febrero 14, 2013 | Industria
(Estratégica) El actual predominio entre las ERNC de la energía generada en base a biomasa aparentemente continuará en el futuro inmediato. De acuerdo a información publicada por el SEIA y recogida por Systep, en los próximos años ingresarán al sistema unos 283 MW de potencia en proyectos de biomasa por un total de US22 millones.
Dentro de los proyectos que se desarrollarán a futuro siguen predominando iniciativas asociadas al sector forestal. En Arauco cuentan con aprobación ambiental la Planta Térmica de Cogeneración Viñales y la cogeneradora de energía eléctrica y vapor con Biomasa Horcones de 41 MW y 31 MW, respectivamente. Ambas requerirán una inversión total de US78 millones y se ubicarán en la Séptima Región.
También es protagonista en el sector CMPC. La compañía controlada por el Grupo Matte mantiene en carpeta unos 114 MW en proyectos de biomasa aprobados. El principal de ellos es la expansión de 100 MW de la central Santa Fe.
El incremento de esta generadora localizada en la Región del Biobío significará unos US20 millones y se estima que podría estar concluida para el cuarto trimestre de este 2013. Además, se contempla incrementar en unos 14 MW la potencia de la Planta Pacífico, ubicada en la Región de la Araucanía.
Otros proyectos de biomasa son la planta Lautaro y el aprovechamiento de cereales en Unidad N° 2 de COMASA. Ambas consideran la incorporación de 45 MW extras por un total de US8 millones. También se cuentan una planta de Papeles Norske Skog por 20 MW, una de Compañía Papelera del Pacífico por 15 MW y una planta de Masisa por 9,6 MW.
Fuente / Estrategia
febrero 11, 2013 | Industria
(Pulso) El Sistema Interconectado Central (SIC) se verá reforzado con la entrada de 1.022 MW adicionales de capacidad adicional durante este año, lo que ayudará a descomprimir la estrechez en la relación entre oferta y demanda, que el año pasado derivó en un alza importante de las tarifas eléctricas.
En concreto, y de acuerdo con una proyección de la consultora Systep, elaborada en basa a datos del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, entre enero de este año y marzo de 2014 entrarán al sistema 14 nuevos proyectos, de los cuales hay dos que destacan por su tamaño y, por consecuencia, por su aporte: la central hidroeléctrica Angostura de Colbún (316 MW), que se proyecta comience a inyectar electricidad al SIC en diciembre de este año, y la carbonera Campiche, de AES Gener, que aportará 270 MW y que ya se encuentra en pruebas.
A estas dos unidades, que concentran casi el 60% del incremento de capacidad, se suman otras centrales menores de energías renovables no convencionales (ERNC), entre las que destacan la primera unidad del complejo hidroeléctrico Laja, de GDF Suez (34 MW) y el parque eólico Talinay Oriente, de la danesa Vestas.
Este aumento podría revertir la situación que se observó durante 2012, con una estrechez marcada que disparó las tarifas, hecho que también se vio afectado por el retraso en la puesta en marcha de nuevas centrales, principalmente a carbón.
“El año que terminó se caracterizó por altos costos marginales, debido tanto a una prolongada sequía que afecta al centro-sur del país, como por el atraso en la puesta en servicio de nuevas centrales y la indisponibilidad de algunas de las existentes”, plantea en un informe la consultora Systep Ingeniería y Diseños, ligada a Hugh Rudnick y Sebastian Mocarquer.
PANORAMA POST 2014
Si bien durante 2013 se incorporará una cantidad relevante de nueva capacidad instalada, el panorama se oscurece hacia el futuro pues sólo hay una unidad en condiciones de ser construida (Guacolda V, 152 MW) y apenas tres grandes proyectos a firme: Punta Alcalde (740 MW), Alto Maipo (531 MW) y San Pedro (150 MW). Además, es factible que alguna de ellas no se construya por judicialización u otra causa, lo que ensombrece más el escenario. Esto, sin contar Hidroaysén o Energía Austral, proyectos que cuentan con un grado mayor de incertidumbre.
De hecho, el gobierno reconoce que entre este año y 2017 no debería haber problemas de suministro, pero que pasada esa fecha podría haber encarecimiento.
BALANCE DE ENERO
Systep señala que proyectando para 2012 se observa en el Sistema Interconectado Central (SIC) una alta variabilidad de los costos marginales, dependiendo de la condición hidrológica. Considerando 50 hidrologías simuladas, se estima una diferencia de hasta US48 por MWh entre los valores mensuales máximo y mínimo a lo largo del año, lo que dependerá de la hidrología que se observe, plantea en su informe correspondiente a enero de 2013.
Esto, aún cuando la entrada de dos centrales a carbón, como Santa María (Colbún) y Bocamina (Endesa) han ayudado a reducir los costos marginales en los últimos meses, llegando a un promedio de US19,1 por MWh en enero pasado, versus US82,2 en el mismo mes de 2012.
Este valor representa una baja de 32,2% respecto al mes anterior, y de 34,7% respecto a enero del año pasado, de acuerdo con el consultor Francisco Aguirre, quien plantea que la reducción no se debió sólo a la entrada de las unidades a carbón, sino que sobre todo a la reducción de las tarifas del GNL, luego de la entrada en vigencia de nuevos contratos.
“La baja respecto al mes anterior se debe a una caída considerable en el precio del GNL de las centrales en la zona central (de unos US0 a US por millón de BTU) y a su mayor participación respecto al mes anterior”, agregó el experto.
Fuente / Pulso
febrero 6, 2013 | Industria
(Estrategia) Unos 14 proyectos de generación actualmente se encuentran en construcción, los que agregarán unos 1.022 MW en total antes del mes de marzo del próximo año. No obstante, la mayoría de estas iniciativas se concretarán durante este ejercicio, específicamente unos 907 MW.
De acuerdo a la información consignada por el CDEC-SIC y publicada por el último reporte de Systep, entre las centrales generadoras que se agregarán próximamente al sistema destacan las centrales Angostura de Colbún y Campiche de AES Gener. Ambas iniciativas totalizarán una potencia de 586 MW, más de la mitad del total que se agregará a marzo de 2014.
La hidroeléctrica de embalse Angostura será la central con mayor capacidad de las que se sumarán al sistema con 316 MW de potencia y su puesta en marcha se prevé para el último mes de este año. Por su parte, la termoeléctrica a carbón Campiche (Ventanas IV) de 270 MW tendría su estreno prontamente en el mes de marzo.
El informe, en líneas generales, da cuenta del predominio que tendrán las generadoras hidráulicas con un 46,2% de las nuevas generadoras que ingresarán. Y si bien Angostura inclina la balanza debido a su magnitud, destacan las siete centrales de pasada que se agregarían al sistema durante el primer semestre de este año, las que en conjunto sumarán cerca de 157 MW.
Por último, también se anticipa una creciente importancia de las fuentes de generación eólicas con la futura entrada de parques como la primera fase de Talinay Oriente (90 MW), El Arrayán (115MW) y Ucuquer (16,2 MW), las que significarán en total un aporte de 221 MW a marzo de 2014.
Fuente / Estrategia
febrero 5, 2013 | Industria
(Estrategia) Uno de los hitos del 2012 en materia energética fue la decidida entrada de la estadounidense Duke al mercado eléctrico chileno. La compra de la ex Central Campanario, actualmente renombrada como Yungay, y la adquisición de los activos de generación hidroeléctrica que el Grupo CGE poseía en la Octava Región, fueron una potente señal del serio interés que existía a nivel internacional por entrar al mercado local.
Y en ese sentido, actores del sector eléctrico afirman que una gran cantidad de eléctricas extranjeras están apuntando al mercado chileno en la búsqueda de nuevas oportunidades, tanto multinacionales como grandes empresas provenientes de Asia, Estados Unidos y Europa. Los intereses actualmente se concentran en el norte, especialmente en la zona correspondiente al SING, en función de la demanda minera que se proyecta a futuro y del potencial para el desarrollo de proyectos solares, entre otros.
Múltiples interesados
La voluntad de diversas empresas del mundo por entrar al mercado energético chileno es ratificado, entre otros, por el ministro de Energía, Jorge Bunster. El secretario de Estado, en conversación con ESTRATEGIA, declaró que están siendo permanentemente visitados por empresas que buscan opciones de invertir en Chile. Afirma que “existe un amplio interés de distintos actores, tanto en el área de las energías convencionales como de las renovables no convencionales, de desarrollar proyectos en Chile”.
Bunster agrega que pese a los diversos problemas que actualmente aquejan al sector en términos de conflicto social, tramitación o burocracia, “sigue habiendo interés de muchas empresas grandes a nivel mundial”.
Consultores del área afirman estar en permanente contacto con estas empresas, las que acuden a ellos para conocer en profundidad la forma cómo funciona el mercado eléctrico. Uno de ellos es Hugh Rudnick, director de Systep, quien confirma la existencia de muchas compañías extranjeras buscando oportunidades en el país. “En mi actividad veo a mucho inversionista europeo, norteamericano, coreano, japonés e incluso chino con interés en ingresar al mercado eléctrico local”, afirma. Aclara que no siempre son multinacionales energéticas, “a veces son una gran empresa de Corea o una gran estatal de China. Por supuesto, siempre son inversionistas de cierto tamaño”.
Otras fuentes precisan que los principales actores provienen de Estados Unidos, Canadá, Inglaterra, Portugal, España, Francia, Alemania, Japón, Corea, China, Australia y Brasil.
Entre los nombres que “suenan fuerte” para llegar a Chile están las españolas Gas Natural Fenosa e Iberdrola, que buscarán abrirse paso en el sector de las ERNC. Analistas confidenciaron que desde hace un tiempo la brasileña Eletrobras explora el mercado, y que la alemana E.ON sigue evaluando opciones tras la desafortunada experiencia de Castilla junto a MPX. Además, la inglesa Rurelec, con un proyecto recientemente aprobado por la autoridad ambiental, busca nuevas oportunidades.
Pero el listado de posibles interesadas es muchísimo más amplio y también se menciona a compañías como la gigante francesa Électricité de France (EDF), la estadounidense Alcoa Energy, las chinas State Grid y Three Gorges Corporation, Tokyo Electric Power, la alemana RWE, Scottish & Southern y la coreana Korean Electric Power Company, entre muchas otras. A nivel sudamericano, también ha sido evidente el interés de empresas peruanas y colombianas como Inkia Energy e ISA.
Mercados promisorios
Consultores señalan a las centrales a gas, carbón y ERNC como el foco de atención para los inversionistas. No obstante, Francisco Aguirre, director de Electroconsultores, precisa que existe también un alto interés en iniciativas hidroeléctricas, pero que éste muchas veces se ve coartado porque los derechos de agua están en manos de unas pocas empresas que no están dispuestas a vender o piensan desarrollar esos proyectos por goteo”.
En lo inmediato, algunas de las iniciativas más atractivas son las licitaciones anunciadas tanto por Codelco como por BHP para la construcción de dos megacentrales a gas natural en la Región de Antofagasta. Aguirre agrega que “en este último año han llegado también importantes inversionistas interesados en el negocio del shale gas en Estados Unidos, que buscan traer gas barato para instalar generadoras más eficientes”.
Donde también sigue habiendo interés es en el desarrollo de termoeléctricas a carbón, pese a las dificultades que han tenido proyectos como Castilla, Punta Alcalde o Energía Minera de Codelco. Al respecto, Rudnick señala que “evidentemente ante las dificultades enfrentadas por Suez y el brasileño Batista, las empresas están apuntando a proyectos más avanzados, en construcción o a activos existentes, como lo que ocurrió en el caso de Duke”.
Los protagonistas en el sector ERNC
Otro sector pujante es el de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). La llegada de nuevas empresas en este campo, principalmente europeas, es la explicación fundamental de la cartera de proyectos que hoy superan los 10.000 MW. Muchos han cuestionado la factibilidad de que se puedan ejecutar finalmente estas iniciativas, sin embargo, cada día aparecen más proyectos y nuevos interesados en entrar al mercado.
Por el momento, algunas de las compañías llamadas a tomar protagonismo en el corto plazo son la gigante italiana Enel Green Power, la china Sky Solar, la chileno-irlandesa Mainstream, la danesa Vestas y las españolas Acciona, Ibereólica y Solar Pack. Todas estas empresas cuentan actualmente con proyectos en evaluación ambiental, otros aprobados, algunos en construcción y unos pocos en operación. Entre las que podrían hacer un pronto estreno en nuestro país, además, se cuentan firmas estadounidenses como Sun Edison, First Solar, la australiana Origin y la española Abengoa.
Inserción 1
Los proyectos de centrales a gas natural Kelar y Luz Minera que licitarán BHP y Codelco, respectivamente, agregarían en conjunto cerca de 1.320 MW al SING por US.158 millones.
Inserción 2
8.000 MW de capacidad instalada o más necesitará agregar el país al 2020, para dar cobertura a un crecimiento de la demanda eléctrica en torno al 6% o 7%.
Inserción 3
US8 millones de subsidio y un crédito blando por otros US00 millones dará el Estado a quien se adjudique la licitación para el desarrollo, construcción y operación de una planta de concentración solar.
Fuente / Estrategia
febrero 1, 2013 | Industria
(Estrategia) El último informe de Systep plantea un escenario de baja en el costo marginal de la electricidad para el SIC, el que podría oscilar entre los US0 y US20 el MWh de mantenerse constantes otras variables como el precio del crudo, del carbón y el GNL.
El estudio realiza proyecciones sobre distintos escenarios hidrológicos en la barra Alto Jahuel, para evaluar el impacto que este factor tendría sobre los costos marginales de la electricidad en el Sistema Interconectado Central (SIC). Es en este contexto que se plantea para un año seco una progresiva alza en la primera mitad del ejercicio que llegaría a un máximo cercano a los US50 el MWh, para luego caer a valores entre los US0 y US10 el MWh para fines de año.
Por otra parte, un año húmedo, de acuerdo al reporte, nos llevaría antes de finalizado el primer semestre a un costo bajo los US00 el MWh y que hacia término de año podría llegar a los US0 el MWh.
Un año con hidrología media, en tanto, mantendría durante el primer semestre los costos entre los US50 y US90 el MWh para también bajar en la segunda mitad del año a niveles entre los US0 y US0 el MWh.
Para la medición de los valores en los distintos escenarios hidrológicos, el informe utilizó como referencia un precio del crudo a US08,1 el Bbl, un precio del carbón 6350 kCal/ton a US14,8 la tonelada y un precio del GNL de US1 el millón de Btu.
Fuente / Estrategia
