junio 9, 2011 | Industria
ISCI Se hizo una selección inicial de personas en el mes de mayo para integrar la Comisión de Asesores de Gobierno en materia de Energía y, dada una cierta sensación o necesidad de incorporar nuevas visiones, un mes después fue incorporado también Rodrigo Palma, investigador del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI); Director del Centro de Energía de la U.de Chile; Director del Atacama Solar Challenge y académico de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas (FCFM) de la Universidad de Chile.
Rodrigo Palma es Ingeniero Civil de Industrias con mención en Electricidad de la Pontificia Universidad Católica de Chile; Máster en Ciencias de la Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile; Ph.D en Ciencias de la Ingeniería de la Technische Universität, Dortmund, Alemania.
Además de profesor Asistente del Departamento de Ingeniería Eléctrica en la Universidad de Chile, en el ISCI Rodrigo Palma es investigador para temas de energía, específicamente en Planificación de Sistemas Eléctricos en Ambientes Competitivos; Sistema de Monitoreo de Mercado con Data Quality; Predespacho; Microcentrales Hidráulicas; Auto Solar; Modelos Hidrotérmicos y Reglamento de Energías Renovables. Palma es también parte del Consejo Editorial de Revista ELECTRICIDAD de EDITEC.
Consultado en relación al énfasis que él pondrá en las propuestas en esta materia, es tajante al señalar “mi norte es la innovación tecnológica, estoy convencido y estoy haciendo una apuesta de vida en eso, pues creo que ella es clave para abordar los desafíos del sector energético chileno. Si la innovación tecnológica no está en el eje de la conversación muy probablemente vamos mantenernos en un Estado operacional, donde nadie dice que no hemos logrado abastecer a nuestro país con energía, aunque ha funcionado con inversiones privadas. Sin embargo, también hay un estrés grande por el tema medioambiental, un estrés por el tema precio y también por otro tipo de decisiones de infraestructura. Mi experiencia, por lo que he visto internacionalmente, dice que la innovación tecnológica es clave para poder hacer del tema energético una oportunidad más que un problema”.
Alternativas de Innovación Tecnológica en Chile
Si bien el estudio en detalle de otras alternativas donde Chile pudiera aportar innovación tecnológica aún no se ha hecho, pues el informe que entregará la comisión de asesores está programada para el mes de septiembre, ya está claro que la geotermia y la minihidráulica son alternativas viables y es evidente que no en el caso de la energía nuclear; tampoco es muy claro con la energía eólica y la de biomasa, donde pueden intervenir en esta última cerca de 30 tecnologías diferentes y respecto de la energía solar tampoco es tan clara la viabilidad de acuerdo a los recursos propios de Chile.
Todos los asesores pueden presentar y debatir sobre las distintas visiones para finalmente elaborar el diagnóstico o informe final que se presentará al gobierno en septiembre. De momento, se han formado grupos de trabajo en 8 sub áreas para preliminarmente intercambiar dichas opiniones.
¿HidroAysén es necesario?
En un debate sobre el tema, efectuado el pasado lunes 6 de junio en el salón Gorbea de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas (FCFM) de la U.de Chile, y que contó con la participación de otros destacados expositores, tales como Daniel Fernández, Vicepresidente Ejecutivo HidroAysén; Renato Agurto, Presidente Comisión de Energía Nuclear;
Diego Morata, Director Centro de Excelencia en Geotermia de los Andes, FCFM
y Roberto Román, Vicepresidente International Solar Energy Society, Rodrigo Palma presentó 3 escenarios energéticos.
El primero, que puede mantenerse en statu quo, donde HidroAysén pareciera un escenario más atractivo que su competencia las carboneras; un escenario 2, donde se prioriza el escenario medioambiental y donde uno podría prescindir de HidroAysén, al exacerbar la alternativa de las energías renovables, pero con un costo alto por el subsidio que finalmente deberá ser aportado por el estado y un escenario 3 donde se planteó el denominado “subsidio estratégico” que apunta a seleccionar tecnología específica donde Chile tiene ventaja e incursionar como país con empresas locales que quieran hacerlo como socios tecnológicos de empresas extranjeras.
En este último escenario Rodrigo Palma plantea que ese sí sería un subsidio rentable, aunque sólo para las tecnologías seleccionadas estratégicamente, más aún cuando en ese proceso se generen alianzas con empresas fabricantes extranjeras, líderes en esas tecnologías, que permitan un desarrollo tecnológico industrial local de dichas tecnologías. “La idea es constituirse con ello en un exportador regional de estas tecnologías que seleccionemos y transformarnos en uno de los actores importantes del mundo en estos temas. Tal como ya se ha avanzado en Chile en relación al litio para la fabricación de baterías con el Centro Nacional de Innovación del Litio que dirige Jaime Alé”, indicó.
En este tercer escenario descrito, el socio extranjero sería el desarrollador de la tecnología; el gobierno local el que subsidia; la empresa local la que apuesta en la sociedad por esa tecnología y las universidades y centros de investigación las que se sumarían con su aporte en investigación para crear un círculo virtuoso que permita concretar la meta.
En este último escenario entonces HidoAysén tampoco sería necesario. En resumen, Rodrigo Palma aclara que los dos primeros escenarios no los considera buenos, por los costos, y el último, según su visión, si sería estratégico, dado que el aporte de capital no sería para financiar a un tercero, sino para ser socios de un tercero, donde Chile pueda sacar dividendos y convertirse en un nodo exportador de estas tecnología, “que eso como sociedad nos convenga tanto desde el punto de vista ambiental, como para aprovechar los recursos y por la posibilidad de exportación”, enfatizó.
Consultado sobre las posibilidades de que su visión hagan peso en el intercambio de opiniones entre los expertos, agrega “mi opinión será expuesta, pero finalmente la opinión de todos tendrá un peso en el debate. Los ejes de mi contribución serán la innovación tecnológica; los recursos renovables; la competencia en el sector y los escenarios futuros de desarrollo para modelar la actividad energética del país de aquí al 2030”, concluyó.
Fuente / ISCI
junio 9, 2011 | Industria
Diario Financiero Energía Austral, controlada por Xstrata, entregará hoy la segunda Adenda a las 228 preguntas realizadas por la autoridad ambiental en el segundo Icsara, por la central Cuervo, una de las tres que la firma pretende desarrollar en la XI Región. El proyecto en total suma una capacidad instalada de 1.069 MW.
Fuente / Diario Financiero
junio 8, 2011 | Industria
(Aguas Andina)z/bZUn paso fundamental dio el proyecto hidroeléctrico Alto Maipo (PHAM), al concretarse el acuerdo entre Aguas Andinas (AA) y AES Gener por el uso de las aguas de la cuenca de la Laguna Negra y Lo Encañado.
El acuerdo, que fue firmado por el gerente general de Aguas Andinas, Felipe Larraín, y el vicepresidente de operaciones de AES Gener, Javier Giorgio, establece que AA entregará a AES Gener, un caudal de 2,5 m3/s de las aguas efluentes de la Laguna Negra y lo Encañado.
Asimismo, AES Gener hará uso de su derecho para extraer aguas al pie de la presa del embalse El Yeso, el cual seguirá operando como históricamente lo ha hecho, no existiendo interferencia alguna en el abastecimiento de agua potable de la Región Metropolitana.
El acuerdo obliga a AES GENER a conducir las aguas captadas, provenientes de la cuenca de la Laguna Negra, Lo Encañado y del Embalse El Yeso, a través del sistema de túneles que contempla el PHAM y a restituirlas completamente en el río Maipo a la altura de la Subestación Las Lajas, sitio ubicado antes (aguas arriba) de la planta potabilizadora de Aguas Andinas Las Vizcachas.
El vicepresidente de operaciones de AES Gener indicó que el acuerdo tendrá una validez de 40 años, contados desde la fecha de firma del mismo.
Javier Giorgio señaló que la firma de este acuerdo pone fin a varios años de negociaciones. “Este es un día muy especial, ya que este acuerdo constituye un paso fundamental para la construcción del PHAM, que con este hito entra en su recta final de desarrollo. Este proyecto entregará seguridad e independencia energética a Chile, y contribuirá al desarrollo económico del país.”
El proyecto Alto Maipo contempla la construcción de las centrales Alfalfal II y Las Lajas, las que en conjunto generarán una potencia máxima de 531 MW.
Alfalfal II y Las Lajas serán centrales de pasada en serie hidráulica, de alta caída, sin inundación, a sólo 60 km. de distancia del mayor centro de consumo del país y con tan solo 17 km. de línea de transmisión. Será un proyecto esencialmente subterráneo y aportará energía limpia equivalente al 45% del consumo residencial de la Región Metropolitana.
Fuente /Aguas Andina
junio 8, 2011 | Industria
Revista ELECTRICIDAD La generadora GasAtacama se está preparando para los desafíos que le presenta el Sistema Interconectado del Norte Grande de cara al futuro. La empresa estima que el SING requerirá entre 1.000 MW y 1.400 MW adicionales para los próximos seis años, debido a la demanda energética de los proyectos mineros que entrarán en operación a contar de 2015. Estos desarrollos son de nuevas faenas, las que además requerirán del abastecimiento de agua de mar. Para Rudolf Araneda, gerente general de GasAtacama, frente al incremento en la demanda energética del Norte Grande existen dos alternativas: satisfacer este requerimiento adicional en su totalidad con centrales a carbón, o, por otro lado, desarrollar un mix en generación en el que además del carbón estén disponibles también el gas natural y las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Para que se concrete esta última alternativa, a juicio de Araneda es necesario desarrollar una oferta de gas natural que resulte competitiva con la oferta de los desarrollos carboníferos en generación.
Es en ese ámbito donde GasAtacama está concentrando sus esfuerzos. “Como sabemos, GasAtacama estuvo expuesta financieramente durante los últimos tres años y medio, producto del contrato de Emel, que es satisfecho a un precio menor a los costos de generación asociados. Eso se resolvió a través del contrato de respaldo que GasAtacama suscribió con las compañías mineras del SING. El contrato con Emel tiene término a fin de año y con ello la contingencia que implicaba. El desafío de la compañía ahora es ver cómo vamos a conformar una oferta competitiva y cómo vamos a reforzar la posición financiera de la compañía para abordar proyectos de GNL que resulten competitivos en escala internacional”, señala el ejecutivo.
Para cumplir con ese objetivo, la empresa de generación del SING está tomando varias líneas de acción: lo primero es avanzar en las negociaciones con dos grupos norteamericanos que están convirtiendo sus terminales diseñados originalmente para importar y regasificar GNL, en terminales de licuefacción y exportación de GNL desde Estados Unidos, dado el descubrimiento de shale gas (gas no convencional o gas de esquisto) en dicho país, que permitió aumentar sus reservas de 8 a 100 años de consumo y que provocará que ese país se convierta en un exportador de ese combustible a partir de 2015. Esto permitiría que GasAtacama accediera a gas natural indexado al precio norteamericano, el que tiene una proyección de entre US y US por millón de BTU, lo que le permitirá formular ofertas competitivas con la generación a carbón.
Si este primer paso se concreta, GasAtacama debe resolver cómo regasificar el gas natural proveniente desde Estados Unidos en Mejillones. “Ese es el motivo por el cual la compañía resolvió darse la capacidad de poder desarrollar un terminal de regasificación propio ante la posibilidad de no alcanzar un acuerdo conveniente con el terminal GNL Mejillones, dado la falta de un marco legal claro al respecto, proceso en el que venimos trabajando hace seis meses y que ha consistido en desarrollar la ingeniería de detalle y en identificar las compañías navieras especializadas en los terminales flotantes de regasificación de gas. Estamos en proceso de licitación de ese servicio, que en definitiva permite acceder con seguridad al proveedor de gas que nosotros hayamos elegido”, adelanta Araneda sobre la iniciativa que podría cambiar la cara de la generación eléctrica en el SING.
Por su parte el incremento de la oferta mundial de GNL también implicó la sustitución de la flota de barcos que transportan el hidrocarburo, por naves de mayor tamaño, de menor consumo unitario por unidad de GNL transportado. Como explica el ejecutivo de GasAtacama, “al crecer de forma estructural la flota de naves en estos últimos dos años, aquellas más antiguas que quedan disponibles y con castigos muy fuertes en sus precios pueden reconvertirse en terminales flotantes de recepción y regasificación de GNL. Esto permite contar con un terminal de regasificación con un costo de capital significativamente inferior a los terminales de tierra como los que existen en Chile. Estamos hablando de un costo de un tercio o un cuarto de lo que significan esos terminales”, precisa el ejecutivo.
GasAtacama está analizando la posibilidad de comprar un barco de transporte de GNL y convertirlo en un terminal flotante de almacenamiento y regasificación de GNL y formar un equipo de operación o suscribir un contrato de largo plazo tipo BOT donde una naviera especializada en el rubro construye y opera el terminal, para transferir la propiedad después de un plazo determinado entre las partes. En este momento, GasAtacama está ad portas de recibir las propuestas de cinco grandes navieras especializadas en estos terminales flotantes costas afuera, de los que ya hay una decena en el mundo (incluidos dos en Argentina y dos en Brasil) y se están estudiando la construcción de otros similares en 20 países. Otra ventaja que tienen estos terminales flotantes es que su construcción demora cerca de dos años, frente a los cinco años que demora habitualmente la construcción de un terminal regasificador en tierra.
¿Cuando se concretaría la construcción del terminal? Todo depende de la materialización de los proyectos de reconversión de gas en Estados Unidos, que a su vez dependen de la capacidad de contratación de compradores de largo plazo en un volumen suficiente para viabilizar estas modificaciones. Por el lado de GasAtacama, la compañía tiene que consolidarse como una empresa investment grade, de modo tal que pueda asumir los compromisos de largo plazo con los proveedores, tanto de gas, como de terminales de licuefacción y de barcos de transporte. “La compañía ha avanzado muchísimo en éste ámbito al consolidar sus activos de generación con sus activos de transporte, al negociar nuevos ingresos asociados al transporte de gas y a acuerdos con productores, que permiten de alguna forma compensar la pérdida del negocio del transporte, que era el que estaba destinado a generar el mayor margen de utilidad de la compañía. Por otro lado, se han recuperado impuestos acumulados en años anteriores. Al recuperar esos fondos se ha mejorado la posición financiera, se ha consolidado una situación de activos y de patrimonio, todo encaminado a poder ser calificados como investment grade, enfatiza el gerente general de GasAtacama.
Por último, también hay que esperar el término de la ampliación del Canal de Panamá, prevista para 2014 y que permitirá el paso de estos barcos de GNL, reduciendo los trayectos a un tercio de lo que representan actualmente, lo que también reduce proporcionalmente el costo del transporte del gas y los compromisos financieros asociados. “Al calificar como investment grade, GasAtacama va a poder suscribir los contratos de largo plazo por más de US.000 millones con los diversos proveedores y luego poder formular una oferta a las compañías mineras de un suministro de electricidad que se encuentre en niveles cercanos a los que puedan formular inversionistas en centrales a carbón, con la amplia ventaja que la generación a gas tiene una huella de carbono que es sólo un 40% de la de la energía generada con carbón”.
Actualmente, entre una y tres turbinas de GasAtacama han estado generando con diesel, debido al retraso de la entrada de nuevas centrales a carbón y porque esa central ha sido la única que ha podido operar en forma continua y con el total de su capacidad con ese combustible, lo que evitó cortes y restricciones en el suministro eléctrico del SING, de acuerdo a lo comprometido en el contrato de respaldo suscrito con las compañías mineras. Si la decisión de convertir los terminales de Estados Unidos para la exportación se concreta a comienzos de 2012, éstos estarían disponibles para despachar gas natural a partir de 2015, lo que coincide con el alza de los requerimientos energéticos de la minería del Norte Grande de Chile. Esta alta capacidad de generación con ciclos combinados facilitaría también el futuro desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales, ya que como enfatiza el ejecutivo de la empresa de generación, “los ciclos combinados resultan un mejor complemento para las ERNC (que el carbón) por su mayor velocidad de partida y por su mejor capacidad de regulación de frecuencia. Sabemos que las energías renovables como la eólica y la solar no están disponibles de forma permanente, si no que algunas horas del día, y por lo tanto se requiere de una energía en base que complemente a las ERNC, en particular en un sistema como el SING en el cual los clientes que representan el 90% de la demanda requieren un suministro continuo prácticamente constante las 24 horas del día, por lo que los ciclos combinados van a cumplir un rol esencial a futuro”.
Desarrollando las ERNC
Mirando a largo plazo, GasAtacama considera que las ERNC serán competitivas en términos de costo frente a las energías convencionales, ya a partir de la década de 2020. Con esa proyección y atendiendo que muchas compañías mineras están interesadas en reducir su huella de carbono, es que GasAtacama está estudiando varias iniciativas en generación con fuentes no convencionales de energía. Como alerta el ejecutivo de GasAtacama, “es evidente que se avanza hacia el establecimiento de algún tipo de impuesto (carbon tax) o bien de restricciones de comercio para aquellos productos que tengan una mayor huella de carbono, por lo que será relevante para todos los exportadores cuidar este factor”.
Por ello, actualmente la compañía está midiendo la radiación solar en cinco puntos del norte y están preparando un proyecto con potenciales asociados para presentarse a licitaciones eólicas. Como adelanta Araneda, “hemos alcanzado acuerdos, uno con una compañía líder en el ámbito de la concentración solar y otro con una compañía que es uno de los mayores generadores eólicos de Alemania y que permiten que en la medida que las compañías mineras resuelvan desarrollar proyectos en ese ámbito, nuestra compañía pueda apoyar y eventualmente participar en esos procesos y ser parte de la solución que buscan. Estos acuerdos de colaboración permiten que pueda hacerse una oferta conjunta utilizando nuestros activos de generación a gas con esa generación de energías renovables durante algunas horas, de modo tal que se pueda asegurar a la compañía minera un suministro continuo con un mix de energías limpias”.
Fuente / Revista ELECTRICIDAD
junio 8, 2011 | Industria
Diario Financiero Aunque los proyectos hidroeléctricos de la Región de Aysén todavía están lejos de comenzar la etapa de construcción, las compañías que los lideran, HidroAysén y Energía Austral, ya comienzan a prepararse para enfrentar la explosión que se generará en términos de empleo y de necesidades de insumos.
La Región de Aysén, pese a ser una de las más extremas y con problemas de conectividad propios de la geografía, tiene niveles empleo positivos, casi de pleno empleo. La tasa de desocupación regional en el trimestre móvil febrero – abril de este año fue de 3,7%, según cifras del Instituto Nacional de Estadísticas. El problema radica en que actualmente existe una fuerza de trabajo de un poco más de 54 mil trabajadores y sólo los dos mayores proyectos energéticos requerirán cerca de 10.000 trabajadores en su etapa peak.
Uno de los problemas que se vislumbra para la fase de construcción de las hidroeléctricas en el sur del país, lo que sucederá entre los años 2014 y 2020, es que en el norte estarán desarrollándose los proyectos mineros que actualmente están en carpeta y que contemplan inversiones por más de US$ 50 mil millones y, según cifras extraoficiales, demandarán en torno a 60.000 trabajadores.
En paralelo, estará todo el desarrollo de nuevas carreteras, líneas de Metro, otros proyectos energéticos y las necesidades que se generarán producto de la reactivación de la industria del salmón, entre otras obras de infraestructura.
Todo esto implicará una escasez de mano de obra y el consiguiente encarecimiento de ella.
Capacitaciones
Para el caso de la construcción de las ocho centrales hidroeléctricas que contemplan Xstrata y la sociedad formada por Endesa y Colbún, se requerirán en torno a 10.000 trabajadores, en las etapas de mayor demanda, según fuentes de las compañías.
En el caso de Energía Austral contempla un poco más de 1.600 empleados, para la Central Cuervo, la primera de las tres que está tramitando. Considerando un peak de 4.000 empleados.
No obstante, el vicepresidente ejecutivo de HidroAysén, Daniel Fernández, ve con optimismo esta etapa. “Estamos capacitando y vamos a capacitar, pero en Chile hay muchos proyectos y hay gente más que suficiente. Aún así, de ser necesario, hay mano de obra también de Argentina y otros lugares. Falta mucho para eso. Lo que tenemos que hacer es capacitar para que la gente de la región pueda trabajar”, detalló.
Desde Energía Austral señalaron que “lo normal es que este tipo de proyectos sean intensivos en la contratación de mano de obra de diversos rubros. Ciertamente existe una oportunidad para que, en un horizonte de cinco a seis años, se genere la masa crítica que se necesitará, no sólo para la construcción de este proyecto, sino de otros que están avanzando en distintos sectores como minería e infraestructura, con el consiguiente impacto positivo sobre las oportunidades de las personas”.
Insumos
El tema de los insumos será otro de los desafíos del período. El país tendrá tal nivel de desarrollo de proyectos que podría generarse escasez de ciertos insumos como cemento, acero o arena.En el caso de HidroAysén necesitará 390.000 toneladas de cemento, 24.000 toneladas de fierro y 9.000 toneladas de explosivos. Energía Austral contempla la utilización de 12.000 toneladas de fierro, 312.000 toneladas de cemento y más de 185.000 metros cúbicos de diésel.
Fuente / Diario Financiero
