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Abengoa se adjudica ingeniería y construcción de proyectos por US$180 millones

Abengoa informó que se adjudicó la ingeniería y construcción de dos nuevas líneas de transmisión eléctrica, una subestación y la ampliación de una línea ya existente en Chile, por aproximadamente US$180 millones.

Impulsada por la Comisión Nacional de Energía, la primera adjudicación corresponde a la ingeniería y construcción de la línea de 150 km que unirá las Regiones de La Araucanía y Los Lagos, detalla la empresa. El proyecto, que también incluye la construcción de una subestación, así como la concesión de la línea por un plazo de 20 años, generará más de 300 empleos directos durante su etapa de construcción.

La segunda adjudicación consiste en la construcción de una subestación en la Región de O´Higgins. El proyecto tiene un plazo estimado de ejecución de 24 meses.

Por otro lado, la tercera adjudicación consiste en el aumento de capacidad de una línea de transmisión eléctrica entre Cardones y Diego de Almagro. La ampliación, licitada por la empresa Transelec e impulsada por la Comisión Nacional de Energía, está ubicada en la zona norte, y tiene un plazo de ejecución previsto de 27 meses.

Por último, la cuarta adjudicación se trata de la construcción y montaje de una línea eléctrica de 20 km para el cliente Minera Centinela, ubicado en la Región de Antofagasta. El plazo total de construcción es de ocho meses, y se espera generar empleo para un máximo de 120 personas.

Además, en todos los casos, Abengoa también se encargará de la tramitación de los permisos ambientales, el suministro, el montaje, las pruebas de los equipos y la puesta en marcha del sistema. Está previsto que los proyectos comiencen a ejecutarse a finales de 2015.

Desafíos para el desarrollo de la generación eólica

Los cambios en el contexto regulatorio y de mercado plantean nuevos desafíos al desarrollo y operación de proyectos de generación eólica. Desde el punto de vista regulatorio, el borrador de la política energética 2050 plantea una visión más confiable, sostenible, inclusiva y competitiva del sector energético.

En relación al contexto coyuntural del mercado, se observa una cantidad importante de proyectos en un entorno con demanda eléctrica creciendo a un ritmo menor al anticipado; precios de contratos en licitaciones reguladas altamente competitivos; coyunturas de corto plazo que restringen la producción, y desafíos en la predicción de viento que complejizan la operación del sistema.

Durante la presentación que realizaré en el Foro EOLO se abordarán dos aspectos críticos que en el corto plazo contribuyen a mejorar el desempeño y la productividad en la asignación de recursos:

  • La capacidad de identificar y focalizar los esfuerzos de desarrollo y financiamiento en aquellos proyectos más competitivos, con mejores opciones de cumplir no solo con objetivos de integración social y protección ambiental, sino también proveer la opción de mitigar eficientemente riesgos de construcción y comercialización.
  • La capacidad de mejorar las predicciones de corto plazo de viento y la coordinación de la operación para maximizar el desempeño operacional de un parque existente, sobre todo en zonas con congestión de transmisión.

 

 

 

Gener sufre revés en arbitraje con Barrick y nueva unidad de Guacolda queda en compleja situación

(Diario Financiero) Guacolda, el mayor complejo termoeléctrico del Sistema Interconectado Central (SIC), enfrenta una difícil situación ante la falta de contratos de suministro de largo plazo para su quinta unidad, pronta a entrar en operaciones.

A principios del segundo semestre, AES Gener, firma que controla el 50% de la propiedad de la termoeléctrica, sufrió un revés en el juicio arbitral que mantenía con la minera de capitales canadienses, Barrick.

En 2013, y ante los retrasos que tuvo el proyecto minero Pascua-Lama -hoy paralizado-, la minera inició conversaciones con AES Gener para que se les respetara el contrato de suministro eléctrico hasta 2016, ante la imposibilidad de utilizar la energía en sus instalaciones y a los mismo precios que se fijaron en el acuerdo original.

El desacuerdo entre las firmas surgió luego de que AES Gener estimara que la propuesta la perjudicaba, mientras que Barrick consideró que la generadora no tendría perjuicios económicos, pues vendería la energía en el mercado spot a un precio mucho mayor al que tenían pactado entre ellos.

Fuentes en la industria señalan que el arbitraje se habría resuelto de forma favorable para Barrick, dejando parte de la capacidad de generación de Guacolda sin contrato, y con la construcción de una quinta unidad en proceso, con lo que la capacidad total de la termoeléctrica llegaría a 760 MW.

El acuerdo entre Barrick y AES Gener contemplaba el suministro de unos 120 MW de energía, con un valor de unos US$ 70 millones. Además, Barrick también tenía acuerdos de suministro con el parque eólico Punta Colorada (36 MW) y un motor de respaldo en base a petróleo pesado de 18 MW.

Problemas en el norte del SIC

La entrada de generación en base a ERNC, principalmente plantas solares, en el norte del SIC, también ha puesto en un escenario complejo a Guacolda.

Con parte de su energía sin contrato -y proyectos mineros paralizados por la baja en el precio del cobre-, debe vender energía al mercado spot, en un escenario donde los costos marginales han caído 90% desde marzo de 2014, ubicándose hoy en torno a los US$ 20 por MWh, muy por debajo del costo de producción de una central carbonera eficiente.

Las restricciones de transmisión en la zona también han tenido un efecto negativo, debiendo la central operar en algunas horas del día a mínimo técnico.

La quinta unidad del complejo tiene un avance de 99,7% en su construcción y entrará en operaciones a fin de año. Si vende energía al spot, el diferencial de precios le será adverso, y si opta por no operar, la remuneración no compensaría la inversión, ya que el pago por potencia que recibiría del sistema alcanzaría a unos US$ 6 millones, frente a los US$ 235 millones que demandó su construcción.

La solución para esto sería obtener contratos de suministro de largo plazo en las licitaciones para clientes regulados, pero la eléctrica ya falló en su primer intento, por lo que estaría trabajando para ofertar en abril del próximo año.

Consultados AES Gener y Barrick, las firmas declinaron realizar comentarios para este artículo.

Congestión en el norte chico
Los próximos tres meses serán críticos para la zona norte del SIC, donde se espera que los costos marginales marquen cero en varias horas del día, ante la mayor generación de las centrales solares que inyectan energía en el norte de la Tercera Región. La situación ya ha sido advertida en el mercado y complicaría principalmente a los generadores convencionales, que usan combustibles de costos más altos.
Las soluciones a este problema demorarán al menos dos años en estar operativas. Por un lado, se espera que la interconexión entre SIC y SING entre en operaciones a fines de 2017 o principios de 2018, pero para descongestionar la zona y lograr evacuar toda la energía que se produce ahí, será necesario que el refuerzo del tendido Polpacio-Cardones también esté disponible, pero aún no termina su tramitación ambiental.

[AES Gener reporta utilidades de US$192 millones a septiembre de 2015]

Proyecto de sistema eléctrico unificado: articulado registra un 15% de aprobación

Cuatro sesiones realizó la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados durante esta semana, tres adicionales a la jornada normal del día miércoles, con el objeto de avanzar en el despacho del proyecto del Ejecutivo que establece un nuevo sistema integrado de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

En la nota publicada en el portal de la Cámara se consigna que pese a lo anterior, según lo informado, el estado de aprobación del articulado es de aproximadamente un 15%, dada la complejidad de la temática y el alto número de normas e indicaciones involucradas.

El presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, informó que se harán de un espacio durante el próximo martes 17, en el marco del tratamiento de la Ley de Presupuesto 2016, para continuar avanzando en la votación y adelantó que seguirán con dicha tarea el próximo jueves.

El legislador destacó que, en la última sesión, se discutió un tema trascendental del proyecto: los polos de desarrollo energético. «Nosotros, como Nueva Mayoría, hemos apoyado la instancia de estos polos energéticos, entendiendo que estos van dirigidos a las energías renovables y hemos colocado un porcentaje considerable para que, dentro de las energías renovables, se piense en las energías renovables no convencionales (ERNC)», resaltó.

La citada indicación especifica que «se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y al menos, en un 70%, de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza».

Asimismo, la norma detalla que «la determinación por parte del Ministerio de dichos polos de desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del título II de la Ley 19.300 sobre bases generales del medio ambiente».

Durante la votación, el Ejecutivo objetó la indicación y sostuvo que era inadmisible, postura que fue compartida por la oposición. Sin embargo, puesta en votación, los diputados de la Nueva Mayoría dieron los votos suficientes para respaldar tanto la admisibilidad como su fondo. En tanto, la UDI anunció que hará reserva de constitucional sobre el punto.

El diputado Lemus comunicó que también se logró avanzar en el tema de la planificación que recae en el Ministerio de Energía. Dijo que, en este plano, se prevé la constitución de un plan de largo plazo, de 30 años, revisable cada cinco, y de una planificación anual, con un horizonte de 20 años, que tiene que ver con las líneas que constituyen el sistema de transmisión eléctrica.

Finalmente, adelantó que la próxima discusión se centrará en las normas relativas a las franjas de las líneas de transmisión.

Consulta pública para política energética 2050 finalizará el 4 de diciembre

Consulta pública para política energética 2050 finalizará el 4 de diciembre

Annie Dufey, secretaria ejecutiva del Comité Consultivo 2050, señaló que la consulta pública sobre el reglamento de la hoja de ruta terminará el 4 de diciembre, para ser entregado a fines de año a la Presidenta Michelle Bachelet.

Dufey participó en la apertura del coloquio «Hoja de Ruta de Energía 2050: Opciones de corto y mediano plazo para las políticas energéticas del futuro», organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), donde se analizan los impactos de esta iniciativa en la generación, transmisión, medio ambiente y en la relación con las comunidades.

El director ejecutivo de Acera, Carlos Finat, dijo que se deben tomar medidas inmediatas para reducir los impactos del cambio climático, con una transición energética basada en el mercado para llegar al 100% de energías renovables en 2050.

[Foro Enersol: Chile podría convertirse en la capital mundial de la energía solar]

Generación

El primer panel de discusión giró en torno a los impacto de la hoja de ruta en la generación eléctrica, donde participaron el director de Serc Chile, Rodrigo Palma; Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDEC SIC; Álvaro Merino, gerente de Estudios de Sonami; Ian Nakashima, gerente de Desarrollo de Negocios de First Solar, y Jorge Moreno, director de la consultora Inodú.

Salgado dijo que la hoja de ruta abre el diálogo para llegar a las comunidades, mientras que Merino sostuvo que uno de los desafíos para el sector minero que se plantean en la política energética de corto y mediano plazo es avanzar en la información de la eficiencia energética.

[Gobierno busca financiar a empresas con planes de eficiencia energética]

Respecto a la innovación tecnológica dentro del sector eléctrico a futuro, Nakashima afirmó que esto se puede desarrollar en el mercado nacional, por lo que se necesita invertir en investigación, donde ve un potencial «que aún no ha sido explotado».