febrero 5, 2016 | Industria
La Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de O´Higgins aprobó el Estudio de Impacto Ambiental del Proyecto “Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Cipresillos”, el cual tiene por objetivo construir y operar una Mini Central Hidroeléctrica de Pasada para producir Energía Renovable No Convencional (ERNC), con una potencia eléctrica instalada bruta de 12 MW.
En la nota publicada por el Ministerio de Energía se detalla que la energía eléctrica generada será entregada al SIC a través del sistema de transmisión existente, a partir de la Subestación Sierra Nevada, lo que permitirá satisfacer la demanda energética del país mediante la utilización de ERNC.
El proyecto tendrá una vida útil indefinida, y presentará para la región una inversión que asciende a US$19 millones. Además, otorgará empleos a más de 200 personas entre la etapa de construcción y operación.
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Impresiones
La Intendenta de la Región de O´Higgins (s), Teresa Núñez, señaló durante su voto que “el proyecto deberá resguardar el cumplimiento de todas las exigencias ambientales aplicables y aquellas condiciones establecidas durante el riguroso proceso de evaluación, desarrollado por los servicios con competencia ambiental de la Región y coordinados en el marco del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), administrado por el SEA”.
Por su parte, la Seremi de Energía, Alicia Barrera Lagos, manifestó su satisfacción tras la aprobación del Proyecto Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Cipresillos, en la Comisión de Evaluación Ambiental, destacando que “En la Región de O´Higgins seguimos impulsando la inversión para producir energía limpia y a menor costo, la que se sumará a nuestra matriz energética, aportando 12 MW al Sistema Interconectado Central, dinamizando, además, la economía local”.
Asimismo, destacó que “con este tipo de proyectos estamos impulsando el enorme potencial energético de la Región O’Higgins y contribuyendo a alcanzar la meta de la política energética lanzada recientemente por la Presidenta Michelle Bachelet, de lograr un 70% de participación de energías renovables a 2050, para un desarrollo sustentable y amigable con nuestro medio ambiente”.
febrero 5, 2016 | Industria
(Diario Financiero) Por estos días Chile y Perú definen las bases de la licitación de la primera línea eléctrica entre ambos países, proyecto que de construirse será la segunda integración energética regional chilena.
En poco tiempo, esta iniciativa, que considera un tendido de 70 kilómetros entre Arica y Tacna, ha tenido avances, pues en septiembre pasado el ministro de Energía, Máximo Pacheco, anunció que estaban analizando los aspectos técnicos y de operación económica de este proyecto, materias que ya fueron resueltas y dieron paso al diseño del marco para el concurso para su construcción.
“Los equipos técnicos ya han trabajado mucho tiempo en esto y el tema está completamente definido, lo que falta es la cosa política. No será atractivo y no vamos a llamar a un proceso de licitación en la medida en que no haya un acuerdo entre los dos países”, explicó el secretario de Estado.
Pacheco comentó que aunque el interés de Chile es intercambiar electricidad, además de Perú, con Colombia y Ecuador a partir del Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (Sinea) -donde Bolivia participa como observador-, que tiene como horizonte de operación efectiva en 2021, este año focalizarían los esfuerzos en las tratativas con el vecino del norte.
“La discusión técnica de la interconexión eléctrica con los países del Sinea ya está terminada y hoy lo único que falta es la decisión política. Hoy claramente tenemos que trabajar en el acuerdo político que, obviamente, sabemos que ha sido un poco más largo y difícil, pero imaginado y anhelado y en 2016 esperamos poder hacer esfuerzos importantes con Perú”, comentó.
Sin protocolos ni tratados
A juicio del titular de Energía, la voluntad política no necesariamente tendría que traducirse en un protocolo, como el gasífero que se firmó con Argentina, ni tampoco en un tratado específico, sino que en el caso de la línea de transmisión Arica-Tacna las autoridades deberían zanjar el modelo de operación, que será un flujo bidireccional de la electricidad, así como un horizonte largo de plazos, por lo cuantiosas de las inversiones que el tendido implica.
Negociaciones como ésta con Perú o el reciente acuerdo suscrito con Argentina, para enviar al otro lado de la cordillera gas natural en base a GNL en el invierno, para Pacheco no impedirán alcanzar un acuerdo regional en el largo plazo, el que incluso incluya a Paraguay.
“Estas cosas ayudan a demostrar que estos sistemas energéticos integrados, que funcionan en todo el mundo, tienen un enorme valor económico, sinergias y complementariedades, porque entendimos que tenemos que dar pasos concretos y tomar decisiones en lo inmediato, porque una de las regiones del mundo que tiene menor integración energética es Sudamérica”, apuntó el titular de Energía.
Agregó que el actuar con una visión corto, mediano y largo plazo “nos permite ser optimistas de que este esfuerzo comienza a dar frutos, superando prejuicios y dudas, porque hemos hablado mucho de integración y ha costado mucho ejecutarla y hacerla concreta”.
Los privados como ejecutores
Al tiempo que comentó que el gas natural licuado cambió la posición negociadora de Chile en el concierto regional, pues lo sacó de la posición de comprador neto de energía, que hasta hace un tiempo le asignaban por lo general los análisis de la región, Pacheco precisó que la participación de Chile en este proceso de integración debería replicar lo que se hizo con Argentina.
“Tenemos que ir buscando la manera de ir aunando las voluntades tanto del sector público como del privado y trabajando con un objetivo común y el acuerdo con Argentina mostró que somos capaces de hacerlo. Sabemos que el sector de energía en Chile es privado, a excepción de Enap, y vemos con satisfacción que hubo un esfuerzo de muchas empresas privadas, que fue liderado por Enap y catalizado por el Estado”, puntualizó.
[Ministro Pacheco: A partir del 15 de mayo “vamos a comenzar a exportar gas a Argentina”]
febrero 3, 2016
Lo primero es contar con un catastro del estado actual de las centrales y saber cuáles son las condiciones del mercado, las tecnologías disponibles, con qué recursos contamos en el territorio, etc. Por ejemplo, en Chile no disponemos de combustibles fósiles, pero somos ricos en fuentes de energía hídrica y en energías renovables no convencionales tales como eólica y solar. Sin embargo, en estas últimas está el problema de la intermitencia, lo que unido a la dependencia que genera apostar por completo a una u otra fuente de energía hace que la mejor opción sea una diversificación y combinación de tecnologías, teniendo en cuenta la futura interconexión entre el SING y el SIC, así como también una validación ambiental y social de los proyectos.
Uno de los objetivos es construir un sistema robusto que sea capaz de: Evitar intermitencias o caídas de la red, que permita la rápida conexión y desconexión de distintas centrales de generación y soporte de la mejor forma posible la entrada de grandes consumidores de energía (como las mineras) así como también esté preparado para enfrentar desastres naturales (como terremotos).
Para esto, debemos aprovechar y optimizar lo que tenemos como base que es la generación hídrica y termoeléctrica, para luego ir incorporando otras fuentes de energía renovable, pero tomando en cuenta que generan intermitencia (dejando de lado la geotérmica, biomasa y mini hidro), por lo que se debe incorporar tecnologías de punta en distintas partes del sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución) que eviten, por ejemplo, que se deje de entregar energía cuando no hay sol o viento.
En este sentido, es que se han desarrollado tecnologías tales como dispositivos de almacenamiento de energía, volantes de inercia y sistemas de batería de iones de litio. Los volantes de inercia, suministran electricidad inmediata a la red para contrarrestar las variaciones de potencia ocasionadas por nubes o cambios repentinos de la velocidad del viento. Los sistemas de baterías, almacenan electricidad en mayor cantidad y durante más tiempo para cubrir los cambios de fuente de energía. Así es como pueden almacenar la energía solar producida durante el día cuando la demanda es baja y liberarla por la noche.
A partir del año pasado en Chile se comenzó a licitar bloques de horas de generación en vez de suministros diarios, lo que facilita la introducción de ERNC como la solar o eólica al sistema.
febrero 2, 2016 | Industria
(Diario Financiero) La sobreoferta de capacidad de generación eléctrica en el mercado peruano y sus supuestas consecuencias negativas para el sistema y las compañías que allí operan, llevaron a un grupo de empresas a solicitar al gobierno de ese país que frene la licitación de una nueva central térmica.
En una carta enviada al Ministerio de Energía y Minas, las eléctricas Statkraft Perú, Termochilca, Duke Energy Egenor, Fenix Power, Kallpa Generación y Enel-Endesa se unieron para solicitar a la autoridad que desista de llevar adelante la concesión de la central termoeléctrica Quillabamba, proceso que se abrió en 2014, argumentando que el ingreso de nueva capacidad al sistema “sólo ahondará las distorsiones en el mercado eléctrico y pondrá en riesgo la sostenibilidad del sector eléctrico del país”.
Fenix Power fue adquirida a mediados de diciembre por un consorcio liderado por Colbún, eléctrica controlada por la familia Matte, que compró en US$ 786 millones -incluyendo la deuda- el 100% de las acciones. De este modo, la generadora, que a través de esta adquisición concretó el primer paso de su proceso de internacionalización, actúa como controlador y operador de Fenix, con un 51% de la propiedad.
Asimismo, Endesa, que es indirectamente controlada por la italiana Enel a través de Enersis, es un actor relevante en el mercado peruano, y tiene una capacidad instalada de 1.672 MW en unidades térmicas e hidroeléctricas. En 2014, el gobierno peruano, a través de la Agencia de Promoción de Inversión Privada Proinversión, abrió el proceso de licitación para la central Quillabamba, unidad térmica de 200 MW que se ubicará en las cercanías de Cusco, la que operará en base a gas natural. El proyecto también incluye una subestación eléctrica y una línea de transmisión de 35 kilómetros, y demandará una inversión de US$ 180 millones.
La idea de la autoridad es atraer a nuevos competidores, en un mercado donde el 70% de la generación está representada por las empresas que se oponen a la licitación de la nueva unidad.
Las ofertas para la adjudicación deben presentarse el próximo 30 de marzo.
Exceso de capacidad
Las generadoras alegan que la instalación de nueva capacidad en el mercado peruano conllevará una profundización de la sobreoferta de generación existente en ese país, lo que ha llevado, entre otras cosas, a una fuerte caída en los costos marginales.
Según estimaciones del sector, el exceso de oferta de generación en Perú ya alcanzó al 60% a fines del año pasado, y se espera que entre 2015 y 2018 se incorporen otros 4.000 MW en nueva capacidad, principalmente en centrales hidroeléctricas.
En el análisis de sus resultados para 2015, Colbún hace un resumen de la operación de Fenix Power desde que tomó control de las operaciones, señalando que había logrado ventas por US$ 6,4 millones y un Ebitda de US$ 1,3 millones desde mediados de diciembre de 2015. Asimismo, sostiene que el costo marginal ha caído 40% en doce meses, ubicándose en US$ 15 por MWh.
“Las condiciones hidrológicas iniciado el año 2016 son más secas que al mismo período del año anterior. Pese al alto crecimiento de la demanda (9,2% durante el cuarto trimestre) el sistema presenta un exceso de capacidad eficiente que ha significado una caída significativa en los costos marginales”.
Generadora de los Matte duplicó ventas a mercado spot y aumenta utilidades
De ser una compradora neta de energía, Colbún pasó en los dos últimos años a vender electricidad al sistema. Así lo señaló la firma en su análisis de resultados a diciembre de 2015, donde señaló que en los últimos doce meses había duplicado su aporte, aunque con costo marginales un tercio más bajos que en 2014. En años anteriores, la eléctrica de los Matte se había visto obligada a comprar energía en el sistema para cubrir sus contratos de suministro.
«En términos anuales, el balance en el mercado spot registró ventas netas por 1.328 GWh, que se comparan favorablemente con las ventas netas de 649 GWh del año previo. Sin embargo, el costo marginal promedio medido en Alto Jahuel durante el 2015 disminuyó en 33% (US$ 91/MWh en 2015 versus US$ 135/MWh en 2014)», dijo.
El 2015 fue un buen año para la empresa, ya que anotó utilidades por US$ 204,7 millones, un alza de 148% respecto del mismo periodo de 2014, cuando logró ganancias por US$ 82,3 millones, resultado que fueron en ese ejercicio afectados por la provisión de US$ 102 millones que debió realizar por HidroAysén.
Las ganancias se apoyaron en un mejor mix de generación, pero fueron principalmente impulsada por la baja en los costos de la generación térmica. «Pese a que la generación hidroeléctrica durante el año fue un 3% menor que en 2014, la disminución en el costo de generación térmica más que compensó la menor producción hídrica. Durante el año 2015 la disponibilidad de las centrales alcanzó un valor de 92%, similar al año 2014», dijo la empresa en su análisis razonado.
febrero 1, 2016 | Industria
ExpoApemec 2016 contará con la presencia de las principales autoridades del sector energía, desarrolladores de proyectos, inversionistas y académicos, tanto chilenos como extranjeros, quienes debatirán acerca de las principales temáticas de interés para el sector mini hidro del país.
La Guía de Estándares de Participación busca establecer la forma en que los proyectos energéticos deberían diseñarse, desarrollarse y ejecutarse en su relación con las comunidades, de manera que se respeten los derechos que estas tienen de participar en las decisiones que les incumben, y pretende ser una metodología de participación que contiene principios y criterios orientadores en esta materia.
El encuentro está pensado para reunir a titulares de proyectos mini hidro; autoridades gubernamentales y del sector privado; entidades financieras, inversionistas nacionales e internacionales, potenciales compradores; proveedores de suministros como turbinas, generadores, compuertas, tuberías, equipos de control, entre otros; empresas de transmisión y distribución; profesionales y técnicos del sector mini hidro y con enfoque en el sector ERNC., y asociaciones, fundaciones e instituciones nacionales e internacionales, entre otros.
[Columna de opinión: El futuro del sector Mini Hidro]
