julio 11, 2011 | Industria
El Mercurio La instalación de centrales hidroeléctricas de menor tamaño es una de las opciones para diversificar la matriz eléctrica nacional y responder al mayor consumo de energía que se proyecta para cubrir el crecimiento proyectado para Chile.
En la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec) estiman que el potencial de dichas unidades bordea una capacidad instalada de 10 mil megawatts (MW), equivalente a casi cuatro veces la capacidad de HidroAysén.
El país cuenta con caudales y caídas de agua aptas para estas centrales, que por lo general no requieren embalses. A ello se suman instalaciones de riego (embalses, canales y acueductos). Pedro Matthei, presidente del gremio, dice que según cifras preliminares, hay 250 MW en operación y construcción (32 centrales), mientras que en evaluación ambiental hay otros 424 MW (34 proyectos).
Para conocer con más exactitud la realidad de este sector, Matthei comentó que el Ministerio de Energía encargó a la Universidad de Chile un catastro para determinar el potencial real para minihidros en el país.
Los primeros inversionistas fueron emprendedores individuales. Luego ingresaron capitales internacionales, fundamentalmente pequeños y medianos desarrolladores hidroeléctricos, básicamente europeos.
Ejemplo de ello es Enertron, firma ligada al grupo español Hidrolena, que a fines de 2011 iniciará en la X Región la operación de la central Ensenada (6,8 MW), que inyectará su energía al SIC. Ivonne Bell, representante de Enertron, agrega que tienen en evaluación al menos otras 20 iniciativas de hasta 20 MW, tamaño máximo, dice, para optar a los beneficios de la Ley de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
La incorporación de destacados empresarios locales marcó una tercera oleada del desarrollo minihidro en Chile, con nombres como los del ex presidente de la Confederación de la Producción y del Comercio (CPC) Juan Claro, en sociedad con varios de los controladores de Embotelladora Andina, o del empresario Isidoro Quiroga.
Mientras el primero participa en Energía Llaima, que entre sus activos cuenta con la Central Guayacán (12 MW), el segundo encabeza Electro Austral Generación, que fundada hace tres años cuenta con dos proyectos con permisos ambientales (135 MW) e ingresó otros dos a evaluación en la VIII Región.
Trabas para su masificación
Pese a ser limpia y de relativo bajo costo de desarrollo, hay una serie de trabas que complican la masificación de las pequeñas centrales hidroeléctricas. Pedro Matthei, presidente de Apemec, apunta a la demora en la tramitación ambiental y en general a todos los permisos sectoriales necesarios para construir una obra de este tipo.
Por su parte, Ivonne Bell, de Enertron, asegura que otro escollo está en la instalación de líneas de transmisión porque la obtención de servidumbres es muy compleja. Sobre esto último, en la industria comentan que el sistema financiero impone condiciones, como contratar gran parte de la energía que producirán, lo que termina afectando el rendimiento comercial de los proyectos.
Fuente / El Mercurio
julio 11, 2011 | Industria
Diario Financiero Uno de los principales desafíos de la nueva institucionalidad ambiental, estaba relacionado con la agilización del proceso de tramitación de proyectos, cuestión que tenía a la antigua Conama prácticamente colapsada, lo que además perjudicaba el desarrollo de proyectos. La idea es evitar que los procesos de tramitación se extiendan en hasta tres tramos de observaciones por parte de los servicios, lo que lleva a que se superen los plazos legales.
Con la modificación a la ley 19.300 de Bases Generales del Medio Ambiente y la entrada en vigencia de la ley 20.417, se dio origen al actual Sistema de Evaluación Ambiental (SEA), el que desde octubre de 2010 comenzó a operar y a la fecha ya ha logrado avances en materia de agilización del proceso de tramitación.
Así, y de acuerdo a datos recogidos por la Oficina de Planificación, Programación y Control del Gestión del SEA, se ha logrado calificar el 23% de las declaraciones de impacto ambiental (DIA) ingresadas en los primeros seis meses de 2011 dentro de los 60 días hábiles que contempla la ley, en circunstancias que en años anteriores, no se superaba el 10%. Durante 2008 sólo se había calificado el 9%; en 2009, el 5% y el 2010, un 7%. La ley permite que el plazo de 60 días sea ampliable a 90, período en el cual se han calificado cerca del 47% de los proyectos ingresados , por lo que cerca de un 70% se ha evaluado dentro del plazo legal, lo que implica mayor eficiencia en el entendido que el promedio de 2008 a 2010 era de apenas un 33%.
El director ejecutivo del SEA, Ignacio Toro, señaló que “uno de los desafíos del Servicio es que éste funcione con estándar adecuado, independiente de quién esté en la gestión, para generar una estructura que funcione de manera adecuada y permanente”.
Agrega que la idea es poder calificar los proyectos en etapas tempranas, teniendo como máximo dos Adendas (respuestas que entregan titulares de proyectos frente a consultas de servicios), lo que se logrará en la medida que se entreguen todos los antecedentes cuando se presentan los proyectos a evaluación.
De esta forma, según las aspiraciones del Servicio de Evaluación Ambiental, se debiese conseguir que el 80% de las DIA se califique sin ninguna ronda de consultas por parte de los servicios y las consiguientes respuestas y, en tal sentido, el desafío es “cómo generamos las exigencias de manera previa, de tal manera que las DIA entren con todos los antecedentes que tienen que ingresar”, explicó Toro.
Dentro de plazos legales
La meta del Servicio es lograr que ninguna DIA ni ningún Estudio de Impacto Ambiental (EIA), sea calificado fuera del plazo legal, lo que actualmente, en el caso de las DIA, ocurre en un porcentaje cercano al 30%. Esto podría ser posible a mediados de 2012, una vez que entre en régimen el nuevo reglamento del SEA. Toro dijo que con el trabajo de largo plazo que se está realizando y una vez implementado el reglamento “uno debiera contar con un sistema que permita que el 90% de las DIA se evalúen dentro de los primeros 60 días hábiles”.
Los datos arrojan que los plazos de los EIA no han mostrado grandes cambios, y que el promedio de 2008 fue de 184 días, en 2009 de 161 días, 175 en 2010 y 169 en 2011.
Fuente / Diario Financiero
julio 8, 2011 | Industria
Diario Financiero En un año en el que el mix de generación eléctrica se ha caracterizado por la fuerte presencia de las fuentes térmicas -superando incluso el 60%-, el gerente general de AES Gener, Felipe Cerón, realizó una férrea defensa de este tipo de energía y aseguró que con el paso de los años y la incorporación de tecnologías “la generación a carbón con los sistemas de abatimiento y con las normas, creo que también tiene características de energía limpia”. Pese a eso, aseguró que está dentro de sus planes diversificar su matriz con mayor presencia de energía hidroeléctrica, la que desarrollarán en la zona central del país, principalmente con centrales de pasada de hasta 200 MW.
El ejecutivo precisó que es un error hablar de carbonización de la matriz, pues en nuestro país la proporción de generación con base térmica es mucho menor que el promedio mundial.
– ¿Cómo enfrentan las críticas a la generación térmica que se han dado en el último tiempo?
– La generación a carbón en general es por lejos la principal fuente de generación eléctrica en todo el mundo, en particular en Estados Unidos, Europa y en los grandes mercados emergentes de Asia, y se sigue avanzando en esos mercados en construcción de centrales a carbón. Es una generación bastante tradicional y que se ha ido haciendo cada vez más amistosa con el medio ambiente, con nuevas tecnologías que incluso se están incorporando ahora en Chile.
– ¿Pero se ha hablado de estar carbonizando la matriz energética nacional?
– Creo que hay bastante de mito en el tema de la carbonización. En Chile la proporción de generación a carbón es bastante más baja de lo que es el promedio mundial. También creo que hay un mito en el tema de que no es limpia, dados los niveles de tecnología que hay en la actualidad el nivel de emisiones de la generación a carbón es cada vez más baja. En los países desarrollados hasta se ve en medio de las ciudades, y con los niveles de abatimiento que hay, eso funciona perfectamente bien.
– ¿Considera que se debiese reducir la presencia de energía térmica en la matriz, más allá de que sea su negocio?
– Lo que pensamos es que el país, tal como pasa en todas partes, necesita de todas las fuentes de energía, no puede ser sólo térmica a carbón, ni térmica a petróleo, ni hidroeléctrica, ni sólo ERNC. Creo que necesitamos de todas las fuentes de energía y lo más importante es tener una matriz diversificada, porque eso nos da más estabilidad en cuanto a la disponibilidad y en cuanto a los costos.
– ¿Entonces están considerando ampliar su presencia en hidroelectricidad?
– A nosotros nos interesa diversificar más nuestra matriz. Como compañía tuvimos una respuesta muy rápida, muy eficiente a lo que provocó toda la crisis del gas argentino, donde se produjo una situación de falta de generación eficiente muy importante. A más mediano plazo sí estamos incorporando proyectos hidroeléctricos, el más avanzado que tenemos es Alto Maipo, pero estamos contemplando más iniciativas de este tipo. Tenemos diversos derechos de agua en el SIC y estamos empezando a desarrollar esos proyectos. Son centrales de pasada, no tan grandes como Alto Maipo (560 MW), pero de distintos tamaños. Hay iniciativas. Tenemos contempladas de 100 MW o 200 MW.
-¿Tienen una meta de generación hidroeléctrica?
-No tenemos una meta en particular de un porcentaje, pero sí nos gusta tener diversificación, pensamos que es bueno para nosotros, para el sistema y para el país tener un portafolio diversificado.
Altos precios de energía
-¿Cómo analiza la situación de altos precios que se ha dado durante este año?
-En particular este año se ha estado viviendo una situación de precios -no de contratos- en el mercado mayorista que son altos, pero eso viene dado por una sequía bastante extrema y además porque se ha atrasado la construcción de una capacidad de generación de alrededor de 1.000 MW que corresponde a alrededor del 15% de la demanda del SIC. Son las centrales de Endesa y Colbún -atrasadas por el terremoto y tsunami del 27 de febrero de 2010- y nuestra central Campiche que estuvo paralizada por un tema de su permiso ambiental. Considerado eso, 15% de la demanda es un impacto muy importante que debiese resolverse en los próximos meses.
– Pese a que es un poco incierto, ¿cuándo considera que se podría empezar a notar una baja en los precios?
– Con la hidrología uno nunca sabe y si bien tiene muchas ventajas, la debilidad de la generación hidroeléctrica es la incertidumbre. Pero lo que da más estabilidad en el largo plazo va a ser la incorporación de las tres centrales térmicas, esa generación térmica de base va a ser muy relevante.
ERNC: más desarrollo de biomasa e interés por energía eólica y solar
Respecto a la posibilidad de incrementar la presencia de las energías renovables no convencionales (ERNC) en la matriz de generación de la compañía, Cerón indicó que “fuimos pioneros en eso, a mediados de los 90’ con la generación a biomasa. Pensamos seguir en esa línea y nuestra matriz AES tiene (experiencia) y aprovechamos ese know how para evaluar eventualmente proyectos eólicos y solares. Pero eso lo tenemos en una etapa más preliminar, ahora esos son siempre a menor escala y es un suministro más intermitente, por eso pensamos que la matriz tiene que ser bastante amplia”. Actualmente poseen 30 MW generados con biomasa, principalmente en la Región del Bío-Bío y según declaró, están permanentemente analizando opciones para crecer en ese tipo de generación. Respecto de la eólica y la solar indicó que están muy al principio en la curva de desarrollo. “Han bajado sus costos y van a seguir bajando en los próximos años”, sostuvo.
Carretera eléctrica: revisiones más periódicas y aprobaciones más ágiles
Sobre la idea de realizar una carretera pública el gerente general de Gener, precisó que si bien no tienen detalles de lo que planea el gobierno, “pensamos que las iniciativas que faciliten el desarrollo de la transmisión son todas positivas, pero también entendemos que ya existe una carretera eléctrica que es la red troncal, que ya está definido por ley como se paga entre los distintos agentes y hay un plan de desarrollo del sistema troncal que define la autoridad cada cinco años. Puede que ese esquema requiera perfeccionamientos y mejoras que siempre pueden hacerse, pero nosotros entendemos que el tema de una carretera eléctrica existe”.
El ejecutivo planteó que se podrían agregar ciertas mejoras al sistema como por ejemplo, “revisiones más periódicas, aprobaciones más ágiles, ya que en algunas oportunidades se han licitado tramos del sistema y no han tenido la aprobaciones ambientales y eso ha atrasado la materialización de los proyectos, todo eso podría agilizarse”.
Alto Maipo: por el momento no buscan socio, pero no lo descartan
Tras haber sorteado diversos problemas con el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo, Gener espera hacia fines de este año comenzar con las obras preliminares del proyecto. Para la iniciativa, que demandará una inversión de US$ 700 millones, se están evaluando distintas alternativas para su financiamiento. Incluso se ha comentado sobre la posible incorporación de un socio, cuestión que Cerón descarta, pero sólo por el momento. “Nosotros no estamos en un proceso de búsqueda de socio. No lo descartamos, pero tampoco estamos en un proceso”, explicó.
El ejecutivo detalló que actualmente “estamos viendo cómo vamos a implementar la construcción del proyecto. En Gener desarrollamos siempre los proyectos con una parte de aporte de capital y una parte de financiamiento a nivel de proyecto”, aclaró. Aseguró que la definición respecto de la modalidad de financiamiento debiera tenerla entre fines de este año y comienzos de 2012”.
Fuente / Diario Financiero
julio 8, 2011 | Industria
Diario Financiero Pese a las lluvias originadas durante junio, las centrales hidroeléctricas aún no están en condiciones de aportar mayores niveles de energía al sistema eléctrico, por lo que el mix de generación continúa siendo principalmente térmico.
De acuerdo a un informe elaborado por Banchile Inversiones, en base a información del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC-SIC) del Sistema Interconectado Central (SIC), el aporte hidroeléctrico en junio alcanzó un 36%, la generación térmica (incluye el gas natural licuado, el carbón y el diésel) registró un 62,2%, la biomasa un 1,1% y la eólica un 0,7% del mix. En tanto, para junio y según datos de Bice Inversiones, el total de generación del SIC ascendió a los 3.732,4 GWh. Endesa fue la responsable de un 33,9% de la energía del sistema (34,6% en mayo), mientras que Colbún y Gener aportaron un 24,6% y 19% de la energía total del SIC, respectivamente.
Costos marginales
El informe de Bice sostiene que el promedio de los costos marginales del SIC (tomando el nudo de Alto Jahuel como representativo) presentó un alza de 4,3% durante junio con respecto al mes anterior, llegando a US$ 257,4 por MWh (comparado con US46,9 por MWh en mayo de 2011).
Frente al año anterior el alza es de un 63,1%, considerando que registraron US$ 157,8 por MWh.
Mientras que según los datos de Banchile, el costo marginal promedio del mes recién pasado alcanzó los US$ 226 por MWh.
Así, la estimación de Banchile es que “en el mediano plazo el precio spot estará más cerca de US$ 130 por MWh, una vez que se ha producido una mejora en las condiciones hidrológicas y la estimación a largo plazo por el costo marginal en el SIC está por debajo de los US$ 100 por MWh”.
Fuente / Diario Financiero
julio 8, 2011 | Industria
La Tercera Los principales accionistas del grupo eléctrico CGE, las familias Marín Correa, Pérez Cruz y Hornauer, vendieron ayer al grupo Matte el total de la participación que mantenían en la sociedad Inversiones El Raulí, dedicada al negocio inmobiliario.
Según informaron a la SVS, la sociedad de inversiones Indiver enajenó un total de 7.316.795 acciones de Inversiones El Raulí, correspondientes al 20,38% de la propiedad, las que fueron adquiridas por las sociedades Forestal Constructora y Comercial del Pacífico Sur S.A. y Forestal Bureo S.A., relacionadas con los Matte.
Las acciones fueron transferidas a un precio unitario de $ 1.455,56 cada una, con lo que los oferentes recaudaron $ 10.650 millones (unos US$ 22,6 millones).
Fuentes ligadas al proceso señalaron que, a través de otras sociedades, el grupo Matte adquirió el 20% adicional de Inversiones El Raulí a los controladores de CGE. Lo que se suma al 60% que ya controlaban. Con esto, CGE abandona totalmente su participación. La operación en total involucró unos US$ 40 millones.
La transacción responde a una estrategia de los controladores de CGE, que busca focalizar sus inversiones en el negocio principal.
La sociedad Inversiones El Raulí S.A. se creó a fines de los 90 y su principal negocio es «la administración y explotación de los bienes raíces, mediante el arriendo de oficinas y la inversión de los flujos de caja provenientes de sus ingresos».
Dicha sociedad posee un 5,21% de Almedral S.A., matriz de Entel, y su principal activo físico es el edificio de Teatinos 280, ubicado en pleno centro de Santiago, donde tiene sus oficinas principales el grupo eléctrico CGE.
Fuente / La Tercera
