enero 31, 2014 | Industria
(Diario Financiero) Aún cuando la crisis que enfrentará el país entre los años 2015- 2020 está lejos de ser resuelta, los expertos ya están advirtiendo la siguiente que vivirá Chile en la próxima década, ello tras la postergación del proyecto HidroAysén, que al parecer no tiene fecha para su desarrollo, al menos en el corto y mediano plazo.
Según cercanos al proyecto, éste tendrá su impacto recién hacia el año 2023, considerando que aún no se somete a evaluación la línea, lo que, recién podría ocurrir en 2014, en el mejor de los escenarios. “Siendo optimistas, si demora dos años su tramitación, recién en 2016, estaría listo. A eso hay que agregarle que tomaría unos seis años en tener lista la primera central”, explicaron fuentes de la compañía hace algunos meses, precisamente cuando -la en ese entonces candidata a la presidencia- Michelle Bachelet señaló que tal como estaba planteado el proyecto lo veía inviable. Por lo mismo, el no contar con HidroAysén, sería el detonante para una crisis que partiría en 2023.
Alternativas
Sin el proyecto, la única solución para la matriz sería construir más energía termoeléctrica (carbón y GNL). El problema, es que el rechazo a HidroAysén, llevaría al país a depender de combustibles importados, dice un cercano a la presidenta electa. A esto, dicen expertos, habría que sumar que se requerirá que toda la generación hidro posible en la zona centro sur del país sea desarrollada.
María Isabel González, ex secretaria ejecutiva de la CNE, señaló en su momento que “las centrales de embalse, llámense HidroAysén u otras, son necesarias porque son las que pueden dar la base limpia y eficiente para abastecer la demanda a cualquier hora del día o de la noche, particularmente las que se ubiquen en Aysén, donde los regímenes de los ríos son de carácter glacial y no pluvial, por lo que no dependen del clima”.
Respecto del GNL, dicen los expertos, si es que se lograra un precio cercano a los US$ 8 /MMBtu, lo que sería altamente optimista, el costo de generación sería cercano a US$ 90 /MWh. En cuanto al carbón, la situación no se ve mejor, considerando el rechazo que existe en el país por este tipo de centrales.
Otros expertos del sector señalan que “en estricto rigor HidroAysén es irreemplazable, particularmente por la reducción de costos de producción y baja de precios que produciría esa importante hidroeléctrica (su capacidad proyectada es igual a cerca de la mitad de lo desarrollado en hidroelectricidad hasta la fecha en el país en 120 años), pues no hay como desarrollar símiles hidroeléctricos en el resto del país”, comentaron.
La mirada de la nuevas autoridades
La decisión del Comité de Ministros deja ahora en manos de la próxima administración el futuro de las centrales de HidroAysén. Al respecto, tanto la presidenta electa, Michelle Bachelet, como el titular de Energía designado, Máximo Pacheco, ya han manifestado su visión acerca del megaproyecto. De hecho, la presidenta durante la campaña fue enfática al señalar que tal como estaba planteado el complejo, éste no era viable. A lo que recientemente el nuevo ministro agregó que se trata de un proyecto muy complicado, muy complejo, donde la presidenta ya ha manifestado las dudas. Por lo tanto, antes de asumir el cargo lo único que puedo repetir es lo que está dentro del programa», dijo tras su designación.
Otro de los miembros del nuevo gobierno que ha hecho explícito su rechazo a la iniciativa es el futuro subsecretario de Medio Ambiente, Marcelo Mena, quien anteriormente ha señalado que esta iniciativa es «incompatible con la naturaleza local y porque en la práctica es un saqueo de recursos de la región para llevárselos a la zona central».
Firma aún no toma decisión sobre línea de transmisión y sólo evalúan alternativas
Evaluando varias alternativas tecnológicas se encuentra HidroAysén respecto del otro gran componente del proyecto: la línea de transmisión. Según fuentes del grupo, no existen avances en el estudio de impacto ambiental del sistema de transmisión, luego de que hace más de un año, Colbún, uno de los socios, propusiera al directorio detener los mismos.
Desde aquella fecha, HidroAysén sólo revisa alternativas, sin tomar decisión alguna. La compañía necesita resolver el trazado en dos grandes tramos: la zona sur, donde incluso se ha visto la posibilidad de que sea submarino. No obstante, esto elevaría los costos del sistema de transmisión, los que para el caso de HidroAysén, ya estaría bastante ajustados a la fecha.
En cualquier caso, esta zona es la que presentaría mayores desafíos para el proyecto, por la resistencia que genera en la población la construcción de las líneas. De hecho, dicen cercanos, esta sería una de las razones por las cuales la presidenta electa, Michelle Bachelet, ha indicado que tal cual está el proyecto hoy, no es viable.
De resolver este tramo, la siguiente decisión de Endesa y Colbún, socias del proyecto, sería hasta dónde llegar con la línea. Así, las alternativas serían llegar hasta Santiago, con una de corriente continua dedicada sólo para HidroAysén o conectarse en ciudades más al sur.
La primera de las alternativas no sería bien vista por HidroAysén, pues no estaría bien evaluado tener un tendido paralelo al sistema actual.
Expansión del troncal
Las otras opciones consideran llegar hasta Puerto Montt o incluso Temuco, con la línea dedicada. Desde ahí, sería traspasar a la autoridad la tarea de construir las líneas de transmisión que sean necesarias. En este caso, la CNE, en base a proyecciones de demanda, oferta y otros, a través de los Estudios de Transmisión Troncal, licitaría las obras que se necesiten.
Esto le quitaría un problema a la firma, pues traspasaría la responsabilidad al órgano técnico competente. Sin embargo, dicen entendidos, aunque esta opción está sobre la mesa, no es algo que vayan a hacer hoy, puesto que el riesgo es muy grande, para el nivel de inversión que demandaría todo el proyecto.
enero 8, 2014 | Medio Ambiente
(La Tercera) Las últimas centrales carboneras que entraron en operaciones en el Sistema Interconectado Central -Bocamina II, Santa María y Campiche- enfrentan hoy un complejo escenario por problemas ambientales, lo que podría derivar en un incremento en el costo de la energía si estos se profundizan.
Estas unidades, que en conjunto suman unos 1.000 megawatts de capacidad instalada, ayudaron en su momento a reducir el costo marginal, al reemplazar generación diésel para el abastecimiento de energía, la más cara. Sin embargo, ahora enfrentan problemas.
En diciembre, una resolución judicial paralizó la operación de la central Bocamina II de Endesa por tiempo indefinido.
Asimismo, Santa María (350 MW, Colbún) tiene en curso un proceso de sanción por parte de la Superintendencia de Medioambiente (SMA), la que formuló cargos por infracciones graves, que en el caso más extremo podría derivar en la paralización de operaciones. Por su parte, las centrales Ventanas II y Ventanas IV (ex Campiche) de AES Gener enfrentan una investigación por parte de la autoridad ambiental por su responsabilidad en el varamiento de peces ocurrido el pasado 24 de diciembre en Puchuncaví.
Expertos coinciden que la salida por un tiempo prolongado de alguna de estas unidades repercutirá en los costos marginales del sistema, elevando los precios. A esto se suman las proyecciones de un quinto año consecutivo de sequía, lo que reduciría la disponibilidad de agua para generación, agregando más estrés.
Según la consultora María Isabel González, Bocamina II representa el 15% de la capacidad del SIC en esta tecnología, por lo que la salida de alguna de estas unidades reduciría la presencia de generación de base más competitiva. “Si siguiera afuera bocamina por un tiempo prolongado, y llegara a salir Santa María o Campiche, la situación de precios va a cambiar radicalmente”, advierte.
Francisco Aguirre, de Electroconsultores, estima que no habrá efectos en el suministro, pero sí en precios. “Hoy toda la solución que tenemos es el petróleo para reemplazar centrales carboneras grandes. No vamos a tener problemas de suministro, pero el precio es el que paga la cuenta y eso podría llevar los costos a US$ 200-US$ 250 MWh”, añade.
Coincide Ramón Galaz, de Valgesta, quien indica además que la situación sería más crítica en marzo, cuando la demanda se incrementa. “El problema de Bocamina no tuvo impacto relevante en los costos que vemos hoy, y es porque tenemos agua y la demanda en verano baja. Si llega marzo o abril y se mantiene fuera y se suman otras centrales, sí va a tener un impacto importante en los costos”, acota.
diciembre 3, 2013 | Industria
(La Segunda) La férrea oposición a carboneras e hidroeléctricas de gran escala obligó a la industria y autoridades a buscar un plan B para abastecer la demanda futura de energía. ¿Cuál fue la respuesta? Aumentar el gas natural licuado (GNL) en nuestra matriz.
De hecho, en sus programas, ambas candidatas presidenciales posicionan al gas como fundamental en la estrategia de asegurar el suministro de energía y desplazar la generación a petróleo diésel, el combustible más caro de usar.
Si bien existe consenso en propiciar que la infraestructura ociosa de gas disponible en el sistema -ciclos combinados o abiertos- vuelvan a «quemar» gas y no diésel como lo hacen centrales de las empresas que no tienen contrato de GNL, otros han planteado que esta es la opción de crecer en capacidad de energía de base.
Construcción rápida
Entre los aspectos positivos de crecer vía GNL se cuentan las menores emisiones que generan sus centrales en comparación a las carboneras. Para el ex ministro de Energía Marcelo Tokman, «la única alternativa que uno está vislumbrando para el desarrollo energético de Chile es en base a gas natural, pero en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que es donde hay una ‘licencia social’ para poder ejecutar estos proyectos».
«Avanzar en la interconexión eléctrica con el norte y aprovechar esa posibilidad de aumentar la capacidad de gas, usando esta licencia para hacer nuevos proyectos en esa zona es una opción», opinó al participar en un seminario de la Sofofa.
Para la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE) María Isabel González, «indudablemente este es un combustible más limpio que el carbón y el petróleo. También, entre otras de sus ventajas, es que sus plantas son de más rápida construcción que las a carbón».
El proceso de edificación de una iniciativa a GNL demora unos 28 meses, mientras que la termoeléctrica a carbón, unos 48 meses.
El también ex ministro de Energía Alejandro Jadresic comenta que si existiera un desarrollo de la matriz basado en las energías renovables e hidroeléctricas -especialmente las de Aysén-, el GNL no debería jugar un rol importante, «pero adquiere importancia si por distintas razones, económicas o políticas, se dice que no se desarrollan los proyectos de Aysén, siendo alternativa las termoeléctricas».
Sobrecostos por US$2.000 millones anuales
Cuando se habla de los aspectos negativos del gas natural no hay dos opiniones: su precio. De acuerdo a un informe encargado por la CPC a expertos eléctricos, de no poder aprovecharse plenamente los recursos hídricos o construir plantas de carbón, el costo medio de desarrollo en el Sistema Interconectado Central (SIC) «está pasando de US$80-90 por MWh a US$120-130, en el caso que se puedan desarrollar masivamente centrales en base a GNL».
Añade el estudio que dicha diferencia aplicada a la generación total del SIC implica un mayor costo de US$2.000 millones anuales «que deberán soportar los clientes residenciales e industriales. Esta situación dañaría la competitividad de la economía, originando el cese de operaciones de industrias y el consecuente impacto negativo en la producción, la inversión y el empleo».
«Lo que hay que buscar es una matriz equilibrada, ya que si bien el gas tiene atractivos, también cuenta con problemas, no sólo de costos, sino que mayor dependencia porque no es un mercado tan maduro, no como el carbón. El del gas es un mercado mucho más imperfecto, restringido y más político», sostiene Jadresic.
A su vez, González opina que «si queremos bajar los precios de la energía eléctrica deberíamos aprovechar también la existencia del combustible barato y abundante en el mundo que es el carbón».
diciembre 2, 2013 | Industria
(La Tercera) En los próximos 12 años, la matriz energética del país deberá tener 20% de su capacidad de generación en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Eso es lo que estima la Ley 20/25, aprobada por el Congreso en septiembre y que hoy está en fase de redacción de sus reglamentos. Con esta norma, Chile necesitará de 6.500 MW de nueva capacidad instalada adicional a 2025, lo que generará inversiones por más de US$ 13 mil millones.
Hoy, la falta de proyectos eléctricos está potenciando el desarrollo de estas energías. Expertos del sector hablan de un nuevo boom, que esta vez va de la mano de una fuerte caída en los costos de inversión. A la fecha, según información del Servicio de Evaluación Ambiental, existen en el país proyectos de ERNC por 1.079 megawatts (MW) en operación. En construcción, sólo hay 697 MW. De ellos, los eólicos (490 MW) y los solares (126 MW) concentran la mayoría. En aprobación, en tanto, se contabilizan 9.653 MW, de los cuales más de 50% corresponde a energía solar y cerca de 40%, a eólica.
Pero hay un problema. Los más de 6.000 MW aprobados ambientalmente no tienen aún un contrato de suministro amarrado, según Francisco Aguirre, socio de Electroconsultores. El avance tecnológico, que ha reducido los costos, no ha sido suficiente, porque como las ERNC no generan de manera constante, no se ven como confiables, añade.
Pero Alfredo Solar, presidente de Acera, que reúne a las desarrolladoras de ERNC en Chile, cree que las empresas, en particular las mineras, deben realizar un proceso de aprendizaje y confiar en esta nueva oferta. Eso pasa, explica, porque los clientes se abran a una nueva forma de enfocar los compromisos de suministro. “Hay fórmulas estables de modelos de contratos que pueden resolver los temas de la gestionabilidad de las ERNC, para abastecer contratos de demanda plana como los mineros”, plantea. Lo que hay que hacer, expresa, es “implementar estos contratos y asumir los riesgos, a través del respaldo de energía del mercado spot”.
Las ERNC, asegura Solar, están generando energía barata. Lo ejemplifica en que hoy el país usa un gas natural licuado (GNL) que llega a valores de US$ 10 o US$ 12 por millón de BTU, mientras la energía producida por esa tecnología está en US$ 120 el MWh. La electricidad de una central fotovoltaica o eólica, en cambio, “está cerca de US$ 90 por MWh. Las ERNC pueden ofrecer energía a más bajo costo que una planta de ciclo combinado o diésel, que despachan sobre US$ 200 por MWh y a precios comparables con los de una central a carbón nueva”, detalla.
Para mostrar el aporte de estas tecnologías, el gremio presentó en 2012 un estudio de la Universidad de Chile que analizó la situación del SIC en 2011, cuando el sistema tenía 4% de su generación en base a energías renovables. “La presencia de ERNC hizo bajar el costo marginal del SIC, en promedio, en US$ 32 por MWh y generó un ahorro operacional al sistema de US$ 180 millones”, cuenta.
Pero Aguirre matiza ese punto. Si un cliente libre cierra un contrato de ERNC, indica, debe tener en cuenta la intermitencia de la generación, la que debe ser suplantada por energía del mercado spot. “Los US$ 90 por MWh se pagan cuando están disponibles las ERNC. Pero a un cliente que necesita cubrir las 24 horas con energía no le sirven esos valores, porque la cifra se eleva tranquilamente a US$ 120 o US$ 130 por MWh”.
La gerente general de Energética, María Isabel González, comparte esa visión. El riesgo del cliente libre, sostiene, está en tener que pagar más por la energía que no se logra generar cuando hay sol o viento. “Ese mix sale más caro que tener un contrato con una termoeléctrica a carbón e incluso a gas”, explica.
Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, ve que el costo de inversión de estas tecnologías ha bajado y que hay que tomar en cuenta que los precios de la energía en Chile son bastante altos. “Con ese escenario, las ERNC son tanto o más competitivas que la generación a carbón o con gas”, considera.
Menores costos
En Chile, las tecnologías que más están creciendo son la solar fotovoltaica y la eólica. Ambas han registrado importantes avances en la última década. “En el caso de la energía solar, hemos visto un descenso sostenido de precios prácticamente en los últimos 10 años. En la eólica ha habido una evolución tecnológica muy importante, lo que repercute en una baja en el precio”, afirma Solar. Los valores, calcula, han caído hasta 10 veces, comparados con la década pasada y los parques eólicos aumentaron su disponibilidad diaria. Su factor de planta está cercano al 40%, lejos del 20% a 25% de antes.
En términos de precios, el módulo solar fotovoltaico pasó de US$ 10.000 el MW a US$ 600 el MW. “Una planta solar fotovoltaica puede estar en torno a los US$ 1,3 millones y US$ 1,8 millones el MW”, afirma Alfredo Solar (ver infografía). Ramón Galaz anticipa que los costos de inversión pueden bajar de nuevo, pero no al ritmo de los últimos tres años, apunta.
El repunte productivo de China, explica Francisco Aguirre, está tras la fuerte caída de los costos de inversión. Dicho país es el principal productor de módulos fotovoltaicos para EE.UU. y Europa. Los costos medios (gastos de operación más mantenimiento) de una central fotovoltaica se sitúan en unos US$ 113,3 MWh, cifra que se compara con los US$ 115,2 MWh de una central de ciclo combinado que opera con gas natural licuado (GNL). Las cifras, a juicio de Aguirre, están lejos de los US$ 87,1 por MWh de una central a carbón o los US$ 70,6 por MWh de una hidroeléctrica con embalse.
noviembre 26, 2013 | Industria
(El Mercurio) Desde mediados de septiembre los precios de la energía que pagan las empresas han registrado un fuerte descenso en relación con la tendencia de 2013.
Así, durante los meses de octubre y noviembre el costo marginal -valor de la electricidad generada por la unidad menos eficiente y más cara del sistema- en el nudo Quillota (representativo de la Región Metropolitana) se posicionó en los US$ 70 por MWh.
El costo es el más bajo desde septiembre de 2009, cuando el marginal marcó US$ 68 por MWh. Sin embargo, estos menores precios no se habían registrado durante dos meses consecutivos desde la temporada 2006 y 2007. En ese entonces, el valor de la energía que pagan las empresas marcó en diciembre y enero niveles de US$ 44 y US$ 57 por MWh, respectivamente.
Este último período coincide con la última etapa de suministro de gas a bajo precio desde Argentina. Ya en 2007 comenzaron los cortes del hidrocarburo proveniente del país trasandino, lo que disparó los marginales a cotizaciones sobre los US$ 100 por MWh, llegando incluso a un peak de US$ 325 por MWh.
Francisco Aguirre, director ejecutivo de Electroconsultores, explica que los bajos precios son la respuesta a una mayor hidrología en la zona central producto del inicio de la temporada de deshielos.
De hecho, en octubre el 46% de la energía generada en el Sistema Interconectado Central (SIC) provino de fuentes hidroeléctricas.
A lo anterior, sostiene la ex secretaria ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía (CNE), María Isabel González, se suma el aporte de las centrales carboneras que han ingresado al sistema con costos de producción de electricidad cercanos a los US$ 70 por MWh.
Según indican desde la industria, estos menores precios de la energía afectarán positivamente los resultados de las compañías durante el último trimestre de este año.
María Isabel González ratifica esta visión al señalar que las empresas que tienen sus contratos de electricidad indexados a la variable del costo marginal recibirán un alivio en su ítem de gastos durante el cuarto trimestre.
Efecto momentáneo
Pese a que esta tendencia se repitió en los últimos dos meses, los expertos aseguran que sólo durará hasta fin de año.
Según Francisco Aguirre, una vez que se termine la temporada de deshielo, en enero, volverán a entrar en operación las centrales menos eficientes del sistema -que operan a diésel-, lo que se traducirá en costos marginales superiores a los US$ 100 por MWh.
Desde la industria también coinciden con esta visión, pues esperan que a partir de enero los valores se incrementen. Ejemplo de aquello, agregan, es que las grandes empresas siguen frenando varias de sus inversiones en vista de que los precios se mantendrán altos ante la falta de nuevos proyectos de generación en el país.
