecimiento no debería verse afectado por esta situación, pues a diferencia de 1998, cuando representaba del orden del 60%, la hidroelectricidad ha perdido peso en el mix de generación del SIC frente a otras tecnologías que también son de base, como el carbón.
Sin embargo, el impacto se dejaría sentir en los costos marginales. En el mercado comentan que el bajo nivel de energía almacenada amenaza con valores al alza, luego del respiro que estos dieron en septiembre cuando evidenciaron una baja por las lluvias registradas en la zona sur.
De esta forma, la proyección del costo marginal, que es el indicador que representa la operación de la unidad menos eficiente del sistema en un momento determinado y que debieran regular sólo las transferencias de energía entre generadoras, en un escenario seco como el actual apunta a que en octubre y noviembre oscilaría entre
US$ 178 y US$ 174 por MWh, respectivamente.
Luego, entre diciembre y abril del próximo año el rango de costos bajaría a un orden de entre US$ 118 y US$ 142 MWh, para repuntar a partir de mayo con marginales que podrían superar los
US$ 220 por MWh en junio de 2014.
Efecto deshielos
La situación de precios podría complicarse si a este factor de la energía embalsada se suma una escenario menos alentador del desempeño que tendrán los deshielos, que estaría contenido en el pronóstico definitivo que esta semana liberará el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC.
Los deshielos se inician en octubre, incentivan el uso hidroeléctrico y también permiten la conformación de reservas hasta mayo, momento en que se define cómo vendrá el año hidrológico. En el mercado señalan que a partir de noviembre las proyecciones del precio mayorista de la energía tendrán internalizado este efecto.
Gas natural licuado puede controlar en parte el costo
El gas natural licuado (GNL) juega un rol importante para controlar, en alguna medida, el alza de los costos marginales, asociada a la menor disponibilidad de agua, y al mismo tiempo mantener la seguridad del sistema.
En el gobierno han indicado que este papel puede ser más preponderante aún si se logra disponer este hidrocarburo en todas las unidades que pueden utilizarlo y que totalizan una capacidad de casi 2.800 MW, parte de la cual permanece ociosa o bien usando combustibles menos eficientes como el diesel.
Esto no sólo permitiría sortear la coyuntura energética derivada de los problemas para instalar nuevas unidades de generación, sino que también ayudaría a contener los costos. Y es que en un quinto año de sequía, contar con más GNL serviría para complementar la generación en base con carbón y desplazar el diésel, que marca la punta del precio spot.
En tanto, en lo que se refiere a la seguridad del abastecimiento, que podría comprenderse amenazada por la menor disponiblidad de reservas y energía almacenada en los tranques, el rol del GNL ha sido claro. Unidades de este tipo, como los complejos Nehuenco y Nueva Renca, por ejemplo, han sido claves para satisfacer la demanda, reduciendo el uso de fuentes menos eficientes y más caras.
Así, especialistas eléctricos explicaron que, por ejemplo, en mayo pasado cuando el sistema estuvo bastante ajustado porque los embalses estaban en el mínimo posible, casi secos, el CDEC-SIC determinó que incluso si había una falla de una unidad térmica eficiente importante podía haber eventualmente pérdida de carga, pero ésta sería muy menor.
«Ahora, aparentemente la situación no está peor que eso. Al contrario, porque los embalses han subido ligeramente y ya se superó la falla de Nueva Renca», dijo una fuente.
Fuente / Diario Financiero
octubre 7, 2013 | Industria
(El Mercurio) Autoridades, compañías eléctricas, expertos y hasta candidatos presidenciales. Todos han coincidido en la necesidad de aumentar la generación a gas natural en la matriz, debido a las buenas perspectivas de precio y volúmenes que tendría el hidrocarburo una vez que Estados Unidos comience a exportar shale gas .
Sin embargo, el panorama parece no ser tan claro como se ha planteado. Hace dos semanas una comitiva de expertos y ejecutivos del sector eléctrico nacional acompañó al ministro de Energía, Jorge Bunster, a un viaje a Boston para abordar, entre otros temas, el futuro de este gas no convencional.
Según explicó el secretario de Estado, los expertos estadounidenses de Harvard y el Massachusetts Institute of Technology (MIT) plantearon una serie de dudas sobre los volúmenes que se exportarán, el nivel de los precios y la posibilidad de firmar contratos con proveedores norteamericanos.
«Lo que se sacó en limpio de esa reunión fue que el shale gas se irá liberalizando de forma gradual y que no se ve que se vaya a abrir de forma violenta. Según lo que nos señalaron estos expertos, es muy posible que el precio al interior de Estados Unidos pase de niveles actuales de US$ 3 a US$ 4 por millón de BTU a US$ 7 por millón de BTU (sin costo de regasificación y transporte) al final de la década», explica el ministro.
Con este escenario, agrega Bunster, los precios actuales que se están pagando en Chile por el gas natural -que van desde los US$ 8 a US$ 16 por millón de BTU, incluyendo costos de transporte y regasificación- no sufrirán grandes variaciones.
Esta situación contrasta con las perspectivas de menores precios que tienen grandes compañías nacionales que están impulsando centrales a gas o terminales de regasificación.
Varias firmas han pronosticado un valor final del gas de US$ 10 por millón de BTU, lo que contrasta con el mercado actual, que a precio spot se está transando a US$ 16 por millón de BTU. Incluso varias mineras han anunciado centrales a gas, como es el caso de BHP y Codelco.
«No es fácil firmar un contrato de gas y hay mucha incertidumbre respecto de sus precios. Hoy se podrá comprar a US$ 4 el millón de BTU en el interior de Estados Unidos, pero hay gente que habla que esto no se va a mantener como un precio base y puede subir hasta US$ 10 por millón de BTU. Allá no solo hay incertidumbre respecto de los volúmenes, pues no hay claridad de cuánto hay que exportar, sino que también en cuanto al precio», explica el director ejecutivo de Systep, Hugh Rudnick, que también participó de la comitiva chilena en Boston.
A eso se agrega la disponibilidad. Según el gerente general de la Asociación de Generadoras, René Muga, desde Estados Unidos aún no hay claridad sobre exportar gas, y si se decidiera así, sería a bajos volúmenes y con precios altos.
Fuente / El Mercurio
