diciembre 27, 2011 | Industria
(El Mercurio) Una de las mayores preocupaciones que enfrenta el Gobierno en materia energética es el reforzamiento del sistema de transmisión, cuyas inversiones son claves para conducir la electricidad adicional que año a año demanda el país.
Para superar el déficit que hoy enfrenta el Sistema Interconectado Central (SIC) en la materia, a mediados de 2011 el Ministerio de Energía lanzó una licitación pública internacional por US$ 900 millones.
Esto, para extender y fortalecer las líneas de transmisión y evitar apagones como el de fines de septiembre, que dejó sin luz a cerca de nueve millones de personas. En esa oportunidad, el sistema de transmisión falló a nivel de subestación Ancoa.
Y pese a la importancia que reviste el plan de obras impulsado por el Gobierno, la principal empresa de líneas de transmisión del país, Transelec, tomó la decisión de no participar en gran parte de los proyectos aludidos.
De los US$ 900 millones en inversiones que se están subastando, la firma eléctrica sólo buscará adjudicarse obras por cerca de US$ 200 millones. Esto, porque la compañía de capitales canadienses-que opera el 85% del sistema energético que va desde Taltal (Tercera Región) hasta Chiloé (Décima Región)- sólo irá por la construcción de la subestación seleccionadora Lo Aguirre, etapa I (US$ 69 millones); la instalación de un CER 100/-60 MVAr en subestación Cardones (US$ 20,7 millones); y la nueva línea Cardones-Diego de Almagro de una capacidad de 2×220 kV (US$ 37 millones), todas obras que reforzarán el sistema.
En tanto, la firma desistió de participar en el proyecto de una nueva línea de 2×500 kV desde Charrúa a Ancoa (US$ 140,4 millones); el tendido de 2×220 kV entre Ciruelos y Pichirropulli (US$ 45,5 millones); la línea Polpaico-Pan de Azúcar de 2×500 kV (US$ 280 millones); el tendido Maitencillo-Cardones de 2×500 kV (US$ 79,3 millones), y Maitencillo-Pan de Azúcar de 2×500 kV (US$ 130,1 millones).
El Gobierno ya fue informado por Transelec de su decisión de no ser parte de estas licitaciones.
Según fuentes conocedoras de la decisión de Transelec, ésta responde a los altos riesgos que asumiría de no cumplir con los plazos establecidos por las bases para la puesta en marcha de cada uno de los proyectos.
Esto, porque las bases de licitación estipulan que si una compañía no cumple con los tiempos para poner en servicio las obras, se procederá a cobrar las boletas de garantía, aplicar multas por días de atraso, además de compensaciones asociadas a los costos por la congestión que provocaría la postergación.
Además, conocedores del tema destacan que las sanciones son altas e ilimitadas, por lo que se podría producir un alto sobrecosto en las inversiones estimadas en un principio por la compañía que se adjudica la obra de transmisión.
Dicho escenario, dicen las mismas fuentes, es muy probable, debido a las dificultades que implica la entrega de permisos y autorizaciones por parte de organismos gubernamentales en el marco de los procesos de aprobación de estos proyectos. Ejemplo de lo anterior son los 120 días estimados para la tramitación de una concesión eléctrica, tiempo que en la actualidad es largamente superado y que media de unos dos a tres años.
A esto se suman las dificultades para negociar las servidumbres de paso con los dueños de los terrenos por donde debe pasar la línea de transmisión.
Las fuentes explican que en los últimos años la larga tramitación de los proyectos ante organismos como el Servicio de Evaluación Ambiental han generado una creciente especulación en torno al valor de los predios. A esto se agrega que la posesión de los terrenos termina gestionándose en tribunales, lo que somete los plazos de las iniciativas a los tiempos judiciales.
AVISO
El Gobierno ya fue informado por la empresa de su decisión de no participar en algunas licitaciones.
Fuente / El Mercurio
diciembre 27, 2011 | Industria
(La Tercera) La sequía que afectó a gran parte de la zona centro sur, producto del fenómeno de La Niña, instaló a 2011 entre los años más caros en costos de la energía. Según datos de BCI Inversiones, el costo marginal en el SIC -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- anota un promedio de US$ 200 por megawatt (MW), el segundo más alto desde 1999. En 2008, esta variable alcanzó los US$ 206 por MW. El Sistema Interconectado Central (SIC) es la mayor red eléctrica del país, se extiende desde Taltal a Chiloé y abastece a más del 90% de la población.
A la fecha, el costo marginal muestra un aumento de 35% respecto del registrado en 2010, cuando finalizó en US$ 148 por MW.
En diciembre, el costo marginal subió 13,1% respecto de noviembre, con un promedio a la fecha de US$ 174 por megawatt.
Según Mabel Weber, analista de BCI Inversiones, los costos energéticos se vieron afectados por la poca disponibilidad de agua para generación, lo que provocó un mayor uso de generación térmica en el sistema, que derivó en restricciones como el racionamiento preventivo decretado en febrero pasado y que se extenderá, al menos, hasta abril de 2012.
En todo caso, explica que el incremento de los costos el próximo año no tendría mayor efecto en los clientes regulados, pues se termina a partir del 1 de enero la indexación de los contratos de suministro de las distribuidoras a este indicador.
Analistas indican que los deshielos de la temporada de primavera tampoco ayudaron a aliviar la situación, pues fueron menores a los esperados. Con esto, la presencia de la generación hídrica ha seguido disminuyendo en la matriz energética. Según datos del CDEC-SIC, en diciembre, la generación hidroeléctrica representó 53,3%, frente al 62,1% de noviembre, mientras la térmica subió desde 31,9% en noviembre a 36,5% en lo que va de diciembre.
En este escenario, la generación sobre la base de diésel, la más cara y contaminante del sistema, casi se duplicó de un mes a otro, llegando a 9,6% del total.
Los precios también se vieron impactados por el retraso en la entrada de dos centrales a carbón, como consecuencia del terremoto de febrero de 2010: Bocamina II, de Endesa, y Santa María, de Colbún.
Analistas señalan que si estas centrales -que representan unos 700 MW de capacidad- hubieran entrado en operación comercial este año, la presión en los costos hubiese sido menor.
Incierto 2012
Según María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, el próximo año seguirá marcado por el nivel de lluvias -si se extiende el fenómeno de La Niña- y el ingreso de las unidades carboneras, que ayudarían a bajar los precios.
«La entrada de nuevas unidades, como Santa María, que está en pruebas, y Bocamina II, debiera ayudar en algo a la situación de costos. Pero lo más relevante seguirá siendo la hidrología, lo que no se sabrá bien hasta abril o mayo», dijo.
La experta señala que, en este escenario, los costos seguirán altos al menos durante el primer trimestre del año.
«Hay varios proyectos (de generación) que debieran entrar luego, principalmente hídricos. El problema es que no son muy grandes y no tienen un efecto relevante en el abastecimiento», dijo.
En ese sentido, Weber señala que los precios caerían en 2012, pero que los costos marginales se mantendrían en niveles en torno a US$ 150 por MW.
Un año complejo
El efecto de La Niña en los precios
La sequía, que ya se extiende por tercer año consecutivo, impactó los precios, al obligar a utilizar generación térmica, más cara. En diciembre, la generación hidroeléctrica cayó casi 10% respecto de noviembre y representó 53,3% del total, mientras que la térmica aportó 46,1%.
Retraso en carboneras clave para el SIC
El terremoto de 2010 retrasó la construcción de las centrales Santa María, de Colbún, y Bocamina II, de Endesa, que debían entrar en operaciones en 2011. Aportarán en conjunto 700 MW al SIC.
Fuente / La Tercera
diciembre 12, 2011 | Industria
(El Mercurio) Otro año ajustado en términos de suministro energético vivirá más del 90% de la población de Chile que habita en el Sistema Interconectado Central (SIC) entre Taltal y Chiloé. A la sequía que afectará los niveles de generación vía hidroelectricidad en 2012, se sumarán nuevos factores de incertidumbre y que incluso podrían traducirse en la necesidad de extender el decreto de racionamiento vigente desde 2011, según anticipan expertos del sector.
Los cerca de 700 MW (megawatt) de capacidad adicional que aportarían las nuevas centrales carboneras de Endesa y Colbún el próximo ejercicio están en duda. La unidad Bocamina II, de Endesa, retrasó su puesta en marcha para junio del próximo año, lo que implica una postergación de tres meses respecto del último informe financiero que la generadora dependiente de Enersis comunicó a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), correspondiente a septiembre de 2011. La termoeléctrica tendrá una capacidad instalada de unos 370 MW.
Colbún, en tanto, no ha obtenido resultados satisfactorios en el marco de las últimas pruebas para poner en funcionamiento a Santa María, por lo que, según indican en la empresa del grupo Matte, sólo en las próximas semanas tendrán certeza de cuándo la generadora podrá inyectar sus 342 MW de potencia al SIC.
Complicaciones
Según explican en la industria eléctrica, el atraso de ambas iniciativas podría complicar la estabilidad del sistema, además de producir un aumento de los costos marginales, que corresponden al costo de la energía que pagan aquellas empresas que presentan déficit de generación y que deben salir al mercado spot a comprar energía para abastecer sus contratos. Esto presionará a las eléctricas, que deberán pagar un mayor precio por la energía para cumplir con sus compromisos, indicaron analistas.
María Isabel González, ex titular de la CNE, afirma que dichas postergaciones son preocupantes si se tiene en cuenta que para el 2012 se prevé un año de menor hidrología, situación que fue confirmada por un informe entregado por el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (Cdec-SIC), donde se estimó que durante la temporada 2011-2012 habrá un menor volumen de agua disponible para la generación eléctrica. La hidroelectricidad es la fuente de generación más barata del sistema.
«La noticia de que Bocamina II ya no entrará en operaciones en el primer semestre traerá complicaciones si se tiene en cuenta que para el próximo año ya se augura una menor hidrología», afirma González.
La consultora agrega que estos retrasos llevarían al Gobierno a extender el decreto de racionamiento que se aplicó en febrero de 2011 y que la autoridad ya amplió hasta abril del próximo año. El ministro de Energía, Rodrigo Álvarez, ha manifestado que el Ejecutivo se encuentra estudiando dicha prolongación.
Pero no sólo riesgos por el lado del suministro implicarían las citadas postergaciones. Los costos marginales del sistema volverían a dispararse dentro del primer semestre de 2012.
Segun Hugh Rudnick, director ejecutivo de Systep, estos factores podrían llevar estos costos hasta los US$ 200 por megawatt-hora (MW/h), superando los actuales valores que rondan los US$ 140 MW/h. «Se tendría que despachar una mayor cantidad de centrales diésel, que es el combustible más caro para producir, lo que incrementaría los costos marginales», afirma.
Riesgo en Santiago
Otro factor crítico es el mayor riesgo de salida por mantención que corre la central Nueva Renca del grupo AES Gener. Inyecta 370 MW al SIC -directamente a la Región Metropolitana- y es clave para Santiago. Ha venido generando energía sólo con diésel, lo que a juicio de María Isabel González aumenta el riesgo de falla.
Bocamina II
Su puesta en marcha estaba prevista para marzo de 2012, pero a consecuencia del terremoto del 27 de febrero de 2010, que afectó severamente a la Región del Biobío, la central vio impactados algunos frentes de la obra. Se hizo una inspección acuciosa para evaluar los impactos de este evento, principalmente en la caldera, el puente grúa del edificio de turbina y en las obras del sifón, dicen en Endesa. «El terremoto significó un retraso en la construcción de la central, lo que se ha agravado en las últimas semanas, debido a la serie de manifestaciones realizadas en el entorno de Bocamina II». Así, «su entrada en operación sería en junio de 2012», explicó una fuente del sector.
Santa María: llega hasta los 200 MW
La operación de la central Santa María, de Colbún, estaba prevista para este mes, pero las pruebas de las últimas semanas arrojaron algunos desperfectos que le impedían generar por sobre los 200 MW, teniendo en cuenta que su capacidad máxima llega a los 342 MW. Según la empresa, el problema de la central se encontraba en una parte de la caldera, lo que le impedía llegar a su máximo. Este desperfecto ya fue arreglado, y a lo largo de la próxima semana se realizarán una serie de pruebas para ver si efectivamente el problema se superó.
No hay gas para Nueva Renca
La central Nueva Renca del grupo Gener está despachando energía con generación diésel, pese a que su operación es más eficiente con gas natural. Por ello, aumentan los riesgos de fallas. La compañía dice que no ha podido comprar gas en el mercado, pues no hay excedentes de los importadores.
Fuente / El Mercurio
diciembre 2, 2011 | Industria
(Pulso) Una fuerte presencia tienen la hidroelectricidad en la zona central y el carbón en el norte grande, según el plan de obras recomendadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE) de acuerdo al informe de precio de nudo de octubre pasado.
En concreto, el carbón tiene un peso del 73% en las nuevas obras que recomienda la entidad gubernamental para los próximos diez años en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
Para el Sistema Interconectado Central (SIC), que va desde Taltal hasta Chiloé, en cambio, la hidroelectricidad es lo más relevante, gracias a la entrada de proyectos como Hidroaysén (primera unidad en 2020) y Alto Maipo (de AES Gener).
Esto tenderá a bajar los precios de la energía en el mediano y largo plazo, gracias a la eliminación del diésel -situación que ya se está viendo en el SING- y la cotización competitiva que hay en el mercado.
Además, las energías renovables tendrán una fuerte presencia, principalmente en el SING. En esta zona, la comisión prevé que en los próximos diez años entrarán 240 MW en proyectos eólicos y 320 MW de geotermia, gracias a iniciativas como Polloquere, Puchildiza y Apacheta, con el consorcio Energía Andina, ligado a Antofagasta Minerals -brazo minero del grupo Luksic- y a la estatal ENAP.
Baja el precio del GNL. Otro aspecto que favorece la reducción de precios de la electricidad en el mediano plazo es la reducción que proyecta la CNE para los valores a los que se adquiere en Chile el gas natural licuado (GNL). De acuerdo con la comisión, éstos caerán de los actuales US5 por millón de BTU a US, situación que se explica por la renovación de contratos de suministro del combustible.
Fuente / Pulso
noviembre 7, 2011 | Industria
(La Tercera) Los costos de la energía evidenciaron una caída en octubre respecto de septiembre debido a la mayor generación hidroeléctrica -la más barata del sistema- que se produce en esta época del año, gracias a los deshielos.
Según datos de BCI corredores de Bolsa, los costos marginales -lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- en el Sistema Interconectado Central (SIC), cayeron 17,4% en octubre respecto de septiembre, llegando a US$ 136,9 por megawatt. En septiembre, estos se ubicaron en US$ 165,9%.
Sin embargo, en doce meses, los costos evidencian una moderada alza de 2%, respecto de octubre de 2010, cuando promediaron US$ 134,2 por Mw.
El SIC es el mayor sistema eléctrico del país y abarca desde Taltal a Chiloé, suministrando energía a más del 94% de la población.
En el año, los costos marginales -que llegaron a superar los US$ 236 por Mw en marzo-, han caído sostenidamente.
En octubre, la generación hidroeléctrica representó el 60% de la matriz, frente al 54% de septiembre y en los meses más críticos de este año, la generación en base a centrales térmicas llegó a ser casi 70% del total de la matriz del SIC.
Andrew McCarthy, analista eléctrico de Banchile Inversiones, señala que los deshielos han sido más favorables de lo previsto. «Con más energía hidroeléctrica, hay menos necesidad de usar fuentes más caras, como el diésel o gas natural licuado (GNL)», dijo.
El aporte de este último combustible también ha disminuido, luego de que la central Nueva Renca de AES Gener -que abastece principalmente a la Región Metropolitana- entrara en mantención.
Su participación cayó cerca de 31% respecto de septiembre, y llegó al 10% del total de la energía generada en el sistema, el pasado mes.
Embalses
Los deshielos también han mejorado la situación de los principales embalses utilizados para generación eléctrica, esto es, Colbún, Rapel, Ralco, laguna La Invernada y lagos Chapo y Laja, los que mostraron un incremento de 22,4% respecto de septiembre, con 2.862,2 Gwh. En doce meses, el alza llegó al 5,3%.
Pero los próximos meses podrían no ser tan auspiciosos, pues la falta de lluvias del invierno se hará notar, principalmente en el primer trimestre del próximo año, y ante un escenario de fortalecimiento de La Niña.
«Ya hay señales de que La Niña va a volver, y esto no es tan agradable para el sector y es una preocupación para las generadoras. Habrá que ver si después de los deshielos las cosas se vuelven más difíciles», dice McCarthy.
Por el momento, los costos del sistema deberían seguir cayendo en los próximos dos meses, aunque dependerán en gran medida de cómo se comporten variables como la disponibilidad de agua para generación y la entrada de nuevas centrales a carbón al sistema.
En noviembre está programado el ingreso de la central Santa María de Colbún (342 Mw), retrasada desde el terremoto de febrero de 2010, lo que también ayudaría a contener los costos marginales en niveles similares a los actuales.
En el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (Sing) , los costos sufrieron un incremento de 55% respecto de septiembre, ubicándose en US$ 104,9 por Mw. En comparación con octubre de 2010, esto cayeron 3,7%.
En cambio, la demanda ha seguido fuerte, aunque con niveles de crecimiento menores a los registrados en los meses anteriores.
En octubre, el consumo se incrementó 3,4% respecto del mismo mes de 2010, y en el año acumula un crecimiento de 6,8%.
Según estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y el sector privado, la demanda por energía debería mostrar un alza en torno al 4,5% este año.
Escenario futuro: Según los expertos, el inicio de 2012 podría no ser tan auspicioso. La razón es que la falta de lluvias del invierno se hará notar, principalmente en el primer trimestre del próximo año, y ante un escenario de fortalecimiento de La Niña.
Los deshielos ayudan a incrementar la energía contenida en los principales embalses utilizados para generación eléctrica. En octubre la energía embalsada llegó a 2.862 Gw, un 22,4% más que el nivel que había en septiembre y un 5,3% más alta respecto del mismo mes de 2010.
La generación en el Sistema Interconectado Central (SIC) fue liderada en octubre por Endesa, que representó el 51% del total, con 1.969 Gwh. Le siguió AES Gener con 14,7% y Colbún con 14,4%. Casi el 60% fue aportado por las centrales hidroeléctricas.
Fuente/ La Tercera
