agosto 5, 2013 | Industria
(El Mercurio)
Hugh Rudnick, UC: Organismos técnicos e institucionalidad eléctrica más fuerte
«Hoy sufrimos los efectos de una energía cara, sucia e insegura», señala el académico de la UC y director de Systep, Hugh Rudnick.
1.- Definir qué tipo de centrales hacer. «Es central y urgente que como país definamos nuestra vocación energética y demos claridad a todos los agentes de cómo queremos desarrollar nuestro abastecimiento eléctrico».
2.- Precisar un ordenamiento territorial y un esquema de compensación a comunidades afectadas.
3.- Organismos técnicos fuertes. «Mayor vigilancia del funcionamiento del mercado a través del fortalecimiento de la institucionalidad eléctrica (CNE, SEC, CDECs) y ambiental (Superintendencia y Tribunales), para que contribuyan a definir ese camino y garanticen al ciudadano un adecuado resguardo de sus intereses. Lograr esto no es fácil, ni el Estado ni los privados han tenido un desempeño muy acertado en la última década, y ambos son centrales para avanzar».
4.- Que los candidatos a la Presidencia expliciten su plan energético. «El camino no es un Estado empresario ni un sector privado monopólico sin orientaciones. Es un camino mixto de mercado competitivo con una orientación social. El gran desafío hoy es que las coaliciones que pretenden gobernar el país por los próximos cuatro años planteen como un objetivo de gobierno el lograr consensuar esa definición estratégica, plasmándolo claramente en sus programas presidenciales».
5.- En el corto plazo usar todo: gas y renovables. «Aprovechemos la infraestructura de gas natural, facilitemos la expedita incorporación de energías renovables competitivas, construyamos rápidamente la necesaria transmisión, y permitamos que la demanda participe en enfrentar la crisis, gestionando su consumo». Apunta a que se establezcan incentivos para el ahorro o que los consumidores puedan «vender» su ahorro a otras industrias.
María I. González, ex CNE: «Que las AFP inviertan en proyectos eléctricos»
«En el actual panorama hacen falta medidas radicales y urgentes, tanto para el corto como para el más largo plazo», dice la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía y gerenta general de Energética, María Isabel González.
1.- Usar GNL. «En el corto plazo hay que aprovechar al máximo la disponibilidad del terminal de regasificación GNL Quintero para las centrales a ciclo combinado y a gas natural. Así podríamos tener un aumento en 35% de la producción de energía con gas natural respecto a la disponibilidad real actual, en desmedro del despacho de unidades diésel, más caras y contaminantes».
2.- Facilitar transmisión. «Flexibilizar el criterio de seguridad de servicio para determinadas instalaciones de transmisión. Este criterio -conocido como N-1- prevé que estas instalaciones deben mantener capacidad ociosa con la finalidad de tener disponibilidad en caso de falla. No es lógico que el sistema atraviese por una situación de estrechez de abastecimiento y altos precios, mientras se conservan medidas de seguridad propias de sistemas más robustos».
3.- Licitar sitios para generación y transmisión. «Poner a disposición de terceros, en lo posible nuevos actores, sitios aptos para la construcción de nuevas centrales termoeléctricas a gas natural y/o carbón, con los estudios de impacto ambiental aprobados y todos los permisos necesarios. Estos sitios podrían licitarse conjuntamente con los consumos de las empresas distribuidoras para el suministro de los clientes regulados, dándole con ello legitimidad social».
4.- Que inviertan las AFP. «En estos proyectos debieran poder invertir en forma relevante las AFP».
5.- Usar la hidroelectricidad. «Para aprovechar la hidroelectricidad de mayor tamaño, se requiere que este problema sea abordado con real liderazgo».
Susana Jiménez, LyD: Disponer terrenos fiscales para centrales eléctricas
La postergación y paralización de obras y la ausencia de nuevos proyectos de inversión en generación eléctrica, «pone en serio riesgo el suministro energético a precios razonables a partir de los próximos 3 a 4 años y urge, por tanto, sacar adelante iniciativas de generación y transmisión para abastecer la creciente demanda y evitar un mayor aumento de precios de la energía», dice la economista senior de Libertad y Desarrollo (LyD), Susana Jiménez.
1.- Próximos meses serán claves. » Lo realizado a la fecha es insuficiente. Incluso logrando la pronta aprobación de los proyectos de ley actualmente en trámite en el Congreso, el problema de fondo no estará resuelto. Lo que se haga o deje de hacer en los próximos meses será clave para disponer de energía».
2.- Licitaciones de suministro atractivas para generadores. «Apremia llevar adelante con éxito las licitaciones para el suministro de clientes regulados, con un diseño que haga atractiva la inversión en centrales».
3.- Que el Poder Judicial reconozca el conocimiento técnico. » Hay que trabajar para mejorar el deteriorado clima de inversión, por la vía de privilegiar una mayor estabilidad regulatoria y dar mayor certeza jurídica», plantea Jiménez. Apunta a aunar voluntades en el Poder Judicial, instando a una mayor deferencia técnica con los organismos técnicos especializados, y a que el Poder Legislativo alcance acuerdos en materias tan relevantes como consulta indígena y borde costero.
4.- Sí a la hidroelectricidad. » El aprovechamiento de los recursos hídricos disponibles también amerita un apoyo explícito, así como la disposición de territorios fiscales aptos para ubicar centrales de generación y la entrega de mayor y mejor información a la ciudadanía».
Francisco Aguirre: «Debemos permitir que Aysén aporte su enorme riqueza hidroeléctrica»
El académico de la U. de Chile y socio de Electroconsultores Francisco Aguirre Leo propone:
1.- Interconexión entre sistemas eléctricos . «Veo a Chile conectado por redes eléctricas desde Arica hasta Aysén, que es la máxima extensión nacional interconectada posible, haciendo realidad lo ya previsto a mediados del siglo pasado por Endesa-Corfo y cuyo logro traerá enormes beneficios regionales mejorando la seguridad y economía en el suministro».
2.- Sacar proyectos de «carretera eléctrica» y ley de concesiones. «Hay que concretar cuanto antes los procesos legislativos pendientes para concesiones y carretera eléctrica, dejando atrás el trueque político mezquino», dice. También apunta a lograr que Norte Grande recupere competitividad y sea un centro energético termoeléctrico y de energías renovables solares de uso nacional.
3.- Desarrollar el potencial hídrico de Aysén. «Debemos aprovechar nuestro único recurso energético eficiente y económico, permitiendo que la Región de Aysén aporte su enorme riqueza hidroeléctrica, que no es patrimonio zonal, sino nacional».
4.- Sí a la geotermia y a lo eólico. «Al potencial hidroeléctrico se deben agregar los complementos geotérmicos y eólicos de la zona central que permitirán reducir la dependencia externa de combustibles fósiles que hoy malforman nuestra matriz energética».
5.- Rol de lo térmico y la energía nuclear. «Necesariamente debe asegurarse la matriz energética con combustibles fósiles como el carbón e incluso incorporando energía nuclear, concesionada y de moderna tecnología, si el Estado establece una política de educación nacional que despeje los tabúes y la desinformación de la población».
6.- Aceptar las restricciones de las centrales de pasada, solares y eólicas. «Hay que reconocer sus limitaciones y no recomendar barbaridades técnicamente irrealizables o económicamente inconvenientes», plantea. Y recomienda abandonar campañas con mala información, «que desde hace ya varios años entorpecen el crecimiento de Chile y el de sus habitantes».
Ex ministro Rodríguez: «Patentes municipales debieran ir a comunas donde esté la producción física»
«Chile, salvo catástrofes climáticas o de otro tipo, no sufre de inseguridad de abastecimiento eléctrico aunque sí de autozancadillas que llevan a electricidad más cara que la posible», dice el presidente de Eléctrica Guacolda y ex ministro de Economía y Energía, Jorge Rodríguez Grossi. Defiende el actual marco regulatorio porque «está diseñado para garantizar la energía más barata posible (…) pero que está experimentando un conjunto de presiones que han hecho imposible llevar a cabo inversiones». Por ello plantea:
1.- Renovables No Convencionales con cautela. «Chile es un país pobre en energías utilizables actualmente en forma económica. Ojalá que en el futuro, vía el mayor desarrollo de las baterías, el sol y el viento pasen a ser relevantes. Por el momento, los vendedores de equipos asociados a estos recursos pujan tenazmente por leyes y subsidios que hagan rentables sus negocios; simplemente veamos lo que ha pasado en Europa y hoy por acá. Esas leyes y subsidios no son gratis: los pagamos con menor crecimiento con menor competitividad».
2.- Sí a la hidroelectricidad y las fuentes térmicas. «Usar las fuentes hídricas así como las térmicas (carbón y GNL)donde estén disponibles y sean convenientes, es más que sensato. Seamos francos, el carbón es relativamente mucho más importante en el resto del mundo que en Chile y será el principal insumo eléctrico mundial hacia el 2035, con un tercio del abastecimiento eléctrico. Acá es lo más barato cuando escasea el agua».
3.- Compensaciones territoriales. «Si tuviéramos mejores soluciones de ordenamiento territorial y correctas compensaciones territoriales por instalar fábricas y establecimientos productivos (no solo eléctricos), no habría la situación que registramos hoy. Las patentes municipales debieran ir a las comunas donde esté la producción física y los montos debieran relacionarse con los volúmenes de producción. Así sería mucho más atractivo recibir fábricas para las comunas de nuestro país».
4.- No al Estado planificador. «No se trata de que el Estado se ponga a formular proyectos eléctricos para licitarlos. ¿Se atreverá acaso nuestro Estado a formular proyectos que generen algún tipo de manifestaciones públicas en su contra? Me caben serias dudas. Probablemente terminaríamos produciendo muchas, pero muchas velas».
Fuente / El Mercurio
julio 15, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Según la consultora Systep, al menos hasta 2015 la oferta que ingresará al SIC será limitada y sería menor al crecimiento actualmente proyectado de la demanda, por lo que habría estrechez en el sistema, generando las condiciones para que los costos marginales se mantengan altos en dicho periodo.
Según señala Systep, las centrales que se encuentran en construcción y que entrarían en operación en el periodo 2014-2018, son fundamentalmente centrales a ERNC y algunas de pasada de hasta 60 MW, excepto Angostura (316 MW de pasada en 2013) y la unidad 5 de Guacolda (138 MW de carbón en 2015). Por causa de ello, agregan en Systep, la condición actual de estrechez implicaría que se mantengan altos costos marginales hasta el 2015, sin perjuicio de que finalmente el nivel de costos marginales dependerá también de las condiciones hidrológicas y el crecimiento efectivo de la demanda.
Según Systep, las estimaciones de estrechez que se prevén para el SIC, también consideran que en los próximos años se mantienen los principales problemas de restricciones en el sistema de transmisión, los cuales se aliviarían a partir del 2018 con los refuerzos en los sistemas de 500 kV entre el norte, centro y sur del SIC.
Recién a partir del año 2016, en tanto, Systep prevé que podría aumentar el margen entre oferta y demanda, pero dependerá de si se desarrollan proyectos de generación base. También, es posible que exista un aumento progresivo de disponibilidad de GNL en centrales existentes que actualmente no cuentan con este combustible permanentemente (Nehuenco, Nueva Renca, Quintero, Candelaria y Taltal).
Los acuerdos firmados por Enap, Metrogas y Endesa con British Gas en la renegociación de los contratos, consideran una fórmula para añadir suministro de GNL, hasta en 50% de lo que dice el contrato, adicional al pactado, lo que daría sustento a este punto, estiman en la industria. Además, Colbún y AES Gener siguen analizando la posibilidad de instalar un terminal de regasificación de GNL en la V Región, pudiendo cerrar algunos ciclos abiertos.
Por tipo de hidrología
En todo caso, las estimaciones de Systep no concluyen, preliminarmente, que exista riesgo de suministro, sin antes realizar otros análisis. No obstante, añaden que ante hidrologías secas se evidencia que se enfrentarán precios altos determinados por centrales a diésel.
Al mirar los tres posibles escenarios de generación, según tipos de hidrologías, Systep prevé que la participación de la hidroelectricidad en la matriz iría en disminución en los próximos años debido a la escasez de proyectos de este tipo.
También se puede inferir, que en todos los escenarios hidrológicos mostrados se despacha generación diésel, lo cual se debe a dos motivos, explican en Systep: Primero, se utiliza la generación en base a diésel ante escasez de generación hidráulica, lo cual se verifica con el aumento de la generación diésel en el escenario de hidrología seca en comparación con la media y húmeda, siendo mayor su participación hasta el 2016 y disminuyendo progresivamente en los años siguientes por eventual mayor oferta de generación base.
En segundo lugar, las congestiones en el sistema de transmisión obligan a despachar generación diésel local por falta de capacidad para transmitir generación base a lo largo del sistema.
Corto plazo
Para el corto plazo, el último reporte de la consultora estima que el costos marginal podría promediar US$ 132,8 /MWh en caso de baja disponibilidad de GNL, entre junio y septiembre. De octubre a enero de 2014, promediaría US$ 89,6 /MWh, en igual escenario.
Según datos del CDEC-SIC, en lo que va de julio, el costo marginal en la barra Alto Jahuel 220 promedió
US$ 255,6/MWh, al miércoles de la semana pasada.
Fuente / Diario Financiero
junio 28, 2013 | Industria
(Pulso) La crisis detonada por los intempestivos cortes de los envíos de gas desde Argentina, entre 2006 y 2007, generó una escalada en los precios de la energía de la que el país todavía no se sacude del todo.
Aún así, los precios tan altos de entonces, que se dispararon a niveles de tres o cuatro veces los que se tenía hasta antes de la crisis, no se habían vuelto a ver en el sistema eléctrico chileno.
Eso, hasta ahora. El promedio mensual del costo marginal en junio, considerando los primeros 25 días del mes, alcanza la inédita cifra de US45 por MWh, lo que representa un incremento de 20% respecto del mes anterior (cuando el costo marginal anotó un promedio de US209,4 por MWh) y de 75% respecto de los US43 del mismo mes de 2012.
Estos niveles son los más altos para un mes de junio desde precisamente 2007, cuando el costo marginal en la barra Quillota 220 kV promedió US51 por MWh.
No es todo. Se espera que al terminar el mes el costo sea aún mayor, pues durante los últimos días éste ha seguido subiendo. El último día de análisis, el nivel máximo alcanzó los US84,8 por MWh, 13% por sobre el promedio mensual.
LA CLAVE ES EL AGUA
La explicación tras estas cifras se encuentra en el bajo nivel de lluvias en el país, que se alista para otro año seco, a lo que se suma la salida por mantención de varias unidades que son clave para el SIC.
Este último factor es el que ha neteado el efecto que se esperaba tuviera el aumento del parque de generación a carbón, que sólo el año pasado creció en 1.000 MW con la entrada comercial de las centrales Santa María (Colbún), Campiche (AES Gener) y Bocamina II (Endesa).
A ello se suma la salida de algunas centrales por fallas y paralizaciones programadas. Todo esto ha obligado a aumentar la generación con diésel, la más costosa e ineficiente del parque de generación.
El Ministerio de Energía -según explicó el martes el titular de la cartera, Jorge Bunster- maneja una proyección de año seco para este año, lo que se esperaba no fuera así, dado que, según los pronósticos climatológicos, el fenómeno de La Niña, que explica la sequía en el país, había quedado atrás dando paso a una fase neutra, por ende, más húmeda que los años anteriores.
De esta manera, la participación hidroeléctrica se encuentra por debajo del 30% y su aporte al SIC es más que duplicado por la termoelectricidad, que entre carbón y GNL alcanzan picos de 70% los días de mayor demanda por energía.
¿RACIONAMIENTO?
Bunster agregó que si bien el Ejecutivo está permanentemente analizando la opción de activar un decreto de racionamiento, dada el escenario complejo, por ahora esto no se hará.
Los clientes eléctricos esperan dos cosas. Primero, que llueva, pues esto permitirá detener las restricciones de los embalses y aumentar la generación barata, cual es la condición que tiene el agua. El segundo punto es que no fallen más centrales, pues sólo en mayo el sistema se vio afectado por la salida simultánea de tres unidades: Nueva Renca (mantención), Nehuenco 2 y Santa María.
“La escasez hidráulica ha resultado en prácticamente el agotamiento de todas las reservas de energía en los embalses del SIC”, plantea en su último informe la consultora Systep.
Fuente / Pulso
junio 25, 2013 | Industria
(Diario Financiero) Aún cuando la crisis que enfrentará el país entre los años 2015- 2020 está lejos de ser resuelta, los expertos ya están advirtiendo la siguiente que vivirá el país en la próxima década, tras el rechazo de gran parte de los candidatos al sillón presidencial y particularmente, de la pre candidata presidencial Michelle Bachelet al proyecto HidroAysén.
Según cercanos al complejo, éste tendrá su impacto recién hacia el año 2023, considerando que aún no se somete a evaluación la línea, lo que, con suerte, podría ocurrir en 2014. “Siendo optimistas, si demora dos años su tramitación, recién en 2016, estaría listo. A eso hay que agregarle que tomaría unos seis años en tener lista la primera central”, explican fuentes de la compañía. Por lo mismo, el no contar con HidroAysén, sería el detonante para una crisis que partiría en 2023. “Cuando llegue 2020 estaremos llorando por no tener este proyecto”, dice la misma fuente.
Sorpresa
Según cercanos a la mandataria, las declaraciones en el debate no representarían los planteamientos del equipo encargado de los temas energéticos de su candidatura. Éstos estarían promoviendo una discusión profunda, junto con la ciudadanía, del tipo de matriz energética que se requiere para el país, considerando el usar las potencialidades de Aysén. Por ello causaron gran sorpresa sus declaraciones, considerando que los miembros de dicho equipo, en los últimos años se han mostrado a favor de la iniciativa e incluso ella misma lo destacó dentro de su estrategia energética en 2008 (ver recuadros pág. 9)
Otro cercano a Bachelet, asegura que su intervención es delicada, pues pasaría por alto la institucionalidad ambiental, dañando la confianza que podrían tener los inversionistas y la ciudadanía en el sistema, algo que han criticado al presidente Sebastián Piñera, tras el caso Barrancones.
En todo caso, algunos matizan las declaraciones de Bachelet, pues ésta dijo que el proyecto “es inviable”, interpretando que ello es cierto en la situación actual, lo que no quita que al resolverse algunas materias –principalmente la línea de transmisión- HidroAysén vuelva viable.
Sin embargo, dicho argumento, para otros expertos, queda anulado por la frase completa de Bachelet, quien añadió que “no debiera seguir adelante (…) no estoy a favor” (de HidroAysén).
Las declaraciones de Bachelet son vistas con preocupación por cercanos al proyecto, pues si la iniciativa no cuenta con el beneplácito del gobierno, prácticamente se le pone la lápida. “Por el tamaño de HidroAysén, nadie irá adelante con el proyecto sin la simpatía del Ejecutivo”, dicen ligados a los socios de la compañía.
La respuesta de la firma fue clara: “Es muy fácil decir no a un proyecto, el punto es cuál es tu propuesta y hasta ahora yo no la he visto en ninguno de los candidatos”, dijo Daniel Fernández, vicepresidente ejecutivo de HidroAysén (ver pág. 9). El mercado castigó a los socios del proyecto, Colbún y Endesa, con caídas de 1,37% y 1,04%, respectivamente, en un nuevo día de baja en la Bolsa (ver pág. 24).
Alternativas
Sin el proyecto, la única solución para la matriz sería construir más energía termoeléctrica (carbón y GNL). El problema, es que el rechazo a HidroAysén, condena al país a depender de combustibles importados, dice un cercano a la ex mandataria. A esto, dicen expertos, habría que sumar que se requerirá que toda la generación hidro posible en la zona centro sur del país sea desarrollada.
María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, señala que “las centrales de embalse, llámense
HidroAysén u otras, son necesarias porque son las que pueden dar la base limpia y eficiente para abastecer la demanda a cualquier hora del día o de la noche, particularmente las que se ubiquen en Aysén, donde los regímenes de los ríos son de carácter glacial y no pluvial, por lo que no dependen del clima”.
Respecto del GNL, dicen los expertos, si es que se lograra un precio cercano a los US$ 8 /MMBtu, lo que sería altamente optimista, el costo de generación sería cercano a US$ 90 /MWh. En cuanto al carbón, la situación no se ve mejor, considerando el rechazo que existe en el país por este tipo de centrales.
Otra solución sería que abrazar la energía nuclear, una decisión postergada, y que podría seguir en stand by, mientras otros países desarrollados, como Japón, no aclaren las posturas en su uso.
El consultor Hugh Rudnick, de Systep, señala que “el tema central es que aún no sabemos qué se puede construir en energía base. No hay ningún proyecto grande a futuro. Se canceló Castilla, Barrancones, mientras que Punta Alcalde está en duda, y hay que ver qué pasará con Energía Austral. Alto Maipo también tiene problemas. Sabemos lo que no se puede, pero no lo que sí se puede hacer”, señala.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, señala que “en estricto rigor HidroAysén es irreemplazable, particularmente por la reducción de costos de producción y baja de precios que produciría esa importante hidroeléctrica (su capacidad proyectada es igual a cerca de la mitad de lo desarrollado en hidroelectricidad hasta la fecha en el país en 120 años), pues no hay como desarrollar símiles hidroeléctricos en el resto del país”.
Fuente / Diario Financiero
junio 20, 2013 | Industria
(Estrategia) A unos US22,9 el MWh promedio podría llegar el costo marginal en el SING de acuerdo a proyecciones elaboradas sobre un escenario de demanda base para los próximos doce meses, US0 más que los US2,6 por MWh que alcanzó el costo marginal promedio que alcanzó el sistema en la barra crucero durante mayo.
De acuerdo al informe Systep de junio, la entrada de nuevos proyectos mineros como Sierra Gorda, de la polaca KGHM; Ministro Hales, de Codelco. así como las iniciativas Desaladora y Degradación y un aumento en la demanda de los clientes industriales existentes serán determinantes en el incremento que registrará el costo marginal en el sistema.
En relación a las estimaciones que contemplan la materialización total de estas variables de consumo en los plazos anunciados, el promedio se elevaría a US54,5 el MWh, mientras que en el caso de una demanda baja la cifra llegaría a US2,4 el MWh.
Fuente / Estrategia
