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SIC: Colbún supera a AES Gener y vuelve al segundo lugar en generación

(Diario Financiero) En los últimos 10 años, la capacidad instalada del Sistema Interconectado Central (SIC) casi se ha duplicado, pasando de los 6.996 MW que se registraron en 2003 a más de 13.739 MW el año pasado, cuando la capacidad creció a su mayor nivel desde 2009.

Según datos de este período, la participación de las principales empresas que componen la matriz energética ha ido cambiando.

Si bien Endesa mantiene su liderazgo en generación con un 39% del total, se evidencia una caída en su protagonismo al observar que en 2003 ostentaba el 47% generado en el SIC. “En vista de que Endesa posee una importante capacidad instalada en centrales hidráulicas y de embalse, la condición de sequía que se ha observado en los últimos años ha tenido como consecuencia una disminución en la generación hidráulica, a lo cual se suma que la nueva capacidad que ha ingresado al sistema es principalmente térmica”, asegura la consultora Systep.

También es interesante la evolución de Colbún y Aes Gener ya que, la firma controlada por el grupo Matte, logró retomar el segundo lugar en generación luego que le fuese arrebatado en 2010 por Gener. Así Colbún, que se mantiene estable tanto en capacidad instalada como en participación en generación (22% del total del SIC), se ve casi empatada por Aes Gener, que ahora ocupa el 20% de ésta; una participación que aumentó por el mayor uso de termoelectricidad observado en los últimos años.

En tanto, su aumento en la capacidad instalada en los últimos años se debe al ingreso de las centrales termoeléctricas Santa Lidia, Nueva Ventanas, las unidades 3 y 4 de Guacolda y la central Campiche (270 MW de potencia bruta) que entró en operación este año.

En suma, las tres grandes firmas representaron en 2012 el 82% de la participación en generación del SIC frente al 18% que anotan otras compañías, situación que se ha mantenido estable en la última década, aunque han ganado espacio en capacidad instalada al copar el 27% del total frente al 14% que tenían en 2003. Por lo que, a pesar de esta mayor incursión, continúa la supremacía de las tres grandes firmas.

Fuente / Diario Financiero

E-CL estima que capacidad del SING a 2020 se duplicará y abrirá ventana a GNL y otras tecnologías

(Diario Financiero) Hasta 3.650 MW podría llegar la capacidad instalada de generación en base a carbón en el SING, estima E-CL hacia el año 2020. En una presentación para inversionistas, la generadora controlada por GDF Suez estima que de la actual capacidad instalada –siempre mirando sólo carbón, por ser considerada generación base o que es despachada primeramente debido a sus precios- podría saltar de los 1.750 MW actuales gracias a una serie de proyectos anunciados y aprobados ambientalmente.

Así, por ejemplo, E-CL aportaría con Infraestructura Energética, dos unidades de 375 MW de capacidad instalada bruta; AES Gener lo haría con Cochrane y dos unidades de 280 MW. Southern Cross sumaría dos unidades de 175 MW y Patache otros 110 MW. Aparecen también las dos unidades de 250 MW de BHP, aunque éstas se encuentran en trámite ambiental para cambiar la tecnología aprobada desde carbón a gas.

La demanda, en tanto, podría dar un salto de 117% si es que todos los proyectos mineros anunciados se concretaran. Así, se podría pasar de los 1.750 MW de demanda en 2011 a unos 3.975 MW en 2020, estima E-CL.

Para llegar a estos números, la generadora consideró los 165 MW que se estima crecería la demanda de las distribuidoras, más 2.060 MW de una serie de proyectos mineros que aparecen en el anuario de Cochilco de 2011, y que en las actualizaciones siguen teniendo fecha de inicio para el periodo: Collahuasi, Ministro Hales de Codelco, Sierra Gorda (ex Quadra, Antucoya, Quebrada Blanca Hipógenos, Lomas Bayas, Copaquire, Telégrafos/Caracoles, Chuquicamata subterránea, El Abra/Radomiro Tomic y BHP.

Así, el SING vería un déficit en generación base a carbón de 325 MW al 2020, si es que los proyectos mineros y de generación se concretan. De esta forma, prevé E-CL, se abre una ventana para la generación en base a GNL y otras tecnologías.

El SING
Actualmente, un 14% de la capacidad instalada total (
4.580 MW) del SING es en base a gas, con 688 MW de E-CL –a través de CTM 3 y la unidad 16 de la Central Tocopilla-, siendo ésta la única central que ha generado con gas en los últimos meses, según un reporte del CDEC-SING; y Endesa con Southern Cross en GasAtacama otros 772 MW.

A éstos se podrían sumar otros proyectos de GNL que están en evaluación medioambiental: Kelar, de BHP, de 540 MW de capacidad y Luz Minera de Codelco, de 760 MW.

De hecho, la demanda proviene en un 89% de clientes no regulados, principalmente compañías mineras, mientras que un 11% son clientes regulados, dice E-CL.

Proyectos de generación
E-CL señaló que la inversión en la central Infraestructura Energética iría entre US$ 1.000 millones y US$ 1.700 millones, dependiendo si se construyen una o dos plantas. La orden de proceder estará sujeta al cierre de contratos de suministro; mientras que “dado el tamaño de la inversión, una alternativa posible sería desarrollar el proyecto en un SPV (Special Purpose Vehicle) con un socio estratégico que pueda contribuir valor agregado como el acceso a fuentes de financiamiento”, dice la presentación. Esto, último, en todo caso, no es una decisión a firme, pues la firma aún evalúa otras alternativas.

En tanto, la central Kelar ingresó hace unos días el primer Informe Consolidado de Solicitud de Aclaraciones, Rectificaciones y/o Ampliaciones (Icsara). Luz Minera, que Codelco pondrá a disposición de terceros para que sea desarrollada –tal como BHP-, recién inició el trámite ambiental.

Según datos de la consultora Systep, no existen centrales a carbón o gas adicionales en evaluación ambiental en el SING que puedan aportar generación base, además de las mencionadas.

En todo caso, para la generadora persisten las mismas dudas que para la industria en general en torno al GNL: “el precio al que podría llegar el GNL a Chile es incierto”, dice la presentación.

Fuente / Diario Financiero

Nuevos contratos de GNL ayudaron a reducir costo marginal

Nuevos contratos de GNL ayudaron a reducir costo marginal

(Diario Financiero) Algunos cambios en las condiciones de oferta de generación a partir de enero de este año, “particularmente respecto de la disponibilidad y precio de gas en los ciclos combinados del SIC, han impulsado a la baja los costos marginales con respecto a finales del 2012”, señala el informe mensual de la consultora Systep.

Los costos marginales del SIC durante febrero llegaron a un valor promedio de US$ 124 /MWh en la barra de Quillota 220, que comparados con los US$ 182 /MWh de febrero de 2012 representa una caída de 32%, mientras que si se compara con el mes de enero de este año, se observa un alza de 4,1%, muestra Systep.

Un efecto no previsto en las proyecciones del mercado, dice el reporte, “fue la reducción en los precios del GNL reportados por la central San Isidro de Endesa, cuyos valores disminuyeron desde un valor declarado en diciembre cercano a US$ 15/MMBTU a uno en torno a los US$ 5/MMBTU”, ello debido al cambio de la cláusula de indexación del suministro que entrega British Gas (BG) a Endesa, el que cambió desde crudo Brent a Henry Hub -índice de gas en Estados Unidos-.

Esto, agrega Systep, implicó una reducción de los costos variables de San Isidro desde entre US$ 106 y US$ 118/MWh a cerca de US$ 35 /MWh, lo cual tuvo un impacto directo en los costos marginales”.

“Adicionalmente, durante los meses de enero y febrero, la central Nueva Renca utilizó GNL remanente de suministradores de gas industrial y residencial, en contraste con las expectativas de operación a combustible diésel solamente”.

A ello se suma que a partir de enero de 2013 la central Nehuenco declaró disponibilidad de gas para sus dos ciclos combinados a costo variable nulo, resultando en un despacho promedio de esta central cercano a 600 MW, situación que era esperada por el mercado y que se proyecta se mantenga hasta el próximo mes, señala el informe.

Lo que viene
Debido a lo anterior, dice la consultora, “las condiciones de oferta de GNL son actualmente factores relevantes en las expectativas de precios spot en el corto plazo. La operación del mercado del SIC en los próximos meses dependerá en forma importante del cumplimiento efectivo de las condiciones esperadas de disponibilidad y precios de GNL”.

Según Systep, de acuerdo a la última programación a doce meses del CDEC-SIC, “la central San Isidro mantendría la disponibilidad actual hasta mayo del presente, presentando una disponibilidad reducida de junio a diciembre. En tanto, la central Nehuenco mantendría su disponibilidad hasta abril y reduciéndose a cero desde mayo a diciembre, mientras que Nueva Renca prácticamente no contaría con gas en el horizonte de un año”.

Respecto de los precios de GNL, existe mayor incertidumbre de su trayectoria, pues depende del devenir de las negociaciones que llevan adelante Endesa y BG por el cambio de contrato que pide la británica.

Fuente / Diario Financiero

Chile es foco para el desarrollo en ERNC

(Empresas Eléctricas AG) Gerardo Barrenechea, director de Estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas, participó junto a autoridades y representantes de la industria energética chilena, de una serie de reuniones y visitas técnicas destinadas a conocer la experiencia de España y su mercado de ERNC

La relevancia de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) fue el tema central de este encuentro, realizado en Madrid, España y que se focalizó en conocer la experiencia ibérica particularmente en el uso del recurso eólico y solar.

Gerardo Barrenechea comentó que durante el desarrollo de esta misión se pudo realizar un intercambio de opiniones de alto nivel y el conocimiento en terreno de lo que las distintas tecnologías implican, ya sea eólicas,
fotovoltaica y solar de concentración.

«Tuvimos conocimiento de las implicancias sistémicas y coordinación técnica con el operador del sistema y el mercado al ir ingresando al sistema, como así también de situaciones comerciales puntuales, como por ejemplo, el proceso coordinado entre distintos desarrolladores de soluciones conjuntas de transmisión y conexión al sistema».

Otro de los puntos destacados por Barrenechea son las conclusiones sobre el uso de estos recursos y el posicionamiento de Chile en esta materia.

«Nuestro país es observado con un gran atractivo para el desarrollo de ERNC en Chile, particularmente por el recurso solar que disponemos en el norte del país, una amplia zona con uno de los índices de radiación solar más altos del mundo».

Gerardo Barrenechea indicó que esta positiva valoración para invertir en proyectos energéticos en nuestro país, va de la mano con el clima económico que posee Chile y la propia institucionalidad para el desarrollo de éstos.

Tarea pendiente: los costos

El director de Estudios de Empresas Eléctricas AG dijo que uno de los puntos a resaltar en esta discusión son los costos, los perfiles de generación y la intermitencia de las tecnologías ERNC, temas relevantes para los desarrolladores, que en definitiva son los encargados de evaluar si éstos permiten entrar o no a un determinado mercado en coordinación con el Operador de dicho sistema.

«Es así como la tarea pendiente en Chile va mas por la línea de que el desarrollo de su mercado de generación sea efectivamente bajo una total independencia tecnológica, permitiendo que todas jueguen en una cancha nivelada, lo que a estas alturas no es una tarifa preferente para las ERNC, por ejemplo, sino que lograr que la normativa refleje de mejor manera en el mercado los beneficios que le entregan las ERNC haciéndose cargo simultáneamente de las dificultades que su integración puede arrojar al sistema», puntualizó.

Este encuentro fue organizado por tres asociaciones ibéricas, UNEF(fotovoltaica), AEE(Eolica) y PROTERMOSOLAR(solar); el ICEX del gobierno español, todos en coordinación con la nacional ACERA. La delegación, estuvo compuesta por representantes de los Ministerios de Energía y Economía, CDECs SIC y SING, las empresas TRANSELEC y COLBUN, la consultora SYSTEP y las asociaciones Empresas Eléctricas AG y ACERA.

Fuente / Empresa Eléctricas AG

Gerardo Barrenechea, Director de Estudios de Eléctricas AG: “Nuestro país es foco para el desarrollo de ERNC”

(Eléctricas AG) Gerardo Barrenechea, Director de Estudios de la Asociación de Empresas Eléctricas, participó junto a autoridades y representantes de la industria energética chilena, de una serie de reuniones y visitas técnicas destinadas a conocer la experiencia de España y su mercado de ERNC.

La relevancia de las Energías Renovables no Convencionales (ERNC) fue el tema central de este encuentro, realizado en Madrid, España y que se focalizó en conocer la experiencia ibérica particularmente en el uso del recurso eólico y solar.

Gerardo Barrenechea, Director de Estudios de Empresas Eléctricas AG, comentó que durante el desarrollo de esta misión se pudo realizar un intercambio de opiniones de alto nivel y el conocimiento en terreno de lo que las distintas tecnologías implican, ya sea eólicas, fotovoltaica y solar de concentración.

“Tuvimos conocimiento de las implicancias sistémicas y coordinación técnica con el operador del sistema y el mercado al ir ingresando al sistema, como así también de situaciones comerciales puntuales, como por ejemplo, el proceso coordinado entre distintos desarrolladores de soluciones conjuntas de transmisión y conexión al sistema”

Otro de los puntos destacados por Barrenechea, son las conclusiones sobre el uso de estos recursos y el posicionamiento de Chile en esta materia.

“Nuestro país es observado con un gran atractivo para el desarrollo de ERNC en Chile, particularmente por el recurso solar que disponemos en el norte del país, una amplia zona con uno de los índices de radiación solar más altos del mundo”

Gerardo Barrenechea indicó que esta positiva valoración para invertir en proyectos energéticos en nuestro país, va de la mano con el clima económico que posee Chile y la propia institucionalidad para el desarrollo de éstos.

Tarea pendiente: los costos
El director de Estudios de Empresas Eléctricas AG dijo que uno de los puntos a resaltar en esta discusión son los costos, los perfiles de generación y la intermitencia de las tecnologías ERNC, temas relevantes para los desarrolladores, que en definitiva son los encargados de evaluar si éstos permiten entrar o no a un determinado mercado en coordinación con el Operador de dicho sistema.

“Es así como la tarea pendiente en Chile va mas por la línea de que el desarrollo de su mercado de generación sea efectivamente bajo una total independencia tecnológica, permitiendo que todas jueguen en una cancha nivelada, lo que a estas alturas no es una tarifa preferente para las ERNC, por ejemplo, sino que lograr que la normativa refleje de mejor manera en el mercado los beneficios que le entregan las ERNC haciéndose cargo simultáneamente de las dificultades que su integración puede arrojar al sistema” puntualizó.

Este encuentro fue organizado por tres asociaciones ibéricas, UNEF(fotovoltaica), AEE(Eolica) y PROTERMOSOLAR(solar); el ICEX del gobierno español, todos en coordinación con la nacional ACERA. La delegación, estuvo compuesta por representantes de los Ministerios de Energía y Economía, CDECs SIC y SING, las empresas TRANSELEC y COLBUN, la consultora SYSTEP y las asociaciones Empresas Eléctricas AG y ACERA

Fuente / Eléctricas AG