mayo 29, 2015 | Industria, Mundo
El Presidente de Perú, Ollanta Humala Tasso, inauguró dos centrales hidroeléctricas de 40 MW: la Central Hidroeléctrica Runatullo II (20MW) y la Central Hidroeléctrica Runatullo III (20MW), en el distrito de Mariscal Castilla en la provincia de Concepción en la región Junín.
Estas centrales, que benefician a 80 mil familias del Valle del Mantaro, fueron adjudicatarias de la tercera Subasta Internacionales para el Suministro de Electricidad al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional con Recursos Energéticos Renovables, y por ello generan electricidad con energías renovables no contaminando el medio ambiente. La Empresa de Generación Eléctrica de Junín S.A.C. (EGEJUNÍN), invirtió más de US$94 millones en ambas hidroeléctricas.
“(Esta obra) es parte del esfuerzo que hace el Estado. Hay una deuda histórica del Estado peruano con el área rural. Es un proyecto concreto, no un sueño. Esto ayuda a fortalecer la seguridad energética”, afirmó el Jefe de Estado en el distrito de Mariscal Castilla en la región Junín, según consigna la nota publicada por el Ministerio de Energía y Minas de Perú.
El mandatario señaló además que “se tiene pendiente la subasta para la compra de energía (1,200 MW) a ser producida por nuevas centrales hidroeléctricas para fin de año. Nosotros apostamos por la energía eólica, fotovoltaica, sistemas solares y de caída de agua para mover turbinas y generar corriente”, añadió.
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En tanto, el Viceministro de Energía, Raúl Pérez-Reyes Espejo, destacó que las dos centrales hidroeléctricas de 40 MW: la Central Hidroeléctrica Runatullo II (20MW) y la Central Hidroeléctrica Runatullo III contribuyen a mejorar el medio ambiente, no sólo de Junín, sino también del Perú.
“Con esta obra contribuimos a generar más empleo y actividad económica. Además resalto la relación entre comunidad empresa. Es ejemplar y necesitamos más ejemplos así para el Perú”, anotó.
Hidroeléctricas
La Central Hidroeléctrica Runatullo II se encuentra ubicada en la margen derecha del río Runatullo, Comunidad Campesina de Talhuis, Concepción, Junín.
En tanto, Runatullo III en la margen derecha del río Tulumayo, Centro Poblado de Alapampa, Concepción, Junín.
http://www.minem.gob.pe/_detallenoticia.php?idSector=6&idTitular=6808
abril 24, 2015
febrero 17, 2015 | Industria
(El Mercurio) Uno de los principales desafíos que enfrenta hoy el país es bajar los precios de la electricidad. Pero en la última década las centrales que aportan energía de base, o de manera continua y a un costo eficiente -esto es termoeléctricas (carbón y gas), hidroeléctricas (incluyendo minihidro) y biomasa- pasaron de representar el 90% del total de centrales del Sistema Interconectado Central (SIC) al 65%, de acuerdo con un análisis según megawatts instalados realizado por Colbún con datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).
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Lo restante lo representan, principalmente, centrales a diésel, eólicas y solares, puesto que ellas abastecen al sistema de manera intermitente. Actualmente hay 2.052 MW de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) operando en Chile y existen proyectos por 1.282 MW en construcción. Se espera que la cifra vaya en aumento con los años, considerando que Chile cuenta con el nivel más alto de radiación solar del mundo, lo que lo hace sumamente atractivo para este tipo de inversiones.
En la industria eléctrica concuerdan que la baja en energía de base se debe al retraso de proyectos eléctricos de envergadura. Obstáculos ambientales y sobre todo comunitarios han trabado el desarrollo de muchas de estas iniciativas, como las centrales Castilla y Barrancones, y más recientemente, Punta Alcalde e HidroAysén.
Un estudio realizado en 2014 por el economista Vittorio Corbo y Agustín Hurtado, del Centro de Estudios Públicos (CEP), advierte que, si el retraso en los proyectos eléctricos se prolonga, afectará el crecimiento económico en cerca de un 6% en el período comprendido entre 2012 y 2019. Esto significa que en ese lapso Chile dejaría de percibir US$ 27.743 millones solo por la situación que enfrenta el sector energía. Según se concluyó, el mayor impacto en el crecimiento se producirá este año, cuando el efecto anual alcanzará un 1,07% del Producto Interno Bruto (PIB), esto es, más de la mitad de lo que espera recaudar la reforma tributaria anualmente.
La CNE espera una oferta total de 7.231 MW en el SIC a 2029, pero en esa estimación la generación de base eficiente proyectada contratable solo cubriría el 53% del requerimiento eléctrico. La interconexión de los sistemas y el fuerte ingreso de intermitentes generará desafíos en los Centros de Despacho Económicos de Cargas (CDEC), por lo que actualmente se analiza reformar su estructura.
octubre 30, 2014 | Industria
(El Mercurio) Entre las 96 medidas de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero evaluadas en la fase 2 del proyecto MAPS (Mitigation Action Plans and Scenarios), el sector eléctrico concentra aquellas que poseen un mayor potencial de abatimiento para el período 2013 y 2030. Según la propuesta -que será presentada hoy y que fue realizada por seis ministerios y un amplio grupo de asesores-, el segmento eléctrico, a su vez, registra las emisiones más altas entre 10 sectores productivos. En términos absolutos, transporte y forestal son los sectores que le siguen, según su capacidad para aportar a la reducción.
En materia de energía, se propone impulsar un aumento sustantivo de la generación con Gas Natural Licuado (GNL), que permitiría reducir en promedio 11,9 millones de toneladas de CO2 al año, y la expansión hidroeléctrica en Aysén, que disminuiría 12 millones de toneladas en el mismo período. «Estos recursos (en Aysén) deben ser parte de una estrategia nacional de mitigación», dijo el ministro de Medio Ambiente, Pablo Badenier.
También MAPS considera efectivas otras medidas, como el incentivo a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y la interconexión regional con otros países. Pero éstas, como todas las otras iniciativas propuestas para los otros sectores económicos, reducen como máximo la mitad de lo logrado por las primeras proposiciones mencionadas.
Hernán Blanco, líder del proceso participativo de MAPS, explica que, en un escenario de crecimiento medio del PIB -y en caso de que no se adopten las medidas propuestas-, las emisiones totales país crecerían cerca de un 50% entre el 2013 y 2020, y 100% entre 2013 y 2030.
Efectos económicos
Una de las principales novedades de MAPS es que el proyecto evaluó el impacto que distintos escenarios tendientes a reducir las emisiones pueden tener sobre el conjunto de la economía. Esto, considerando la interacción entre los diversos sectores analizados.
Así, se concluyó que en el corto plazo (2020) existe un impacto negativo sobre el empleo y el PIB en casi todos los escenarios, pero a 2030 estos efectos se revierten y ambos índices comienzan a tomar fuerza. La única excepción (ver infografía), ocurre en los escenarios de impuesto al carbono tanto de US$ 5 como de US$ 20. Badenier explica que este gravamen es distinto al aprobado en la reforma tributaria, ya que MAPS considera un impuesto al carbono emitido por todas las fuentes de emisiones sin distinción, mientras que el de la reforma sólo grava a las centrales termoeléctricas de más de 50 MW. «En este modelo la recaudación fiscal se transfiere directamente a los hogares con el objetivo de evaluar el impacto del impuesto sin efectos adicionales sobre la economía», comenta.
MAPS analizó además 11 medidas implementadas entre 2007 y 2013, lapso en que Chile se comprometió a reducir un 20% de sus emisiones al 2020, involucrando la ley de ERNC, de bosque nativo, y eficiencia en la minería, entre otras. Concluyó que la reducción de emisiones a 2013 varió entre 1,8 y 5,06 millones de toneladas de CO2.
junio 26, 2014 | Industria
(Diario Financiero) El Gobierno tiene la clara intención de diferenciarse de la administración anterior en cuanto al impulso de pro- yectos de generación, y uno primer indicio claro surgió la noche del martes en la Cena de la Energía.
«Nos jugaremos por las iniciativas de generación que actualmente están incorporadas en el plan de obras de la Comisión Nacional de Energía y cuya entrada en operación está prevista entre el 2015 y 2018», dijo la Presidenta Bachelet ante empresarios y ejecutivos del sector.
Una de las principales críticas del sector privado a la anterior administración fue la paralización de inversiones que se vivió luego del episodio Ba- rrancones, lo que habría derivado en la escasa incorporación de proyectos de generación de base para cubrir el incremento en la demanda.
El actual gobierno tiene la intención de sumar unos 1.500 megawatts (MW) en proyectos de generación de base en los próximos cuatros años, y la ruta está definida. En hidroelectricidad la autoridad se la «jugará» por megaproyectos como Alto Maipo (de AES Gener) y las centrales de mediano tamaño Los Cóndores (Endesa) y San Pedro (Colbún).
Entre todos, suman 865 MW en energía de base para el Sistema Interconectado Central (SIC). El carbón es la otra tecnología que se apoyará decididamente.
Aquí las fichas están puestas en la quinta unidad del complejo Guacolda y la central Cochrane (472 MW netos, ubicada en Mejillones). Ambas iniciativas ligadas a AES Gener suman los 622 MW térmicos que anunció la mandataria.
Así, y de concretarse los proyectos en los plazos propuestos, al 2018 la capacidad instalada en los principales sistemas eléctricos del país se incre-mentará en cerca de un 8%.
De los proyectos escogidos por el gobierno, Guacolda V (152 MW) es el más avanzado y su construcción no presenta mayores contratiempos. De hecho, tiene fecha para entrar en operación durante el primer semestre de 2015 y representa el 10% de la meta fijada por la autoridad.
En el caso de Cochrane, la apuesta sería que esta unidad carbonera refuerce el sistema una vez que la interconexión entre el SIC y su par del Norte Grande (SING) esté en marcha, ayudando a bajar el costo marginal de la energía. La central, que tendrá dos unidades, comenzó su construcción en abril pasado y está emplazada en Mejillones.
Lo mismo pasa con Alto Maipo (531 MW), ubicado a 60 kilómetros de Santiago, cuya construcción co-menzó a fines de 2013. El complejo, que contempla las centrales Alfalfal y Las Lajas, ha encontrado oposición en comunidades y ambientalistas, quienes alegan por los efectos que las unidades de pasada tendrán en la cuenca del Río Maipo.
Las centrales hidroeléctricas Los Cóndores (150 MW) y San Pedro (144 MW), son proyectos que están en etapas más tempranas. Endesa alcanzó un acuerdo con los regantes del Maule para viabilizar esta obra de US$ 660 millones, asignó el contrato de construcción al consorcio Ferrovial-Agroman e inició las obras preliminares.
Colbún, en tanto, recibió a comienzos de año los estudios geológicos del proyecto San Pedro y analiza los cambios que se le implementarán. La central de embalse estaba en construcción, la que fue suspendida en 2010 tras detectarse fallas que podrían haber afectado la seguridad de la presa.
Expertos ven complejo cumplir plazos en transmisión
El martes, el gobierno dio una fuerte señal sobre su interés en «adelantar» en un año, al primer semestre de 2017, la entrada en operación de los principales proyectos de transmisión que están en construcción.
La presidenta Michelle Bachelet señaló en la Cena de la Energía que el énfasis estará en ocho proyectos, que suman inversiones por más de US$ 1.000 millones, y reforzarán la red central, SIC, entre Polpaico y Cardones por el Norte; y desde Alto Jahuel al Sur. Asimismo, anunció que se impulsará el proyecto de interconexión de los principales sistemas, que también debería estar operativo hacia 2017.
Expertos consultados ven complejo lograr esta meta, principalmente por el retraso que enfrentan estos proyectos, debido a la demora en la tramitación, judicialización o la oposición de las comunidades.
Sergio Zapata, de CorpResearch, señala que la principal dificultad sería la negociación con los dueños de los predios por donde pasarán las líneas. «El principal riesgo de la propuesta es la fecha, la que podría estar afectada por los plazos de los trámites para obtener las servidumbres. El tema no es simple, porque los dueños tienen el derecho a recurrir a los tribunales por compensaciones», dijo.
La consultora María Isabel González señaló que el punto crítico sería el tiempo que tome la tramitación de las servidumbres de paso, donde el Estado podría tener un rol clave. «Es difícil, pero hay algunas que están adelantadas. Algunas de las líneas de 220 Kv tienen previsto entrar en 2017, pero en el caso de las líneas de 500 kv, de mayor capacidad, no se ve fácil. El resorte del Estado está en las concesiones. Acelerándolas, se pueden llevar adelante. Se podría tramitar más rápido las servidumbres», dijo.
